Результат интеллектуальной деятельности: Способ заканчивания скважины

Изобретение относится к бурению скважин, в частности, к разобщению и креплению коллекторов нефтяных и газовых скважин в процессе их заканчивания при наличии водоносных пластов, расположенных выше и ниже продуктивного пласта, с зоной водонефнятоного контакта (далее ВНК).

Известны различные способы разобщения и крепления пластов в процессе заканчивания строительства скважин (Ашрафьян М.О. и др. Совершенствование конструкций забоев скважин.- М: Недра, 1987, 156 с.), которые осуществляются в зависимости от горно-геологических условий эксплуатации скважин - от спуска до забоя эксплуатационной колонны и прямого цементирования с применением верхней и нижней разделительных пробок до спуска эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования с последующим вскрытием коллектора, расширением ствола в этом интервале и закачкой проницаемого тампонажного состава.

Известен способ заканчивания скважин со слабосцементированными коллекторами (Авт. свид-во № 727838, МПК E21В 33/138, С09К 8/44, Е21В 43/08, опубл. 15.04.1980), который включает крепление скважины колонной до кровли продуктивного пласта, вскрытие пласта коллектора и расширение ствола до диаметра 400 - 500 мм, спуск до забоя бурильных труб и закачку в интервал слабосцементированного коллектора проницаемого тампонажного состава, подъем бурильных труб, спуск до забоя эксплуатационной колонны - фильтра, оборудованного отверстиями с большой площадью фильтрации, ожидание затвердения проницаемого тампонажного стакана и разбуривание его в колонне.

К недостаткам известного способа относят то, что не обеспечивается герметичность и надежность разобщения пластов, а также уменьшение проходного сечения эксплуатационной колонны.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ заканчивания строительства скважин (Авт. свид-во № 1639120, МПК E21В 33/13, 27.11.1996), включающий крепление ствола скважины до кровли продуктивного горизонта колонной обсадных труб, расширение ствола против продуктивного горизонта, спуск до забоя непроницаемой оболочки (перекрыватель пласта) вместе с эксплуатационной колонной, цементирование скважины, далее осуществление вторичного вскрытия пласта - коллектора и вызов притока флюида.

Недостатком известного способа является то, что при расширении непроницаемой оболочки давлением изнутри выпуклые части профильных труб (непроницаемой оболочки) при упирании о стенку скважины препятствуют распространению герметизирующей пасты вокруг перекрывателя, вследствие чего она выдавливается в продольных направлениях по впадинам профильных труб, оставляя незагерметизированные участки. В результате не обеспечивается герметичность и надежность разобщения пластов. Кроме того, в данном случае при вторичном вскрытии пласта взрывными методами давление взрыва передается на верхнюю, цементированную часть ствола скважины, создавая микротрещины в цементном камне. При вторичном вскрытии сверлящими перфораторами верхняя часть продуктивного горизонта на значительном расстоянии (более 2 м) из-за разности диаметров ствола скважины и расширенной части остается неперфорированной, т. к. на этом участке прижатие перфоратора к стенке не представляется возможным. По той же причине произвести перфорацию с использованием гидромеханического щелевого перфоратора, спускаемого на НКТ, вообще не представляется возможным. Кроме того, одним из основных недостатков способа является то, что он не позволяет провести селективную обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) в расширенной части продуктивного пласта и вынести из ПЗП загрязняющие компоненты, что не способствует повышению продуктивности скважины.

Технической задачей является создание эффективного способа заканчивания скважины путем качественной изоляции продуктивного пласта при вторичном вскрытии при наличии водоносных пластов, расположенных выше и ниже продуктивного пласта, с зоной водонефтяного контакта (ВНК), а также снижение обводненности продукции в период длительной эксплуатации скважин за счет обеспечения герметичности и надежности разобщения и крепления коллекторов, повышение продуктивности скважин за счет достижения гидравлического совершенства продуктивной части скважины.

Техническая задача решается способом заканчивания скважины, включающим спуск обсадной колонны в скважину и цементирование скважины с последующим проведением вторичного вскрытия продуктивного пласта.

Новым является то, что предварительно по имеющимся данным по ранее пробуренным скважинам на данной площади определяют толщину продуктивного и водоносного пластов и расположение водонефтяного контакта - ВНК, выбирают водонабухающий пакер длиной, позволяющей перекрыть всю толщину продуктивного пласта и перекрыть верхний и нижний водоносные пласты на длину не мене 2 метров от зоны ВНК, на обсадную колонну устанавливают следующую компоновку снизу вверх: башмак колонный, водонабухающий пакер, муфта ступенчатого цементирования, производят спуск обсадной колонны с компоновкой в скважину, размещают водонабухающий пакер в интервале продуктивного пласта и находящихся выше и ниже него водоносных пластов, проводят цементирование скважины через муфту ступенчатого цементирования, после окончания цементирования скважину оставляют на время ожидания затвердевания цемента и время активации водонабухающего пакера, после активации водонабухающего пакера внутри обсадной колонны разбуривают муфту ступенчатого цементирования, далее спускают перфоратор в интервал продуктивного горизонта и производят перфорацию через водонабухающий пакер.

На чертеже представлен общий вид обсадной колонны после цементирования и перфорации.

Способ заканчивания скважины осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют толщину продуктивного 1 (чертеж) и водоносного 2 пластов и расположение водонефтяного контакта – ВНК 3, выбирают водонабухающий пакер 4 длиной, позволяющей перекрыть всю толщину продуктивного пласта 1 и перекрыть верхний и нижний водоносные пласты 2 на длину не мене 2 метров от зоны ВНК 3.

На обсадную колонну 5, образованную из обсадных труб, устанавливают следующую компоновку снизу вверх: башмак колонный (на чертеже не показано), водонабухающий пакер 4, муфта ступенчатого цементирования 6.

В скважину, заполненную технической водой, производят спуск обсадной колонны 5 в скважину с вышеуказанной компоновкой. Размещают водонабухающий пакер 4 в интервале продуктивного пласта 1 (водонабухающий пакер 4 располагается напротив продуктивного пласта 1) и находящихся выше и ниже продуктивного пласта 1 водоносных пластов 2.

Далее производят цементирование обсадной колонны 5 через муфту ступенчатого цементирования 6 по общепринятой технологии. Таким образом цементный раствор 7 располагается в заколонном пространстве выше водонабухающего пакера 4, при этом водонабухающий пакер 4 остается в водной среде.

После окончания цементирования по общепринятой технологии через муфту ступенчатого цементирования 6 скважину оставляют на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и время активации водонабухающего пакера 4 (время активации выбирается по рекомендациям производителя водонабухающего пакера). При взаимодействии водной среды с водонабухающим пакером 4 последний набухает, надежно разобщая водоносные пласты 5 и продуктивный пласт 1.

После ожидания затвердевания цемента и полной активации водонабухающего пакера 4 внутри обсадной колонны 5 разбуривают муфту ступенчатого цементирования и далее спускают стандартный перфоратор в интервал продуктивного пласта 1 и производят перфорацию с образованием перфорационных отверстий 8 непосредственно через водонабухающий пакер 4. При этом перфорационные отверстия 8 на теле водонабухающего пакера 4 позволяют получить стабильный приток нефти из продуктивного пласта 1 при освоении, так как водонабухающая резина, из которой изготовлен водонабухающий пакер 4, не реагирует с нефтью.

Пример практического применения.

Перед началом строительства новой скважины по ранее пробуренным скважинам на данной площади выяснили, что глубина расположения нефтяного пласта находится в интервале 1801 – 1809 м, при этом водоносные пласты находятся выше и ниже продуктивного пласта, а зона ВНК проходит по глубинам 1801 м и соответственно 1809 м. Для перекрытия продуктивного пласта выбрали водонабухающий пакер длиной 12 м. Перед началом цементирования на обсадную колонну установили последовательно снизу вверх: башмак колонный, водонабухающий пакер, муфту ступенчатого цементирования. В скважину, заполненную технической водой, произвели спуск обсадной колонны с вышеуказанной компоновкой, до проектной глубины, с учетом размещения водонабухающего пакера в интервале 1799-1811 м. Далее произвели цементирование обсадной колонны через муфту ступенчатого цементирования по общепринятой технологии и оставили скважину в покое на 48 часов - время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и активации водонабухающего пакера. Через 48 часов спустили в скважину бурильную колонну с долотом и произвели разбуривание элементов муфты ступенчатого цементирования, до свободного прохождения. Извлекли бурильную колонну с долотом, и спустили перфоратор. Произвели перфорацию с образованием перфорационных отверстий непосредственно через водонабухающий пакер с последующим получением безводной углеводородной продукции.

Предлагаемый способ заканчивания скважины позволяет гарантированно качественно изолировать водоносные пласты, находящиеся выше или ниже продуктивного пласта, тем самым исключая возникновение заколонных циркуляций, снизить обводненность продукции в период длительной эксплуатации скважин за счет обеспечения герметичности и надежности разобщения и крепления коллекторов, а также повысить продуктивность скважин за счет достижения гидравлического совершенства продуктивной части скважины.