Способ заканчивания скважины
WELL COMPLETION METHOD

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Анализ работы скважин показывает, что в скважинных фильтрах с равномерной перфорацией распределение расхода Q извлекаемой нефти вдоль хвостовика происходит неравномерно.
При равномерной проницаемости пласта через фильтры, охватывающие хвостовик и которые находятся ближе к насосу, проходит большее количество нефти, создается повышенная депрессия на пласт в этой зоне отбора (ΔР=max, Q=max).
В случае неравномерной проницаемости продуктивного пласта наиболее нагружены участки хвостовика в местах повышенной депрессии и высокой проницаемости. В этом случае возникает несколько зон повышенного притока.
Все вышеуказанные обстоятельства приводят к следующим негативным факторам:
- снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) по блокам и залежи в целом за счет неравномерного охвата пласта процессом вытеснения, снижению объема залежи, вовлеченной в активную разработку;
- созданию риска возникновения высокопроницаемых зон хвостовика, которые значительно снижают эффективность разработки залежи по причине возникновения локальных зон прорыва воды или газа.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала пласта, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию.
Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу. Патент РФ 2066368, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.1996.
В данном изобретении распределение перфорации не связанно с гидравликой потока и из геофизических свойств пласта используется только его проницаемость.
0
Известен способ вскрытия продуктивного пласта, включающий поинтервальную перфорацию с интервалом перфорации от 1,0 до 1,4 м, проведение поинтервальной перфорации от верхнего интервала к нижнему, выполнение в каждом интервале за один акт перфорации не более 5 перфорационных отверстий глубиной не менее 500 мм с технологической выдержкой между перфорацией каждого интервала не менее 1 часа. Патент РФ №2142044, МПК Е21В 43/11 опубл. 1999.11.27. Недостатком данного способа является возникновение заколонной циркуляции жидкости и обводнение интервала продуктивного пласта. Известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума, отличительной особенностью которого является то, что минимальная плотность перфорации для добывающей и нагнетательной скважин принимаются на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов плотностью n=7 отв. на 1 погонный метр, диаметр перфорационных отверстий задают постоянным, равным 13 мм.
Распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют из условия:
x
0
n=n+Lx/А
x
где n - число перфорационных отверстий на расстоянии X от начала хвостовика с перфорацией;
0
n - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;
Lx - длина восходящей части хвостовика на расстоянии х от его начала с перфорацией;
А=30…60 м.
Патент РФ 2513484, МПК Е21В 43/26, Е21В 7/04, опубл. 20.04.2014.
В данном изобретении диаметр отверстий и плотность перфорации имеют линейную зависимость, не связанную с гидравликой потока и геофизическими свойствами пласта.
Известен способ перфорации пласта скважины, включающий поинтервальное перфорирование скважины в интервале продуктивного пласта. Перфорирование проводят корпусными пиротехническими перфораторами одноразового использования в нижней части плотностью 2-5 отверстий на 1 погонный м и вышележащих интервалов плотностью 5-10 отверстий на 1 погонный м.
Патент РФ 2382179, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.02.2010.
В данном изобретении распределение перфорации не связанно с гидравликой потока и геофизическими свойствами пласта, а при использовании пиротехнических зарядов в пласте образуются радиально расположенные каналы (перфорация пласта скважины), которые обычно бывают заполнены обломками породы, а на стенках каналов появляется слой, поврежденный ударной волной.
Поврежденная порода и обломки ограничивают приток жидкости, что приводит к появлению скин-фактора.
Известен способ интенсификации притока углеводородов, включающий прокладку горизонтальной скважины, размещение в ней хвостовика, перфорацию, формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, перед проведением гидравлического разрыва пласта осуществляют нагнетательный тест, после которого проводят термометрию и по ее результатам определяют точки разрыва пласта, затем в этих точках перфорируют хвостовик, после чего производят гидравлический разрыв пласта.
Патент РФ 2442886, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.02.2012.
Данный способ является трудоемким из-за сложного контроля за процессом разработки с большими непроизводственными затратами, при этом невозможно проводить анализ параметров скважины без остановки ее работы. Известен способ заканчивания скважины, включающий бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика 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.
Патент РФ 2527978, МПК Е21В 33/14, опубл. 10.09.2014.
Недостатком данного способа является несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу хвостовика, рассчитано без учета фильтрационно-емкостных характеристик 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 нефти. Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности добычи нефти, упрощение технологического процесса и снижение его трудоемкости.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, размещение в стволе скважины в интервале продуктивного пласта перфорированного хвостовика, передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме "online", расчет перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе, при этом выполняются следующие условия - хвостовик предварительно условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта, объем нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке одинаков, тем самым обеспечивается равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика, затем определяется площадь перфорации каждого участка хвостовика и соответственно количество сквозных перфорированных отверстий, изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации, на которых закрепляются фильтрующие элементы, затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта.
Кроме того, фильтрующие элементы выполнены в виде цилиндрической спирали из высокоточного профиля V-образной формы, создающие жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм.
Кроме того, сквозные перфорированные отверстия расположены вдоль и поперек трубы хвостовика.
Кроме того, сквозные перфорированные отверстия выполнены калибровкой с повышенной точностью и высокой чистотой поверхности.
Кроме того, диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика может быть выбран одинаковым для всех участков хвостовика, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участка.
Кроме того, на разных участках диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика может быть неодинаков, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участка.
Изобретение поясняется чертежами.
Фиг. 1 - эпюра расхода Q всасываемой нефти из скважины с равномерной перфорацией хвостовика.
∑
Фиг. 2 - график изменения гидравлического сопротивления ΔP по длине хвостовика L.
Фиг. 3 - график изменения площади перфорации S по длине хвостовика L.
Фиг. 4 - график изменения количества перфорированных отверстий K по длине хвостовика L.
Фиг. 5 - схема распределения перфорированных отверстий по участкам хвостовика.
Фиг. 6 - сравнение графиков зависимости объема добываемой нефти на каждом участке при равномерной перфорации хвостовика и при перфорации хвостовика, оптимизированной в результате расчетов.
Фиг. 7 - пример изменения перфорации хвостовика по его длине, соответствующего распределению притока нефти с учетом всех гидравлических потерь и геофизических свойств продуктивного пласта.
Фиг. 8 - схема распределения перфорированных отверстий по участкам хвостовика скважины с учетом всех гидравлических потерь и геофизических свойств продуктивного пласта.
Способ заканчивания скважины осуществляют следующим образом.
Рассмотрим на примере горизонтальной скважины.
Дебит скважины зависит от геологических, технологических и технических факторов, без учета которых не может быть определена оптимальная конструкция скважины.
Способ заканчивания скважины определяется путем разработки технологических решений по совершенствованию геометрических, гидродинамических и фильтрационных характеристик ствола и хвостовика скважины.
В данном случае выбран способ с использованием распределенной перфорации хвостовика скважины.
p
На фиг. 5 изображен хвостовик, представляющий собой трубу 1, с приемным модулем насоса 2, забоем 3, со сквозными перфорированными отверстиями 4 диаметром d, расположенными вдоль и поперек трубы хвостовика. Предварительно, по длине скважины в месте предполагаемого расположения хвостовика определяются физические и реологические параметры флюида (нефтесодержащей жидкости) в пластовых условиях с учетом его состава, а при наличии многокомпонентной пластовой жидкости - процентное содержание каждого компонента, физические и реологические параметры компонентов.
Затем для каждой скважины определяются следующие параметры:
- ожидаемая производительность скважины (дебит);
- геометрические данные хвостовика - диаметр, толщина стенки, длина,
- пластовое давление или глубина расположения хвостовика.
Необходимо принять во внимание, что в относительно коротких хвостовиках при соотношении d/L>0,0002, где
d - диаметр трубы хвостовика;
L - длина хвостовика,
наибольшее влияние оказывает проницаемость пласта.
При d/L<0,0002 наибольшее влияние оказывает гидравлическое сопротивление.
Скважинные исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих скважинах. При неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону проницаемости пласта. Передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме "online", расчет распределенной перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе, позволяющей выровнять приток нефти по всей длине фильтрующей поверхности.
Предварительно хвостовик условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта.
Предполагается, что объем нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке, одинаков, при этом данное условие обеспечивает равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика и общий объем добываемой нефти составляет:
общ
1
2
3
N
Q/N=Q=Q=Q=…=Q,
общ
где Q - общий объем добываемой нефти;
N - количество участков хвостовика;
1
2
3
N
Q, Q, Q, …Q - объемы нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке.
Затем на каждом участке вдоль всего хвостовика определяют гидравлическое сопротивление (падение энергии) с учетом того, что по мере приближения потока флюида к началу хвостовика его объем будет увеличиваться пропорционально количеству пройденных участков, при этом скорость потока нефти внутри хвостовика будет расти пропорционально объему, что повлияет на значение критерия Рейнольдса, который определяет характер движения потока (ламинарное - турбулентное), а следовательно, и на сопротивление рассматриваемого участка.
∑
Суммарное гидравлическое сопротивление ΔP для каждого участка хвостовика определяется по формуле:
∑
ΔP=ΔР+ΔРр,
где ΔР - гидравлическое сопротивление при движении потока жидкости внутри хвостовика на каждом участке;
ΔРр - гидравлическое сопротивление пористого участка.
После определения суммарного сопротивления строится график изменения гидравлического сопротивления по длине хвостовика, который представлен на фиг. 2, по которому можно определить сопротивление каждого участка хвостовика.
Очевидно, что на начальном участке (от забоя) поток нефти испытывает минимальное сопротивление, так как скорость потока и его объем, поступившие в хвостовик, - незначительны.
По мере приближения потока нефти к приемному модулю насоса 2 хвостовика, в связи с вновь поступающими в хвостовик объемами нефти, происходит резкое увеличение скорости потока, которое соответственно отражается на гидравлическом сопротивлении.
Суммарная площадь сквозных перфорированных отверстий S рассматриваемых участков подчиняется обратной зависимости от гидравлического сопротивления.
В результате получаем график (Фиг. 3) изменения суммарной площади перфорированных отверстий каждого участка по длине хвостовика.
p
Диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика d может быть выбран одинаковым для всех участков хвостовика, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участка.
p
На разных участках диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика d может быть неодинаков, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участках хвостовика.
p
отв
Зная диаметр перфорированного отверстия d хвостовика для каждого участка и соответственно площадь перфорированного отверстия S, определяют количество перфорированных отверстий К каждого участках хвостовика (Фиг. 4).
Сквозные перфорированные отверстия могут быть расположены вдоль и поперек трубы хвостовика, выполнены калибровкой с повышенной точностью и высокой чистотой поверхности.
При определении плотности перфорации (количества перфорированных отверстий на единицу площади) следует исходить из условий предотвращения деформации хвостовика. В каждом конкретном случае окончательное решение о выборе плотности перфорации должно основываться на тщательном изучении накопленного опыта и на проведении специальных промысловых испытаний.
На фиг. 5 приведен пример распределения перфорированных отверстий по участкам хвостовика скважины.
На фиг. 6 приведено сравнение графиков зависимости объема добываемой нефти на каждом участке при равномерной перфорации хвостовика скважины и при перфорации хвостовика скважины, оптимизированной в результате расчетов.
На графике фиг. 7 показан пример изменения площади перфорации хвостовика по его длине, соответствующее распределению притока нефти с учетом всех гидравлических потерь и геофизических свойств продуктивного пласта. В соответствии с полученными данными определяется порядок расположения участков хвостовика.
На фиг. 8 приведен пример схемы распределения перфорированных отверстий при неравномерном притоке нефти по длине хвостовика. Затем изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации.
Для исключения забивок отверстий хвостовика выносимым из пласта песком и удержания скелета пласта от разрушения на участках хвостовика с перфорированными сквозными отверстиями закрепляются фильтрующие элементы, выполненные в виде цилиндрической спирали из высокоточного профиля V-образной формы, создающие жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм.
Затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта на проектную глубину.
Использование данного способа позволяет выровнять приток нефти по всей длине фильтрующей поверхности в зонах контакта хвостовика с продуктивным пластом, снизить риск образования депрессионных зон для заводнения или прорыва газа, уменьшить проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН).