Результат интеллектуальной деятельности: Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи, а именно переходную зону сеноманской газовой залежи.

В настоящее время такие уникальные газовые месторождения Западной Сибири как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и другие находятся на поздней стадии разработки, и из их залежей уже извлечено порядка 75% от начальных запасов газа.

Сеноманские газовые залежи имеют несколько зон насыщения (сверху-вниз): зону предельного насыщения, зону недонасыщения, переходную зону, а также зону остаточной газонасыщенности. Опыт разработки таких залежей показывает, что газодобывающие скважины вскрывают и добывают только из зоны предельного насыщения, для которой характерно максимальное газонасыщение пласта-коллектора. Остальные же зоны не участвуют в эксплуатации по разному роду причин. Переходная зона, а также зона остаточной газонасыщенности объедены в одну слабогазонасыщенную зону и по причине ее слабой геологической изученности, а также высоким запасам газа в зоне предельного насыщения, они вовсе исключены из разработки.

Зона остаточной газонасыщенности завершает газовую залежь. В этом интервале на самых низких гипсометрических отметках залегают полностью водонасыщенные породы, толщиной порядка двух метров. Остаточная газонасыщенность этой зоны в общем случае возрастает к верху от «зеркала воды». Вторая часть - зона совместных притоков пластовой воды и газа (переходная зона).

Для эффективной эксплуатации переходной зоны сеноманской газовой залежи необходимо большее внимание уделять технологиям водоизоляционных работ селективного действия, а также способам заканчивания скважин.

Известен способ заканчивания скважины с закрытым забоем, согласно которому продуктивный пласт вскрывается на всю толщину, далее спускается эксплуатационная (обсадная) колонна до проектной глубины с полным перекрытием интервала продуктивного пласта, и после цементирования эксплуатационной колоны проводится перфорация эксплуатационного объекта с последующим освоением скважины (Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. -Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С.21-22).

Недостатком такого способа является негативное влияние цементного раствора на продуктивный пласт в процессе цементирования эксплуатационной колонны, а также влияние перфорационной жидкости при выполнении работ по вторичному вскрытию продуктивного горизонта за счет проникновения фильтрата и твердой фазы жидкости в призабойную зону пласта.

Известен способ заканчивания скважины с открытым забоем, когда скважина бурится до проектной глубины, при этом интервал продуктивного пласта остается не перекрытым, либо перекрывается фильтром [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С.12-13].

Недостатком такого способа является то, что в процессе освоения и интенсификации притока флюида из скважины происходит дополнительная кольматация фильтратами технологических растворов гидрофильного коллектора, что, в свою очередь, ведет к набуханию глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе и уменьшению гидравлического радиуса пор.

Известен способ заканчивания газовой скважины (Патент на изобретение РФ №2438007, опубл. 27.12.2011 бюл. №36, МПК Е21В 43/00, 33/12, 34/06), при котором на обустроенном и необустроенном кустах после завершения бурения и крепления заменяют буровой раствор на техническую воду. Осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны. В скважину спускают лифтовую колонну с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем. Подвешивают лифтовую колонну в подвеске трубной головки и устанавливают на устье скважины фонтанную арматуру. Ствол скважины заполняют незамерзающей рабочей жидкостью. В посадочном ниппеле устанавливают глухую пробку, в лифтовой колонне над глухой пробкой создают избыточное давление и запакеровывают пакер. По второму варианту, на необсаженном кусте при опережающем строительстве закрывают приустьевой клапан, расположенный выше пакера, в подвеске трубной головки устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки. Оставляют скважину на период ожидания обустройства куста. После завершения обустройства куста из боковых отводов трубной головки извлекают резьбовые пробки, а из подвески - обратный клапан, открывают приустьевой клапан-отсекатель. По обоим вариантам на обустроенном и необустроенном кустах из скважины извлекают глухую пробку. В лифтовую колонну спускают гибкую трубу и из скважины вытесняют незамерзающую рабочую жидкость инертным газом. Из скважины поднимают гибкую трубу, в лифтовую колонну спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны в газовой среде.

Недостатком такого способа является негативное влияние цементного раствора на продуктивный пласт в процессе цементирования эксплуатационной колонны.

Известен способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию, который включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта (Патент на изобретение РФ №2661935, опубл. 26.09.2017 бюл. №21, МПК Е21В 43/32). Осуществляют вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта. Спускают эксплуатационную колонну с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют распакеровку заколонного пакера. Спускают колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне водонефтяного контакта. После разбухания уплотнительного элемента пакера закачивают водоизоляционную композицию через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана. Отсоединяют верхнюю часть бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия. После затвердения цемента спускают бурильные трубы с долотом. Разбуривают оставшуюся в скважине нижнюю часть бурильных труб с пакером набухающего действия. Вымывают стружку на поверхность. Поднимают колонну бурильных труб с долотом. Спускают колонны насосно-компрессорных труб, закачивают цементный раствор для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня водонефтяного контакта. Поднимают колонны насосно-компрессорных труб, ожидают затвердения цемента. Осваивают скважину через перфорированный хвостовик обсадной колонны и выводят скважину на режим.

Недостатком такого способа является сложность выполнения работ.Для герметизации заколонного пространства предлагается применять заколонный пакер набухающего действия, время разбухания уплотнительного элемента которого может достигать нескольких суток. Таким образом, увеличивается срок проведения работ, а также существует риск возникновения заколонных перетоков в процессе закачивания водоизоляционной композиции в пласт.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины (Патент на изобретение РФ №2586337, опубл. 10.06.2016 бюл. №16, МПК Е21В 43/11, 33/13, 43/27). По способу осуществляют бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину. Спускают эксплуатационную колонну, оборудованную пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми. Осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта водным раствором хлорида кальция. Устанавливают пакер для возможности манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород. Пакер размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластов. Секцией обсадных труб, расположенных ниже пакера, перекрывают всю толщину продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство за эксплуатационной колонной. Выдерживают скважину на период ожидания затвердевания цемента и пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств. Разбуривают пакер. Закачивают в подпакерное пространство скважины соляную кислоту и разрушают легкоплавкие вставки с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб. Созданием депрессии вызывают приток из продуктивного пласта.

Недостатком такого способа является то, что для установки пакера манжетного цементирования необходимо условие наличия твердых сцементированных глинистых пропластов в разрезе скважины, а также то, что способ может быть осуществлен только в нефтедобывающей скважине и не может быть реализован в газодобывающей скважине.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что осуществляют бурение скважины под эксплуатационную колонну со вскрытием продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной на всю толщину буровым раствором с минимальным коэффициентом водоотдачи, спуск эксплуатационной колонны, оснащенной муфтой ступенчатого цементирования и заколонным пакером манжетного цементирования, с перекрытием всей толщины продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной, заколонный пакер манжетного цементирования устанавливают в интервале кровли продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной, промывку скважины путем замещения бурового раствора в стволе скважины 3%-ым раствором хлорида кальция CaCl₂, цементирование эксплуатационной колонны через муфту ступенчатого цементирования, при затвердении цемента компоновкой с фрезой разбуривание заколонного пакера манжетного цементирования на 3%-ном водном растворе хлорида кальция CaCl₂, промывку скважины 3%-ным водным раствором хлорида кальция CaCl₂, закачивание в подпакерное пространство 20-и %-ной соляной кислоты HCl с разрушением легкоплавких вставок, спуск бурильной колонны с пакером механического действия и продавливание в поровую структуру продуктивного пласта с переходной зоной состава на основе гидрофобных кремнийорганических жидкостей и этиловых эфиров ортокремниевой кислоты, формирование водоизоляционного экрана в продуктивном пласте с переходной зоной, нижняя часть которого, при контакте этиловых эфиров ортокремниевой кислоты с водой, становится непроницаемой для воды, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу, спуск внутрискважинного оборудования, освоение методом снижения плотности жидкости и вывод на режим добычи газа. Изобретение поясняется чертежами, где

на фиг.1 - спуск эксплуатационной колонны и установка заколонного пакера

на фиг.2 - замещение имеющегося в стволе скважины бурового раствора 3%-ым раствором хлорида кальция CaCl₂

на фиг.3 - цементирование эксплуатационной колонны через муфту ступенчатого цементирования

на фиг.4 - разбуривание заколонного пакера на 3%-ном водном растворе хлорида кальция CaCl₂

на фиг.5 - закачивание 20-и %-ной соляной кислоты HCl в подпакерное пространство на

фиг.6 - спуск бурильной колонны с пакером механического действия и продавливание в поровую структуру продуктивного пласта соединений на основе гидрофобных кремнийорганических жидкостей и этиловых эфиров ортокремниевой кислоты (этилсиликат ЭТС-40)

на фиг.7 - образование в пласте водоизоляционного состава

Заявляемое техническое решение состоит из таких основных элементов как (фиг.1) обсадная колонна 1, эксплуатационная колонна 4, оснащенная муфтой ступенчатого цементирования 5, заколонного пакера манжетного цементирования 6, перфорированных обсадных труб 7, сквозных отверстий перекрытых легкоплавкими вставками 8.

Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи осуществляют следующим образом.

1. Осуществляют бурение скважины под кондуктор, спускают обсадную колонну 1, проводят работы по цементированию в заколонном пространстве 2 с последующим ожиданием затвердения цемента.

2. После затвердения цемента осуществляют бурение скважины под эксплуатационную колонну 4 со вскрытием продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной 3 на всю толщину буровым раствором с минимальным коэффициентом водоотдачи.

3. Далее спускают эксплуатационную колонну 4 с учетом перекрытия всей толщины продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной 3, оснащенную муфтой ступенчатого цементирования 5 и заколонным пакером манжетного цементирования 6.

4. Заколонный пакер манжетного цементирования 6 устанавливают в интервале кровли продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной 3 (фиг.1).

5. После осуществляют промывку скважины путем замещения имеющегося в стволе скважины бурового раствора 3%-ым раствором хлорида кальция CaCl₂ (фиг.2).

В процессе промывки скважины и капилярной пропитки прискважинной зоны раствором хлорида кальция (CaCl₂) происходит осмотический и катионно-ионный обменный процесс: катионы более активного Са++ замещают ионы Na-, содержащиеся в терригенном коллекторе, что способствует снижению набухающей способности глинистых частиц, содержащихся в коллекторе (осушка прискважинной зоны), тем самым укрепляя стенки ствола скважины, и увеличивая гидравлический радиус пор коллектора, что приводит к увеличению продуктивности скважины.

6. Цементирование эксплуатационной колонны 4 осуществляют через муфту ступенчатого цементирования 5, находящейся в оснастке обсадной колонны 1.

7. После скважину оставляют на ожидание затвердения цемента (фиг.3).

8. После затвердения цемента компоновкой с фрезой 9 осуществляют разбуривание заколонного пакера манжетного цементирования 6 на 3%-ном водном растворе хлорида кальция CaCl₂, в результате чего отверстие эксплуатационной колонны 4 становится полнопроходным (фиг.4).

9. После осуществляют повторную промывку скважины 3%-ным водным раствором хлорида кальция CaCl₂, и в ее подпакерное пространство закачивают 20-и %-ную соляную кислоту HCl, которой осуществляют разрушение легкоплавких вставок 8 с освобождением сквозных отверстий секции эксплуатационной колонны 4 (фиг.5).

10. После осуществляют спуск бурильной колонны 10 с пакером механического действия 11 и продавливание в поровую структуру продуктивного пласта с переходной зоной 3 состава 13 на основе гидрофобных кремнийорганических жидкостей и этиловых эфиров ортокремниевой кислоты (этилсиликат ЭТС-40) (фиг.6), с целью предотвращения продвижения подошвенных вод и обводнения наиболее проницаемых пропластков.

11. По окончании продавливания состава 13 в продуктивном пласте с переходной зоной 3 формируется водоизоляционный экран 12, нижняя часть которого, при контакте этиловых эфиров ортокремниевой кислоты (этилсиликат ЭТС-40) с водой, становится непроницаемой для воды (фиг.7), а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.

12. После в скважину спускают оборудование для добычи газа на колонне насосно-компрессорных трубах (к примеру, снизу-вверх) (на фиг. не показано): воронка с направляющим раструбом, защитный патрубок, посадочный ниппель для датчика давления, перфорированный патрубок, извлекаемый пакер гидравлического действия, циркуляционный клапан, эксцентричная камера с глухой пробкой, посадочный ниппель клапана-отсекателя, гидродинамическая муфта.

13. После скважину осваивают методом снижения плотности жидкости и выводят на режим добычи газа.

В предлагаемом способе заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи избегается проблема негативного влияния цементного раствора на продуктивный пласт в процессе цементирования эксплуатационной колонны, а также влияние перфорационной жидкости при выполнении работ по вторичному вскрытию продуктивного горизонта. Также в процессе освоения скважины не происходит дополнительная кольматация фильтратами технологических растворов гидрофильного коллектора, что, в свою очередь, не ведет к набуханию глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе и уменьшению гидравлического радиуса пор. Для герметизации заколонного пространства предлагается заколонный пакер манжетного цементирования, что снижает сроки проведения работ, а также снижает риск возникновения заколонных перетоков в процессе закачивания водоизоляционной композиции в пласт.

Пояснения к чертежам:

1 - обсадная колонна

2 - заколонное пространство

3 - продуктивный газонасыщенный пласт с переходной зоной

4 - эксплуатационная колонна

5 - муфта ступенчатого цементирования

6 - заколонный пакер манжетного цементирования

7 - перфорированные обсадные трубы

8 - легкоплавкие вставки

9 - компоновка с фрезой

10 - бурильная колонна

11 - пакер механического действия

12 - водоизоляционный экран

13 - состав на основе гидрофобной кремнийорганической жидкости и этилового эфира ортокремниевой кислоты (этилсиликат ЭТС-40)