Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ДОБЫВАЮЩЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к области разработки залежи высоковязкой нефти и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов и их оборудования при заканчивании строительства добывающих горизонтальных скважин, а именно при расположении нагнетательной горизонтальной скважины под добывающей горизонтальной скважиной.

Известен способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, МПК E21B 43/08, опубл. в бюл. №1 от 10.01.2010 г.), включающий спуск в пробуренную скважину по меньшей мере одного скважинного фильтра, установленного внизу обсадной колонны и содержащего срезаемые пробки, 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 пакеры, число которых соответствует числу 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 обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта. После затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров, при этом скважинные фильтры устанавливают ниже хвостовика, который через разъединяющее устройство соединяют с транспортной колонной для доставки скважинных фильтров в составе хвостовика в скважину, причем после установки скважинных фильтров с хвостовиком на место транспортная колонна отстыковывается и извлекается из скважины, причем ниже скважинных фильтров устанавливают обратный клапан и башмак.

Недостатками данного способа являются:

-во-первых, сложный и трудозатратный технологический процесс его осуществления;

-во-вторых, большая продолжительность реализации способа, связанная с необходимостью спуска в скважину дополнительного оборудования для разрушения срезных пробок, при этом возможно, что часть срезных пробок останется неразрушенной;

-в-третьих, неэффективное вскрытие продуктивного пласта, так как количество срезных пробок, устанавливаемых по телу фильтра, не учитывает проницаемости зон продуктивной части скважины, напротив которых этот фильтр расположен, а это значит, что в зонах с высокой проницаемостью пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкой проницаемостью, наоборот, будет превышать объем отбора высоковязкой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 от 10.08.1999 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным заглушками в отверстиях фильтра из материала, разрушающегося 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.

Недостатками данного способа являются:

-во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что производят тампонирование как эксплуатационной колонны, так и фильтра, 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 учитывает фильтрационно-емкостные характеристики 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, будет превышать объем отбора высоковязкой нефти.

Техническими задачами предложения являются повышение качества вскрытия продуктивного пласта добывающей горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти и повышение эффективности отбора высоковязкой нефти из залежи с различными фильтрационно-емкостными характеристиками пласта за счет обеспечения оптимального притока и выравнивания профиля притока высоковязкой нефти.

Поставленные задачи решаются способом заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины, включающим бурение ствола добывающей горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра.

Новым является то, что в процессе бурения добывающей горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную добывающую горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем в скважину спускают колонну труб и закачивают химический реагент и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, производят ее перемещение от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб цементного раствора, которым заливают нижний периметр фильтра.

На фиг.1, 2, 3 схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ осуществляют на залежи высоковязкой нефти при расположении нагнетательной горизонтальной скважины выше добывающей горизонтальной скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

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

Например, длина L ствола горизонтальной добывающей скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 400 м, фильтрационно-емкостные свойства и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 определены следующим образом:

зона 3'- проницаемость 0,85 Дарси, длина L₁=120 м;

зона 3”- проницаемость 1,3 Дарси, длина L₂=80 м (в 1,53 раза относительно зоны 3');

зона 3''' - проницаемость 2,0 Дарси, длина L₃=60 м (в 1,54 раза относительно зоны 3”);

зона 3””- проницаемость 3,2 Дарси, длина L₄=140 м (в 1,6 раза относительно зоны 3””).

Границами зон 3', 3”, 3''', 3”” являются границы длин L₁, L₂, L₃, L₄, в которых фильтрационно-емкостные характеристики отличаются в 1,5-1,6 раза.

Затем подбирают пропускную способность (площадь проходных сечений) отверстий 4, 4', 4”…4” (на фиг.1 показаны условно) фильтра 5, например для фильтра диаметром 168 мм, отдельно для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик.

Подбор площади проходных сечений отверстий 4, 4', 4”…4” фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” осуществляют любым известным способом, например, так, как описано в патенте RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 от 09.12.1999 г.

Фильтр 5 изготавливают из обсадных труб с внешним диаметром D, равным 168 мм, и внутренним диаметром Dвф, равным 140,3 мм. Площадь поперечного сечения фильтра 5 Fк равна 154,5 см².

Далее определяют количество отверстий 4, 4', 4”…4”, выполняемых в фильтре 5 в каждой зоне, по формуле:

N_zi=(K₁/Ki)·(4·Fк/π·do²)·L_i/k,

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

Ki - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Fк - площадь поперечного сечения фильтра, см;

π=3,14;

do - проходной диаметр заглушек 6, 6', 6 м…6” (на фиг.2 показаны условно), вставленных в отверстия 4, 4', 4”…4” (см. 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 равным 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)120/5=3281 шт.

N_Z2=(0,85/1,3)·(4-154,5/3,14-1,2²)80/5=1430 шт.

N_Z3=(0,85/2,0)·(4-154,5/3,14-1,2²)60/5=697 шт.

N_Z4=(0,85/3,2)·(4-154,5/3,14-1,2²)140/5=1016 шт.

Расстояние между отверстиями по длине фильтра 5 и количество отверстий 4, 4', 4”…4ⁿ по периметру фильтра определяют расчетным путем. Например, для зоны длиной L₂ с количеством отверстий N_Z2 1430 шт. выполняют радиальный ряд отверстий, например 8 отверстий диаметром 12 мм по периметру фильтра 5 и на расстоянии 0,45 м между рядами радиальных отверстий, т.е. (80 м/1430)-8=0,45 м. Аналогичным образом выполняют отверстия в фильтре 5 в оставшихся зонах с длинами L₁, L₃, L₄.

Все отверстия 4, 4', 4”…4ⁿ фильтра 5 оборудуют заглушками 6, 6', 6”…6” (см. фиг.2, показаны условно), разрушаемыми (растворимыми) химическим реагентом (например, соляной кислотой).

Например, запрессовывают заглушки 6, 6', 6”…6ⁿ в соответствующие отверстия 4, 4', 4”…4ⁿ фильтра 5, а в качестве заглушек применяют пробки, выполненные из сплава магния, описанные в патенте RU №2397316, МПК E21B 43/11, опубл. 20.08.2010 г., бюл. №23.

Затем в отверстия 4, 4', 4”…4ⁿ (на фиг.1 и 2 показаны условно) фильтра 5 под заглушками 6 устанавливают сетчатые фильтрующие элементы 7, количество которых соответствует количеству отверстий 4, 4', 4”…4ⁿ в зонах 3', 3”, 3''', 3””.

Спускают в пробуренную добывающую горизонтальную скважину 2 (фиг.1) эксплуатационную колонну 8 с фильтром 5, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами 9', 9”, 9'''…9ⁿ и устанавливают их на границах зон 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта 1. Например, зоны 3', 3”, 3''', 3”” оснащают тремя пакерами 9', 9”, 9'''.

В качестве заколонных нефтенабухающих пакеров используют, например, пакеры марки FREECAP фирмы ТАМ. Эти пакеры расширяются (разбухают), вызывая разобщение пластов после воздействия высоковязкой нефти на их манжету, при этом объемное расширение пакера достигает 200%.

Сетчатые фильтрующие элементы 7 (см. фиг.2 и 3) выполняют, например, из пористого металловолоконного материала (PMF) и пористого спеченного материала (SL), изготовленного из нержавеющей стали 316L или сплава с высоким содержанием никеля, что позволяет им выдерживать наиболее жесткие условия эксплуатации в горизонтальной добывающей скважине. Сетчатый фильтрующий элемент 7 обеспечивает надежное и долговечное предотвращение выноса песка.

Производят крепление эксплуатационной колонны 8 (см. фиг.1) в добывающей горизонтальной скважине 1 цементированием 8' и 8" перед фильтром 5 и за ним соответственно. Оставляют добывающую горизонтальную скважину 2 на время ожидания затвердевания, например, цементного раствора в течение 48 ч.

Исключение цементирования фильтра 5 и подбор расчета площади проходных сечений отверстий 4 фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта в зависимости от проницаемости повышает качество вскрытия продуктивного пласта 1 и оптимизирует отбор высоковязкой нефти из залежи.

Далее в скважину 1 спускают колонну труб (на фиг.1 и 2 не показана) и закачивают по ней химический реагент, например 15%-ный водный раствор соляной кислоты 10 (фиг.2). Заполняют фильтр 5 по всему сечению на всем его протяжении (L=400 м) 15%-ным водным раствором соляной кислоты, например, в объеме фильтра 7 м³.

Выдерживают скважину 1 на время реакции соляной кислоты со сплавом магния, т.е. для разрушения заглушек 6 (см. фиг.3) в отверстиях 4 фильтра 5, например, в течение 8 ч. По окончании этого времени вымывают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с растворимыми заглушками 6 из фильтра 5, например, закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м³ с циркуляцией до выхода продуктов реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты. В результате фильтр 5 (см. фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4 (см. фиг.1) по всему периметру.

Далее в добывающую горизонтальную скважину 2 (см. фиг.1) до забоя 11 спускают колонну гибких труб 12, например, диаметром 38,1 мм. Затем ее перемещают от забоя 11 к устью (на фиг.1, 2, 3 не показано), при этом одновременно по гибкой трубе 12 (см. фиг.3) производят закачку расчетного объема цементного раствора 13.

Расчетный объем цементного раствора для заливки нижнего периметра фильтра принимают равным объему внутреннего пространства фильтра, поделенного на два, т.е. (Fk×L)/2=(154,5×10^-4м²×400м)/2=3,09 м³.

Цементным раствором 13 в объеме 3,09 м³ заливают нижний периметр фильтра 5.

Выдерживают скважину на время ожидания затвердевания цементного раствора, например 24 ч, и герметизации отверстий 4', 4''' (на фиг.1 показаны условно) по нижнему периметру фильтра 5.

По окончании выдержки фильтр 5 (фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4, 4”…4ⁿ только по верхнему периметру фильтра 5 на всем его протяжении (L=400 м). Запускают добывающую горизонтальную скважину в эксплуатацию.

Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта за счет обеспечения оптимального отбора высоковязкой нефти из залежи и выравнивания профиля притока высоковязкой нефти в ствол горизонтальный добывающей скважины.