СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR WELL COMPLETION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при вскрытии продуктивных пластов.
Известен способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ, заключающийся в создании оптимальных условий первичного вскрытия с использованием различных составов буровых растворов, RU №2283418 С2, Е21В 21/00, 10.09.2006.
Известный способ относится к подбору реагентов, добавляемых в буровой раствор в зависимости от этапа проводимых работ по вскрытию продуктивных пластов.
Известен способ заканчивания скважин, включающий первичное вскрытие продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта, RU №2140521 C1, E21B 33/13, 27.10.1999.
Известный способ обеспечивает снижение величины репрессии за счет перекрытия эксплуатационной колонной высоконапорных пластов при установке ее в кровле продуктивного пласта.
Известен клапан-отсекатель, относящийся к скважинному оборудованию и используемый при эксплуатации нефтяных и газовых скважин под давлением, RU №2311526 С2, Е21В 34/06, 27.11.2007; RU №2250354 С2, Е21В 34/06, 20.04.2005.
Управляет открытием или закрытием известных клапан-отсекателей специнструмент в составе бурильной или эксплуатационной колонны в зависимости от проводимых работ.
Известны технические условия для проведения вскрытия продуктивного пласта при наличии постоянной гидродинамической связи в системе продуктивный пласт - устье, включающие заполнение скважины промывочной жидкостью и создание избыточного давления (репрессии) на продуктивный пласт промывочной жидкостью с повышенной относительно эквивалента градиента пластового давления плотностью, «Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях», НПАОП 11.2.1.18-82.
Минимально допустимая величина репрессии не должна быть меньше 3% величины пластового давления:
г
пл,
Р>1,03Р
г
где Р - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на продуктивный пласт;
пл
Р - пластовое давление.
При прокачке промывочной жидкости репрессия на забой (с учетом потерь напора в кольцевом пространстве и давления затопленной струи, истекающей из сопел долота) возрастает.
Известен способ заканчивания скважины, снабженной эксплуатационной колонной, скважинным оборудованием (бурильной колонной), противовыбросовым оборудованием, заключающийся в спуске эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта, установке скважинного оборудования (бурильной колонны), углублении скважины до проектной глубины с циркуляцией промывочной жидкости, предотвращении притока пластовых флюидов, подъеме скважинного оборудования (бурильной колонны) и креплении интервала залегания продуктивного пласта, А.И.Булатов, П.П.Макаренко, В.Ф.Будников, Ю.М.Басарыгин. «Теория и практика заканчивания скважин». Под. ред. А.И.Булатова. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. Т.4.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящего изобретения.
В «ближайшем аналоге» при вскрытии продуктивного пласта предотвращение притоков пластовых флюидов осуществляют созданием репрессии столбом промывочной жидкости, что влечет за собой поглощение, увеличение расхода промывочной жидкости, уменьшение фазовой проницаемости продуктивного пласта и снижение нефтеотдачи.
Известный способ обработки продуктивного пласта подтверждает наличие постоянной гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины», выполняемой промывочной жидкостью, предотвращающей несанкционированное поступление пластовых флюидов в скважину. Это достигается созданием избыточного давления на продуктивный пласт промывочной жидкостью. Превышение давления промывочной жидкости над пластовым давлением влечет неизбежное перетекание ее в продуктивный пласт. Интенсивность и объемы поглощений зависят от коллекторских свойств, вскрываемых пластовых пород и составляют от нескольких кубических метров до десятков и даже сотен, кроме того, промывочная жидкость, попавшая в продуктивный пласт, значительно снижает фазовую проницаемость и, соответственно, продуктивность скважины, что приводит к снижению нефтеотдачи, увеличивает стоимость и время осуществления работ.
Следовательно, на качество сооружаемой скважины в первую очередь влияют наличие и величина репрессии на продуктивный пласт при заканчивании скважины. Некачественное вскрытие ведет к ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта - его закупорке. Это может быть вызвано большим перепадом между давлением продуктивного пласта и гидравлическим давлением скважины, физико-химическими свойствами промывочной жидкости и временем контакта «продуктивный пласт - устье скважины».
В основу настоящего изобретения положено решение задачи, позволяющей повысить эффективность и качество проведения технологических операций и предотвратить несанкционированный приток пластовых флюидов.
Технический результат настоящего изобретения заключается в осуществлении гидравлической циркуляции промывочной жидкости до вскрытия продуктивного пласта и после его вскрытия при использовании обратного клапана и противовыбросового оборудования за счет установки герметизирующего устройства и разделения скважины на верхнюю и нижнюю полости при обеспечении для каждой гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт», за счет установки и пропуска скважинного оборудования (бурильной колонны) через герметизирующее устройство при восстановлении гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт», углублении продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов с регулированием дифференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования и при прерывании гидравлической связи «продуктивный пласт - верхняя полость» после извлечения скважинного оборудования (бурильной колонны) из нижней полости с закрытием герметизирующего устройства.
Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что способ заканчивания скважины, снабженной эксплуатационной колонной, скважинным оборудованием (бурильной колонной), противовыбросовым оборудованием, заключается в спуске эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта, установке скважинного оборудования (бурильной колонны), углублении скважины до проектной глубины с циркуляцией промывочной жидкости, предотвращении притока пластовых флюидов, подъеме скважинного оборудования (бурильной колонны) и креплении интервала залегания продуктивного пласта.
Спускают герметизирующее устройство на эксплуатационной колонне, которое разделяет скважину на верхнюю и нижнюю полости при наличии гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт» соответственно и имеет возможность вращения.
Устанавливают поэтапно скважинное оборудование (бурильную колонну) до герметизирующего устройства и обратный клапан.
Производят замену промывочной жидкости на промывочную жидкость, создающую гидростатическое давление меньше пластового.
Пропускают скважинное оборудование (бурильную колонну) через герметизирующее устройство, которое имеет возможности разобщения при установке скважинного оборудования (бурильной колонны) и восстановления гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт» по кольцевому каналу.
Осуществляют углубление продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов скважинным оборудованием (бурильной колонной), размещенным в нижней полости герметизирующего устройства, с регулированием дифференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования.
Извлекают скважинное оборудование (бурильную колонну) при окончании углубления из нижней полости с закрытием герметизирующего устройства при отделении нижней полости от верхней полости и прерыванием гидравлической связи «продуктивный пласт - верхняя полость».
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о технических решениях, идентичных настоящему изобретению, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «новизна».
За счет реализации отличительных признаков изобретения (в совокупности с признаками, указанными в ограничительной части формулы) достигаются важные новые свойства объекта.
Освобождение промывочной жидкости от функций создания репрессии на продуктивный пласт установкой в кровле продуктивного пласта герметизирующего устройства, предотвращающего несанкционированный приток пластовых флюидов, сокращает расход промывочной жидкости и повышает продуктивность скважины.
Разделение скважины герметизирующим устройством на верхнюю и нижнюю полости обеспечивает создание гидравлических связей «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт» соответственно, нарушая прямую гидравлическую связь «продуктивный пласт - устье скважины», предотвращая несанкционированный приток пластовых флюидов.
Выполнение герметизирующего устройства с возможностью разобщения при установке скважинного оборудования и восстановления гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт» ограничивает время действия прямой гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины», сокращая время действия притока пластовых флюидов.
Углубление продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов скважинным оборудованием (бурильной колонной) с регулированием дифференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования позволяет предотвратить приток пластовых флюидов и увеличить эффективность заканчивания скважины.
Заявителю не известны какие-либо публикации, которые содержали бы сведения о влиянии отличительных признаков изобретения на достигаемый технический результат. В связи с этим, по мнению заявителя, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».
Сущность изобретения поясняется чертежами, где изображены:
на фиг.1 - скважина, схематично;
на фиг.2 - кровля скважины, схематично;
на фиг.3 - скважина в рабочем положении, схематично;
на фиг.4 - герметизирующее устройство, разрез.
На фиг.1-4 представлено:
скважина - 1.
Устье - 2.
Противовыбросовое оборудование - 3.
Промывочная жидкость - 4.
Продуктивный пласт - 5.
Эксплуатационная колонна - 6.
Герметизирующее устройство - 7.
Верхняя полость (скважины 1) - 8.
Нижняя полость (скважины 1) - 9.
Скважинное оборудование (бурильная колонна) с обратным клапаном - 10.
Корпус (устройства 7) - 11,
резьба (на корпусе 11) - 12.
Подшипник - 13.
Уплотнитель в виде цанги - 14.
Промывочная жидкость - 15.
Скважина 1 с устьем 2 оборудована для проведения работ по первичному вскрытию продуктивного пласта 5. Скважина 1 заполнена промывочной жидкостью 4.
На устье 2 установлено противовыбросовое оборудование 3 в виде универсального и плашечных превенторов (фиг.1) для предотвращения выбросов пластовых флюидов и манифольд со штуцером (фиг.1) для регулирования интенсивности истечения промывочной жидкости из скважины 1 при проведении технологической операции по углублению продуктивного пласта 5.
На устье 2 установлен вращающийся превентор (фиг.3) для герметизации скважинного оборудования (бурильной колоны) 10 и стенки скважины 1 у устья 2 при проведении технологической операции по углублению продуктивного пласта 5.
Скважинное оборудование (бурильная колонна) 10 содержит обратный клапан (не показан). Расстояние (от устья 2) установки обратного клапана должно быть не менее величины углубления скважины 1 ниже герметизирующего устройства 7.
В кровле продуктивного пласта 5 установлена эксплуатационная колонна 6 с герметизирующим устройством 7.
Герметизирующее устройство 7 разделяет скважину 1 на верхнюю 8 и нижнюю 9 полости (фиг.2).
Герметизирующее устройство 7 выполнено, например, в виде цанги, имеющей возможность разобщения при установке скважинного оборудования (бурильной колонны) 10.
Герметизирующее устройство 7 содержит корпус 11, подшипник 13 и уплотнитель 14. Корпус 11 выполнен с резьбой 12 для соединения со скважинным оборудованием (бурильной колонной) 10. Уплотнитель в виде цанги 14 размещен в корпусе 11, закрепленном в подшипнике 13 (фиг.4).
Герметизирующее устройство 7 имеет возможности вращения, обеспечения положений «закрыто» или «открыто», пропуска скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 и перекрытия поперечного сечения эксплуатационной колонны 6.
Рассматриваемое герметизирующее устройство 7 не может ограничить заявленное изобретение и является примером подтверждения осуществления предложенного способа.
Герметизирующее устройство может быть выполнено в виде любого известного устройства, отвечающего требованиям надежной герметизации, с возможностью разобщения при взаимодействии со скважинным оборудованием (бурильной колонной) для его пропуска и установки в рабочем положении.
Способ осуществляют следующим образом.
Скважина 1 заполнена промывочной жидкостью 4.
В кровлю продуктивного пласта 5 на эксплуатационной колонне 6 спускают герметизирующее устройство 7.
Спуск герметизирующего устройства 7 осуществляют в открытом положении, а после вытеснения цементного раствора и смещения разделительной пробки вниз герметизирующее устройство 7 принимает положение «закрыто».
Разделяют скважину 1 герметизирующим устройством 7 на верхнюю 8 и нижнюю 9 полость.
Верхняя полость 8 обеспечивает создание гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость».
Нижняя полость 9 обеспечивает создание гидравлической связи «нижняя полость - продуктивный пласт».
Прямая гидравлическая связь «продуктивный пласт - устье скважины» при этом нарушена.
Устанавливают оснащенное обратным клапаном скважинное оборудование (бурильную колонну) 10 до герметизирующего устройства 7.
Установку скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 проводят после цементирования обсадной колонны и выполнения подготовительных работ.
Ведущую трубу пропускают через вращающийся превентор (Фиг.3) и спускают скважинное оборудование (бурильную колонну) 10.
Устанавливают поэтапно скважинное оборудование (бурильную колонну) 10 до герметизирующего устройства 7 и обратный клапан.
Производят замену промывочной жидкости 4 на промывочную жидкость 15, создающую гидростатическое давление меньше пластового.
Заменяют промывочную жидкость 4 на промывочную жидкость 15, гидростатическое давление которой в сумме с потерями напора в кольцевом пространстве, будет отвечать требованию:
г
п
пл
Р+Р<Р,
г
где Р - гидростатическое давление;
п
Р - потери напора в кольцевом пространстве;
пл
Р - пластовое давление.
Условие, обеспечивающее создание промывочной жидкостью 15 гидростатического давления меньше пластового, позволяет проводить дальнейшие технологические операции без репрессии.
В качестве промывочной жидкости 15 наиболее предпочтительным является использование нефти или нефтепродуктов, при этом не происходит смачивания коллекторов водными фильтратами и, соответственно, не снижается фазовая проницаемость.
Пропускают скважинное оборудование (бурильную колонну) 10 через герметизирующее устройство 7.
При пропуске скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 через герметизирующее устройство 7 оно открывается, и при нагнетании промывочной жидкости 15 по кольцевому каналу восстанавливается гидравлическая связь «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость -продуктивный пласт».
Производят углубление скважины 1 до появления признаков притока с циркуляцией промывочной жидкости 15.
Перед началом вскрытия продуктивного пласта 5 включается в работу вращающийся превентор (Фиг.3), и промывочная жидкость 15, поднявшись к устью 2, направляется в манифольд и через регулируемый штуцер (Фиг.1) в циркуляционную систему.
Углубление проводят скважинным оборудованием (бурильной колонной) 10, размещенной в нижней полости 9 герметизирующего устройства 7. Предотвращение истечения по внутреннему каналу труб осуществляет обратный клапан.
Свидетельством начала вскрытия продуктивного пласта 5 является возрастающая интенсивность поступления потока к устью 2. Интенсивность выходящего из скважины потока регулируется с помощью превенторов противовыбросового оборудования 3.
Углубление скважины 1 проводят с регулированием интенсивности истечения промывочной жидкости.
Интенсивность истечения промывочной жидкости регулируется штуцером манифольда (Фиг.1) противовыбросового оборудования 3.
Заканчивают углубление скважины 1 и прекращают циркуляцию промывочной жидкости 15.
После вскрытия продуктивного пласта 5 прокачку промывочной жидкости 15 прекращают, при этом автоматически закрывается обратный клапан и прерывается гидравлическая связь по внутреннему каналу труб.
Производят подъем скважинного оборудования 10, прерывая гидравлическую связь «продуктивный пласт - верхняя полость».
пл
После извлечения скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 из нижней полости 9 скважины 1 герметизирующее устройство 7 закрывается и гидравлическая связь «продуктивный пласт - верхняя полость» прекращается, при этом нижняя полость 9 герметизируется от верхней, находясь постоянно под пластовым давлением (Р), при этом приток пластовых флюидов из нижней полости в верхнюю становится невозможным.
Дальнейшие действия определяются соотношением:
пл
г
ру
Р-Р<Р,
пл
где Р - пластовое давление;
г
Р - гидростатическое давление;
ру
Р - рабочее давление герметизирующего устройства.
При соблюдении требований этого соотношения возможен дальнейший подъем скважинного оборудования (бурильной колонны) 10.
пл
г
ру
Если разница между пластовым (Р) и гидростатическим (Р) давлением промывочной жидкости 15 в верхней полости 8 больше рабочего давления (Р) герметизирующего устройства 7, то проводят замену промывочной жидкости 15 на другую жидкость, плотность которой позволит соблюдать требование описанного соотношения, после чего осуществляют дальнейший подъем скважинного оборудования (бурильной колонны) 10.
Производят крепление интервала продуктивного пласта 5.
Для крепления интервала залегания продуктивного пласта 5 спускают хвостовик (не показан) аналогично спуску скважинного оборудования (бурильной колонны) 10, при этом хвостовиком можно перекрывать только нижнюю полость 9, а герметизирующее устройство 7 в этом случае будет выполнять функцию клапан-отсекателя.
Предложенным способом могут быть вскрыты любые пластовые флюиды, в том числе нефть, газ, вода или их комбинации.
Предложенный способ может быть осуществлен в скважинах с любым углом наклона.
В предложенном способе использовано оборудование, широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности, это обусловливает, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».
Заявляемый способ позволяет:
- увеличить эффективность и качество проведения технологических операций при заканчивании скважины;
- предотвратить несанкционированный приток пластовых флюидов без создания при этом репрессии промывочной жидкостью на продуктивный пласт;
- повысить продуктивность скважины;
- сократить время действия прямой гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины».