СПОСОБ УСТАНОВКИ СКВАЖИННОГО ФИЛЬТРА В ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов паронагнетательными горизонтальными скважинами и их оснащения в этом интервале фильтрами.

Известен способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. 10.08.1999 г., бюл. №22), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным заглушками в отверстиях фильтра из материала, разрушаемого при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции, согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором.

Недостатки данного способа:

- во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тампонированием фильтра эксплуатационной колонны, при этом за фильтром образуется цементный камень, ухудшающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом;

- во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, обусловленная тем, что при прорыве воды в каком-либо интервале фильтра происходит обводнение всей добываемой продукции;

- в-третьих, несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворимые под действием химического реагента заглушки, не учитывают фильтрационно-емкостные характеристики отдельных участков пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, пропускная способность фильтра будет превышать объем отбора высоковязкой нефти из этой зоны.

Также известен способ заканчивания строительства скважины (а.с. SU №1210507, МПК E21B 43/08, опубл. 07.12.1987 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром с заглушками отверстий фильтра из материала, разрушаемого при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции.

Недостатки данного способа:

- во-первых, при тампонировании эксплуатационной колонны с фильтром пространство между продуктивным пластом и фильтрационными каналами в ребрах фильтра перекрывается тампонажным материалом, что снижает продуктивность скважины;

- во-вторых, происходит неэффективное вскрытие продуктивного пласта из-за того, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворимые под действием химического реагента заглушки, не учитывают фильтрационно-емкостные характеристики отдельных участков пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, пропускная способность фильтра будет превышать объем отбора высоковязкой нефти из этой зоны.

Наиболее близким по технической сущности является способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, МПК E21B 43/08, опубл. 10.01.2010 г., бюл. №1), включающий спуск в пробуренную скважину, по меньшей мере, одного скважинного фильтра, установленного в составе эксплуатационной колонны и содержащего срезаемые пробки в отверстиях фильтра, при этом на каждый скважинный фильтр перед спуском в скважину устанавливают центратор, который фиксируют на свободной от фильтрующего элемента трубе скважинного фильтра, выше скважинных фильтров устанавливают заколонные пакеры, количество которых соответствует количеству продуктивных пластов, после спуска обсадной колонны промывают скважину и поочередно снизу вверх активируют пакеры, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, с последующим подъемом давления внутри эксплуатационной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство для крепления эксплуатационной колонны выше продуктивного пласта, после затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, связанный с поочередной посадкой пакеров, количество которых соответствует количеству продуктивных пластов, при этом посадку пакеров осуществляют, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, с последующим подъемом давления внутри обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта, после затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов;

- во-вторых, низкая надежность способа, связанная с тем, что посадку пакеров осуществляют, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, а в горизонтальных скважинах велика вероятность негерметичной посадки сбросового элемента на седло пакера;

- в-третьих, длительный процесс разрушения срезаемых пробок, так как их разрушение производят одновременно с разбуриванием цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов;

- в-четвертых, неэффективное вскрытие продуктивного пласта, так как количество срезаемых пробок, устанавливаемых по телу фильтра, не учитывает фильтрационно-емкостные характеристики пласта, поэтому пропускная способность фильтра не будет соответствовать фильтрационно-емкостным характеристикам отдельных участков пласта, например, в зонах с высокой проницаемостью пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкой проницаемостью, наоборот, пропускная способность фильтра будет превышать объем отбора высоковязкой нефти из этой зоны.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности и эффективности установки скважинного фильтра в паронагнетательной горизонтальной скважине, упрощение технологического процесса реализации способа, а также сокращение продолжительности разрушения срезаемых пробок.

Поставленные задачи решаются способом установки скважинного фильтра в паронагнетательной горизонтальной скважине, включающим бурение паронагнетательной горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны, оснащенной скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами, крепление эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, разрушение срезаемых пробок в отверстиях фильтра.

Новым является то, что в процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики, их изменение в пределах продуктивного пласта по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, после чего подбирают площадь проходных сечений отверстий фильтра в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик и количество отверстий отдельно для каждой зоны, выполняют отверстия в отдельных участках фильтра и устанавливают в них срезаемые пробки, затем на устье скважины фильтр внутри оснащают срезной воронкой, зафиксированной срезным элементом относительно фильтра, а снаружи - заколонными водонабухающими пакерами, спускают в пробуренную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром и устанавливают фильтр в скважине так, чтобы водонабухающие пакеры находились на границах зон пласта с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: магнитный ловитель, толкатель, жесткий центратор с переточными каналами по периферии, спускают компоновку на колонне труб в скважину до упора толкателя в срезную воронку, разгружают колонну труб на 5 кН и разрушают срезной элемент, перемещают срезную воронку посредством толкателя до упора в первый ряд срезаемых пробок, полностью разгружают колонну труб на срезную воронку и разрушают первый ряд срезаемых пробок, которая после разрушения фиксируется на магнитном ловителе, далее перемещают колонну труб от устья к забою и разрушают следующий ряд срезаемых пробок с фиксацией их на магнитном ловителе, весом колонны труб или закачкой технологической жидкости с устья с последующей промывкой скважины, после чего вновь полностью разгружают колонну труб на срезную воронку и разрушают оставшиеся ряды срезаемых пробок по всему сечению фильтра, извлекают колонну труб с компоновкой, затем в скважину до забоя спускают колонну гибких труб, производят ее перемещение от забоя к устью на всем протяжении фильтра и одновременно по колонне гибких труб производят закачку тампонажного состава, которым изолируют отверстия, выполненные в нижнем периметре фильтра.

На фиг.1, 2, 3, 4 схематично изображен предлагаемый способ установки скважинного фильтра в паронагнетательной горизонтальной скважине.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В процессе бурения горизонтального ствола паронагнетательной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение в пределах продуктивного пласта 1 (фиг.1) по стволу горизонтальной скважины 2. Делят горизонтальный ствол скважины 2 на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза.

Например, длина L ствола паронагнетательной горизонтальной скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 190 м, были определены фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 следующим образом:

зона 3′ - проницаемость 0,85 Д, длина L₁=90 м;

зона 3′′ - проницаемость 1,3 Д, длина L₂=60 м (в 1,53 раза относительно зоны 3′);

зона 3′′′ - проницаемость 2,0 Д, длина L₃=40 м (в 1,54 раза относительно зоны 3′′).

Границами зон 3′, 3′′, 3′′′ являются границы длин L₁, L₂, L₃, в которых фильтрационно-емкостные свойства отличаются в 1,5-1,6 раза.

Затем подбирают площадь проходных сечений (пропускную способность фильтра) отверстий 4, 4′, 4′′…4ⁿ (на фиг.1 показаны условно) фильтра 5 (в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик).

Фильтр 5 изготавливают из обсадных труб с внешним диаметром 168 мм и внутренним диаметром 140,3 мм.

Площадь поперечного сечения фильтра 5 - 154,5 см².

Подбор площади проходных сечений отверстий 4, 4′, 4′′…4′ⁿ фильтра 5 для каждой зоны 3′, 3′′, 3′′′ осуществляют любым известным способом, например так, как описано в патенте RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №22 от 10.08.1999 г.

Далее определяют количество отверстий 4, 4', 4"...4", выполняемых в фильтре 5 в каждой зоне, расчетным путем по формуле:

N_Zi=(K₁/K_i)·(4·Fk/π·do²)·L_i/k,

где K₁ - минимальная проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Д;

K_i - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Д;

Fk - площадь поперечного сечения фильтра, см²;

π=3,14;

do - проходной диаметр заглушек 6, 6′, 6′′…6ⁿ (на фиг.2 показаны условно), вставленных в отверстия 4, 4′, 4′′…4ⁿ (фиг.1) фильтра 5, см, do=1,2 см;

L_i - длина зоны продуктивной части горизонтальной скважины;

k - коэффициент скважности, учитывающий, что разработка залежи высоковязкой нефти ведется через верхний периметр фильтра 2, примем k=5.

Таким образом, подставляя значения в формулу, получим количество отверстий, выполняемых в фильтре 5 в каждой отдельной зоне:

N_Z1=(0,85/0,85)·(4·154,5/3,14·1,2²)90/5=2460 шт.

N_Z2=(0,85/1,3)·(4·154,5/3,14·1,2²)60/5=1072 шт.

N_Z3=(0,85/2,0)·(4·154,5/3,14·1,2²)40/5=465 шт.

Например, для зоны длиной L₂ с количеством отверстий 1072 шт. выполняют: 8 отверстий диаметром 25 мм по периметру фильтра 5, расстояние между рядами радиальных отверстий 0,45 м, т.е. 60 м/(1072 м/8)=0,45 м. Аналогичным образом выполняют отверстия в фильтре 5 в оставшихся зонах с длинами L₁, L₃.

Во все отверстия 4, 4′, 4′′…4ⁿ устанавливают срезаемые пробки 6, 6′, 6′′…6ⁿ (фиг.3), например, запрессовывают срезаемые пробки 6, 6′, 6′′…6ⁿ донышками 7, 7′, 7′′…7ⁿ внутрь отверстий 4, 4′, 4′′…4ⁿ фильтра 5.

На устье скважины внутри фильтра 5 (фиг.1) устанавливают срезную воронку 8 и фиксируют ее относительно фильтра 5 срезным элементом 9 относительно фильтра 5, а снаружи - заколонными водонабухающими пакерами 10′, 10′′. Спускают в пробуренную горизонтальную скважину 2 эксплуатационную колонну 11 с фильтром 5 и устанавливают фильтр 5 в скважине 2 так, чтобы водонабухающие пакеры 10′, 10′′ находились на границах зон пласта 1 с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками.

В качестве заколонных водонабухающих пакеров 10′, 10′′ используют пакеры марки FREECAP фирмы ТАМ. Эти пакеры расширяются (разбухают), выполняя разобщение пластов после воздействия воды на их манжету, при этом объемное расширение пакера достигает 200%.

Использование заколонных водонабухающих пакеров исключает поочередную посадку пакеров путем сбрасывания с устья в скважину запорных элементов, а также разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, что позволяет упростить, ускорить и удешевить реализацию способа.

Посадка заколонных водонабухающих пакеров происходит за счет контакта с водой в нагнетательных горизонтальных скважинах, что исключает необходимость использования сбросовых элементов для посадки пакеров и вероятность их негерметичной посадки на седла пакеров, а это повышает надежность реализации способа.

Производят крепление эксплуатационной колонны 11 (фиг.1) в горизонтальной скважине 2 тампонированием 11' и 11", перед фильтром 5 и за ним до забоя 12 соответственно. Оставляют горизонтальную скважину 2 на время ожидания затвердевания тампонажного материала, например цементного раствора, в течение 48 ч.

Исключение цементирования фильтра 5 и расчет по подбору площади проходных сечений отверстий 4 фильтра 5 для каждой зоны 3′, 3′′, 3′′′ продуктивного пласта в зависимости от проницаемости повышает качество вскрытия продуктивного пласта 1 и оптимизирует закачку пара в залежь высоковязкой нефти.

Затем на устье горизонтальной скважины 2 собирают компоновку снизу вверх: магнитный ловитель 13, толкатель 14, жесткий центратор 15 с переточными каналами 16 по периферии. Например, жесткий центратор 15 оснащен четырьмя продольными ребрами (на фиг.1, 2, 3, 4 не показаны) и соответственно четырьмя переточными каналами 16, образующимися между продольными ребрами. Переточные каналы 16 позволяют перепускать жидкость через жесткий центратор 15 в процессе реализации способа.

В качестве магнитного ловителя применяют магнитный струйный металлоуловитель (МСМ), выпускаемый Нефтекамским заводом нефтяного оборудования (Россия, Республика Башкортостан, г.Нефтекамск). МСМ предназначен для извлечения с забоя нефтяных и газовых скважин мелких металлических предметов. В МСМ применяются высокоэнергетические магниты, коэрцитивная сила которых практически в 10 раз превышает силу ранее использованных магнитов.

В паронагнетательную горизонтальную скважину 2 спускают компоновку на колонне труб 17 до упора толкателя 14 в торец 18 (фиг.1) срезной воронки 8.

Разгружают колонну труб 17 на 5 кН и разрушают срезной элемент 9, фиксирующий срезную воронку 8 относительно эксплуатационной колонны 11. Под действием веса колонны труб 17 перемещают срезную воронку 8 (фиг.2) посредством толкателя 14 до упора в первый ряд срезаемых пробок 6.

Затем колонну труб 17 полностью (на собственный вес) разгружают на срезную воронку 8 и разрушают первый ряд срезаемых пробок 6.

После разрушения ряда срезаемых пробок 6 они фиксируются на поверхности магнитного ловителя 13 за счет притягивающей силы магнита.

Далее под действием собственного веса перемещают колонну труб 17 от устья к забою 12 и разрушают следующий ряд срезаемых пробок 6′ с фиксацией их на магнитном ловителе 13.

Если в процессе разрушения ряда срезаемых пробок 6, 6' собственного веса колонны труб 17 недостаточно (т.е. при полной разгрузке колонны труб 17 не происходит ее перемещения в скважину) для разрушения срезной воронкой 8 ряда срезаемых пробок 6', то с устья паронагнетательной горизонтальной скважины 2 в колонну труб 17 подают технологическую жидкость, например пресную воду плотностью 1000 кг/м³, и производят промывку горизонтальной скважины 2, например в двукратном объеме скважины, равном 10 м³.

В процессе промывки технологическая жидкость поднимается на устье скважины 2 по межколонному пространству 19, перетекая по периферии жесткого центратора 15 через его переточные каналы 16.

Промывка скважины технологической жидкостью позволяет очистить скважину от грязи, шлама, разрушенного ряда срезаемых пробок 6', препятствующих разрушению ряда срезаемых пробок 6" под весом колонны труб 17.

Кроме того, промывка позволяет собрать на наружной поверхности магнитного ловителя 13 разрушенные срезаемые пробки 6'.

По окончании промывки колонну труб 17 вновь полностью разгружают толкателем 14 на срезную воронку 8 и разрушают оставшиеся срезаемые пробки 6 по всему сечению на всем протяжении фильтра 5. Колонну труб 17 с компоновкой извлекают на поверхность.

В паронагнетательную горизонтальную скважину 2 до забоя 12 спускают колонну гибких труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана), например, диаметром 38,1 мм. Затем колонну гибких труб перемещают от забоя 12 (фиг.2) к устью на всем протяжении фильтра 5, при этом одновременно по гибкой трубе закачивают тампонажный состав, например цементный раствор 20 (фиг.4), которым изолируют отверстия 4 по нижнему периметру фильтра 21.

Таким образом, в горизонтальной скважине 2 (фиг.2 и 4) цементным раствором 20 заливают нижний периметр 21 фильтра 5 на всем его протяжении (L=190 м). По окончании времени ожидания затвердевания цементного раствора, например 24 ч, фильтр 5 (фиг.4) имеет вскрытые отверстия 4 только по верхнему периметру 22 фильтра 5 на всем его протяжении (L=190 м).

Предлагаемый способ установки скважинного фильтра в паронагнетательной горизонтальной скважине позволяет:

- повысить качество вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти;

- повысить эффективность воздействия рабочего агента на залежь высоковязкой нефти независимо от проницаемости ее пород;

- сократить продолжительность разрушения срезаемых пробок.