Способ предотвращения выноса песка в скважину
METHOD OF PREVENTING SAND TRANSFER TO WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных пластов со слабосцементированными породами.
Известен способ установки скважинного фильтра, включающий бурение ствола скважины, 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 (патент РФ №2378495, кл. Е21В 43/08, опубл. 10.01.2010).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине, включающий бурение ствола 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, удаление срезаемых пробок в отверстиях фильтра. Согласно изобретению, в процессе бурения добывающей или нагнетательной 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 пробками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водо- или нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: фреза, подшипник-центратор, винтовой забойный двигатель, жесткий центратор, спускают компоновку на колонне труб до упора в срезаемые пробки, подают технологическую жидкость в колонну труб и посредством винтового забойного двигателя приводят во вращение фрезу, в процессе фрезерования срезаемых пробок перемещают колонну труб вниз и удаляют срезаемые пробки фильтра по всему его сечению, извлекают колонну труб с компоновкой из скважины, затем до забоя спускают колонну гибких труб, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой тампонажного состава по колонне гибких труб, которым изолируют отверстия, выполненные в нижнем периметре фильтра (патент РФ №2514040, кл. Е21В 43/08, опубл. 27.04.2014 - прототип).
Общим недостатком известных способов является, во-первых, сложность технологического процесса, во-вторых, при наличии мелкодисперсной фракции песка, эффективность известных способов значительно снижается ввиду выноса песка в ствол скважины.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности предотвращения выноса песка в скважину.
Задача решается тем, что в способе предотвращения выноса песка в скважину, включающем заканчивание скважины после бурения, спуск фильтров и применение набухающих пакеров, согласно изобретению, в открытый ствол скважины на колонне труб спускают систему, представляющую из себя последовательность фильтров и пакеров, причем каждый фильтр выполняют длиной 2-10 м и диаметром 0,2-0,8 от диаметра открытого ствола скважины, фильтры имеют протяженные щелевидные отверстия шириной 100-200 мкм, расположенные перпендикулярно оси фильтров, расстояние между отверстиями фильтров - 100-500 мкм, пакера выполняют из нефте- и/или водонабухающего материала, причем рабочий диаметр пакеров составляет 1,2-2,0 от диаметра открытого ствола скважины, длина каждого пакера составляет 1-5 м, после спуска в скважину указанной системы скважину пускают в добычу с постепенным увеличением дебита жидкости от нуля до рабочего дебита жидкости.
Сущность изобретения
На эффективность предотвращения выноса песка в скважину существенное влияние оказывает система заканчивания скважины. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее эффективно выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности предотвращения выноса песка в скважину. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - ствол скважины в продуктивном пласте 1, 3 - фильтры, 4 - пакера, 5 - щелевидные отверстия фильтров.
Способ реализуют следующим образом.
Бурят вертикальную, наклонно-направленную или горизонтальную скважину. Вскрывают продуктивный пласт 1 (фиг. 1). Заканчивание скважины выполняют следующим образом. Ствол 2 скважины в продуктивном пласте 1 оставляют открытым. В открытый ствол 2 скважины на колонне труб спускают систему, представляющую из себя последовательность фильтров 3 и пакеров 4. Каждый фильтр выполняют длиной 2-10 м и диаметром 0,2-0,8 от диаметра открытого ствола 2 скважины. Фильтры 3 имеют протяженные щелевидные отверстия 5 шириной 100-200 мкм, расположенные перпендикулярно оси фильтров 3, расстояние между отверстиями 5 фильтров 3 составляет 100-500 мкм.
Исследования показали, что указанная конструкция отверстий 5 фильтров 3 позволяет предотвратить попадание песка в колонну труб скважины. Размер частиц песка для большинства коллекторов составляет 0,2-5 мм, редко встречаются частицы до 0,14 мм. При ширине отверстий более 200 мкм, мелкодисперсная часть песка часть попадает в ствол колонны труб и далее в насос, что приводит к снижению межремонтного периода работы скважины и падению темпов отбора нефти, а при менее чем 100 мкм - не имеет смысла, т.к. частицы песка с подобным размером практически не встречаются. Таким образом, чаще всего применяют трубы (фильтры) с отверстиями шириной 150 мкм. При расстоянии между отверстиями менее 100 мкм снижается конструктивная прочность трубы, а при более 500 мкм уменьшается пропускная способность трубы (фильтра) и, соответственно, дебит скважины. При диаметре фильтров менее 0,2 от диаметра открытого ствола скважины значительно снижается дебит скважины, а при более 0,2 возникает опасность того, что спускаемая система застрянет в стволе скважины. При длине фильтра менее 2 м снижается дебит скважины ввиду того, что часть фильтра может перекрыться набухающим материалом пакеров, а при более 10 м снижается устойчивость ствола, что также может привести к снижению дебита.
Пакера 4 выполняют из нефте- и/или водонабухающего материала, причем рабочий диаметр (т.е. диаметр в набухшем состоянии) пакеров 4 составляет 1,2-2,0 от диаметра открытого ствола 2 скважины. Длина каждого пакера 4 составляет 1-5 м.
Согласно исследованиям, при рабочем диаметре пакеров менее 1,2 от диаметра открытого ствола скважины возникает вероятность, что в более расширенных участках ствола скважины пакер не обеспечит герметичность, а при более 2,0 снижается дебит скважины ввиду того, что часть фильтра может перекрыться набухающим материалом пакеров. При длине каждого пакера менее 1 м снижается устойчивость ствола, что может привести к снижению дебита, а при более 5 м дебит может снизится из-за уменьшения контакта скважины с породой.
После спуска в скважину указанной системы скважину пускают в добычу с постепенным увеличением дебита жидкости от нуля до рабочего дебита жидкости.
Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности предотвращения выноса песка в скважину.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Нефтенасыщенный пласт толщиной 10 м представлен неоднородным песчаником, имеющим участки со слабосцементированными породами. Бурят горизонтальную скважину и вскрывают продуктивный пласт 1 (фиг. 1) горизонтальным стволом длиной 300 м. Заканчивание скважины выполняют следующим образом. Ствол 2 скважины в продуктивном пласте 1 оставляют открытым. В открытый ствол 2 скважины на колонне труб спускают систему, представляющую из себя последовательность фильтров 3 и пакеров 4. Каждый фильтр выполняют длиной 2 м и диаметром 0,2 от диаметра открытого ствола 2 скважины. Фильтры 3 имеют протяженные щелевидные отверстия 5 шириной 100 мкм, расположенные перпендикулярно оси фильтров 3, расстояние между отверстиями 5 фильтров 3 составляет 100 мкм. Пакера 4 выполняют из нефте- и/или водонабухающего материала, причем рабочий диаметр (т.е. диаметр в набухшем состоянии) пакеров 4 составляет 1,2 от диаметра открытого ствола 2 скважины. Длина каждого пакера 4 составляет 1 м.
После спуска в скважину указанной системы скважину пускают в добычу с постепенным увеличением дебита жидкости от нуля до рабочего дебита жидкости.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласт представлен иными геолого-физическими характеристиками. Бурят наклонно-направленную скважину и вскрывают продуктивный пласт 1 стволом длиной 50 м. Заканчивание скважины выполняют следующим образом. Ствол 2 скважины в продуктивном пласте 1 оставляют открытым. В открытый ствол 2 скважины на колонне труб спускают систему, представляющую из себя последовательность фильтров 3 и пакеров 4. Каждый фильтр выполняют длиной 10 м и диаметром 0,8 от диаметра открытого ствола 2 скважины. Фильтры 3 имеют протяженные щелевидные отверстия 5 шириной 200 мкм, расположенные перпендикулярно оси фильтров 3, расстояние между отверстиями 5 фильтров 3 составляет 500 мкм. Пакера 4 выполняют из нефте- и/или водонабухающего материала, причем рабочий диаметр (т.е. диаметр в набухшем состоянии) пакеров 4 составляет 2,0 от диаметра открытого ствола 2 скважины. Длина каждого пакера 4 составляет 5 м.
В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98% было добыто с залежи 154,8 тыс.т нефти, КИН составил 0,560. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 143,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,520. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,040.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности предотвращения выноса песка в скважину.