Результат интеллектуальной деятельности: Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума.

Известен способ заканчивания горизонтальной скважины (патент RU №2055156, МПК Е21 В 33/13, опубл. 27.02.1996 г., бюл. №6), включающий вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны и фильтра с отверстиями, перекрытыми кислоторастворимыми заглушками различной химической стойкости, промывку скважины, ее цементирование и растворение кислоторастворимых заглушек. При этом до спуска обсадной колонны между кислоторастворимыми заглушками размещают пакеры, которые приводят в рабочее положение во время промывки скважины. Растворение кислоторастворимых заглушек осуществляют после промывки скважины в интервале до продуктивного пласта. После чего осуществляют цементирование скважины до кровли продуктивного пласта с последующим растворением кислоторастворимых заглушек в интервале против продуктивного пласта. При этом продолжительность цементирования скважины устанавливают меньше продолжительности растворения кислоторастворимых заглушек в интервале против продуктивного пласта.

Недостатки способа:

- во-первых, сложная технология реализации, обусловленная тем, что до спуска обсадной колонны между кислоторастворимыми заглушками размещают пакеры, которые приводят в рабочее положение во время промывки скважины, после чего осуществляют цементирование скважины до кровли продуктивного пласта с последующим растворением кислоторастворимых заглушек в интервале против продуктивного пласта;

- во-вторых, низкая надежность удаления заглушек из отверстий фильтра, так как отверстия фильтра перекрыты кислоторастворимыми заглушками, процесс растворения которых практически неуправляем из-за различного времени дохождения кислоты и контакта кислоторастворимых заглушек с кислотой по длине фильтра в горизонтальном стволе, поэтому проконтролировать время их растворения практически невозможно и поэтому часть отверстий фильтра обсадной колонны остается невскрытой.

Также известен способ заканчивания скважины (патент RU №2527978, МПК Е21В 33/14, опубл. 10.09. 2014 г. в бюл. №25), включающий бурение, обсаживание и крепление ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с фильтром с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.

Недостатки способа:

- во-первых, сложная технология реализации, обусловленная большим количеством технологических операций, связанных с проведением интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установкой заглушенного пакера, соляно-кислотной обработкой средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывкой скважины и интенсификацией притока из интервала средней части хвостовика;

- во-вторых, низкая надежность удаления заглушек из отверстий хвостовика, так как отверстия хвостовика перекрыты магниевыми заглушками, процесс растворения которых в соляной кислоте практически неуправляем из-за различного времени дохождения кислоты и контакта магниевых заглушек с кислотой по длине фильтра в горизонтальном стволе, поэтому проконтролировать процесс их растворения практически невозможно и часть отверстий фильтра остается невскрытой.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания горизонтальной скважины (патент RU №2171359, МПК Е21 В 33/13, опубл. 27.07.2001 г. в бюл. №21), включающий бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика, перфорированного отверстиями с установленными в них заглушками и пакерами, промывку скважины, цементирование надпакерной части колонны и последующее пакерование горизонтальной части скважины. При этом пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан, при этом совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой на конце, срезают штыри заглушек, допуском колонны НКТ до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через колонну НКТ для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами.

Недостатки способа:

- во-первых, сложная технология реализации, обусловленная тем, что совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают колонну НКТ, срезают штыри заглушек, допуском колонны НКТ до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через колонну НКТ для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами;

- во-вторых, низкая надежность вскрытия (удаления) заглушек из перфорированных отверстий хвостовика, так как в перфорированные отверстия хвостовика установлены заглушки со срезными штырями, которые срезаются воронкой под действием веса колонны НКТ, спускаемой в скважину, причем при недостаточном весе колонны НКТ заглушки со срезными штырями не срезаются, поэтому часть перфорированных отверстий хвостовика остается невскрытыми;

- в-третьих, низкая эффективность удаления заглушек, вставленных в перфорированные отверстия хвостовика под действием веса колонны НКТ, вследствие потери веса НКТ (разгрузки большей части веса колоны НКТ на горизонтальную часть скважины);

- в-четвертых, большая продолжительность по времени вскрытия перфорированных отверстий хвостовика, связанная со спуском в скважину колонны НКТ с воронкой.

Техническими задачами изобретения являются упрощение технологии реализации заканчивания горизонтальной скважины в залежи битума, повышение надежности вскрытия отверстий перфорированного хвостовика, повышение эффективности действия веса колонны на удаляемые заглушки, а также сокращение времени удаления заглушек из отверстий перфорированного хвостовика.

Поставленные технические задачи решаются способом удаления заглушек из отверстий перфорированного хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума, включающим бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика с пакером, перфорированного отверстиями с вставленными в них заглушками.

Новым является то, что заглушки в перфорированных отверстиях хвостовика выполнены пустотелыми дюралевыми, а сверху хвостовик оснащают проходным пакером, спускают хвостовик в горизонтальную часть ствола до забоя, сажают пакер в обсаженной части ствола скважины, после чего на устье горизонтальной скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снизу вверх оснащают долотом, скважинным осциллятором, гидравлическим забойным двигателем - ГЗД, после чего спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 8 м/мин до вхождения долота в хвостовик, после чего создают циркуляцию технологической жидкости под давлением, не превышающим давление на продуктивный горизонт через ГЗД, и с вращением долота и доспуском колонны ГТ производят удаление заглушек по всей длине фильтра хвостовика, причем в процессе разбуривания заглушек контролируют вес инструмента, чтобы скорость спуска колонны ГТ не превышала нагрузку на ГЗД более 200 кг, и не допускают заклинивания ГЗД, при этом в процессе углубления через каждые 10 м производят расхаживание колонны ГТ, а при возникновении затяжек при нагрузке в процессе расхаживания, равной 8 т, углубление не производят, при достижении долотом забоя поднимают колонну ГТ с ГЗД и долотом вращением из скважины.

На чертеже схематично изображен предлагаемый способ удаления заглушек из отверстий перфорированного хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума.

Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение вертикальной части ствола 1 скважины и обсаживание ее обсадной колонной 2 диаметром 245 мм, крепление обсадной колонны 2 цементированием до продуктивного горизонта 3, бурение горизонтальной части ствола 4 скважины в продуктивном горизонте 3, размещение в горизонтальной части ствола 4 хвостовика 5, перфорированного отверстиями 6 с вставленными в них заглушками 7.

Заглушки 7 в перфорированных отверстиях 6 хвостовика 5 выполнены пустотелыми дюралевыми. Перфорированный отверстиями 6 хвостовик 5 выполняют из обсадных труб диаметром 168⋅9 мм. Таким образом его внутренний диаметр D_B=168 мм - (9 мм⋅2)=150 мм.

Сверху хвостовик 5 оснащают проходным пакером 8. Спускают хвостовик 5 в горизонтальную часть ствола 4 до забоя 9. Сажают проходной пакер 8 в обсаженной вертикальной части ствола 1 скважины.

Предлагаемый способ прост в реализации, так как не требует цементирования хвостовика в горизонтальной части ствола, пробуренной в залежи битума, при этом герметичность обеспечивается проходным пакером.

На устье горизонтальной скважины нижний конец колонны ГТ 10 диаметром 44,45 мм снизу вверх оснащают долотом 11 диаметром D_Д=142,9 мм, скважинным осциллятором 12 и гидравлическим забойным двигателем (ГЗД) 13 марки Д-85.

Спускают колонну ГТ 10 в скважину со скоростью 8 м/мин до вхождения долота 11 в хвостовик 5.

На устье скважины обвязывают насосный агрегат 14 с колонной ГТ 10, а межтрубное пространство - с желобной емкостью 15.

Запускают насосный агрегат 14 в работу закачкой технологической жидкости, например пресной воды, плотностью 1000 кг/м³ с добавлением 0,1% поверхностно активного вещества МЛ-81Б. Создают циркуляцию технологической жидкости закачкой насосным агрегатом 14 по колонне ГТ 10, ГЗД 13, скважинному осциллятору 12, долоту 11 и через межколонное пространство 16 в желобную емкость 15.

Под действием давления жидкости в колонне ГТ 10 приводят в действие ГЗД 13, который передает вращение на долото 11. Спуском колонны ГТ 10 производят удаление заглушек 7 вращающимся долотом 11 по всей длине хвостовика 5.

В процессе разбуривания заглушек 7 контролируют вес инструмента (колонны ГТ 10, ГЗД 13, скважинного осциллятора 12 и долота 11) так, чтобы скорость спуска колонны ГТ 10 не превышала нагрузку колонны ГТ 10 на ГЗД 13 более 200 кг = 2000 Н, не допуская заклинивания (отсутствия передачи вращения на долото 11) ГЗД 13.

При этом в процессе циркуляции технологической жидкости давление не должно превышать давление на продуктивный горизонт 3. Например, допустимое давление на продуктивный горизонт составляет 3,0 МПа. Таким образом, давление технологической жидкости в процессе циркуляции должно быть ниже 3,0 МПа, чтобы предотвратить поглощение технологической жидкости продуктивным горизонтом 3 через открытые перфорированные отверстия 6 (после разбуривания заглушек 7) хвостовика 5. Давление поглощения технологической жидкости различно для различных продуктивных горизонтов.

Повышается надежность вскрытия перфорированных отверстий хвостовика (удаления заглушек) за счет гарантированного разбуривания долотом всех заглушек по всей длине хвостовика до забоя скважины при помощи ГЗД, работающего под действием гидравлического давления, не превышающего допустимое давление на продуктивный горизонт с целью исключения поглощения технологической жидкости продуктивным горизонтом 3.

В процессе углубления через каждые 10 м производится расхаживание колонны ГТ 10. При возникновении затяжек при нагрузке в процессе расхаживания колонны ГТ 10, равной 8 тонн = 80000 Н, о чем свидетельствуют показания на индикаторе веса на пульте управления установки с ГТ, углубление долота 11 в хвостовик 5 не производится.

Расхаживание колонны ГТ 10 производится трехкратным подъемом колонны ГТ 10 вверх на 2 м от интервала нахождения долота в хвостовике и опусканием колонны ГТ 10 в заданный интервал, не прекращая циркуляции технологической жидкости. Например, при заданном интервале 910 м производят три раза подъем колонны ГТ 10 до интервала 910 м - 2 м=908 м и обратно в интервал 910 м, не прекращая циркуляции технологической жидкости.

При достижении долотом 11 забоя 9 поднимают колонну ГТ 10 с винтовым забойным двигателем 13, скважинным осциллятором 12 и долотом 11 с вращением из скважины.

Повышается эффективность разбуривания заглушек, так как скважинный осциллятор 12 создает динамическую нагрузку на долото 11 путем осцилляции низкочастотных продольных колебаний, снижающих коэффициент трения колонны ГТ 10 о стенки в горизонтальной части ствола 4 скважины, благодаря чему увеличивается нагрузка на долото 11.

В предлагаемом способе благодаря применению гибкой трубы 10 и скважинного осциллятора 12 продолжительность работ снижается в два раза по сравнению с работами с использованием колонны НКТ и воронки, как описано в прототипе.

Предлагаемый способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума позволяет:

- упростить технологию реализации;

- повысить надежность и эффективность удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика;

- сократить продолжительность технологической операции по удалению заглушек из перфорированных отверстий хвостовика.