СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
WELL COMPLETION METHOD

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к этапу заканчивания строительства, включающего манжетное цементирование эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта. Изобретение может быть использовано при заканчивании нагнетательных горизонтальных скважин с трехколонной конструкцией (без проведения многостадийного гидроразрыва пласта).
При проведении патентных исследований не обнаружены решения идентичные заявленному способу заканчивания скважин.
Целью изобретения является повышение технико-экономических показателей строительства скважин, таких как сокращение сроков бурения и начала освоения.
Достижение поставленной цели происходит за счет снижения общего количества технологических операций при строительстве скважин, в том числе на этапе заканчивания.
Для этого необходимо решить две технические задачи. Во-первых, для образования гидродинамической связи устья с фильтровой частью после выдержки ОЗЦ, исключить необходимость разбуривания устройства, необходимого для проведение манжетного цементирования эксплуатационной колонны. Во-вторых, для нагнетания рабочих агентов в пласт, исключить необходимость сбивания (разбуривания) заглушек в скважинных фильтрах, необходимых для проведения вторичного вскрытия пласта.
Известно устройство для проведения манжетного цементирования скважин (Патент SU №1677264, МПК Е21В 33/14, опубл. 15.09.1991 г.), состоящее из гидравлического пакера с цементировочными отверстиями, нижней цементировочной пробки-контейнера, посадочного седла для нее и продавочной пробки.
Процесс цементирования обсадной колонны с использованием данного устройства состоит из следующих операций: сбрасывание пробки-контейнера с расширяющей добавкой, осуществление пакеровки заколонного пространства, ввод тампонажного раствора в скважину, открытие цементировочных отверстий, закачку тампонажного раствора в затрубное пространство, сброс продавочной пробки, закрытие цементировочных отверстий, оставление скважины на ожидание затвердевания цемента.
Известны также и другие устройства для проведения манжетного цементирования эксплуатационных колонн, но все они обладают недостатком, заключающимся в необходимости разбуривания (нормализации) технологической оснастки после выдержки ОЗЦ с целью обеспечения гидродинамической связи устья с фильтровой частью скважины.
Патент SU №1677264 МПК Е21В 33/14 принят за прототип устройства для проведения манжетного цементирования.
Известен скважинный фильтр с кислоторастворимыми заглушками (Патент RU №174918, МПК Е21В 43/08, опубл. 10.11.2017 г.), содержащий корпус с радиальными отверстиями, герметично перекрытыми кислоторастворимыми заглушками. Заглушки выполнены в виде цилиндра, вставленного в отверстия корпуса, с буртиками по концам для фиксации в корпусе.
Недостатком данного фильтра является большое количество заглушек в силу малых площадей отверстий, в которых они установлены, что ведет к увеличению трудоемкости изготовления фильтра, и, как следствие, к увеличению его стоимости. Еще одним недостатком данного фильтра является необходимость использования агрессивных сред (кислот) для растворения заглушек, что ведет к сокращению сроков службы скважинного оборудования.
Патент RU №174918 МПК Е21В 43/08 принят за прототип устройства для проведения вторичного вскрытия пласта.
Первая поставленная задача, по исключению необходимости разбуривания технологической оснастки для образования гидродинамической связи устья с фильтровой частью после выдержки ОЗЦ, может быть решена применением в составе эксплуатационной колонны предлагаемого устройства для манжетного цементирования. Предлагаемое устройство содержит муфту активации 1 (фиг. 1), внутри которой на срезных винтах установлено седло 9 (фиг. 4) для посадки шара активации 8 (фиг. 4). Также устройство содержит пакер заколонный гидравлический 2 (фиг. 1), муфту цементировочную 3 (фиг. 1), продавочную пробку 4 (фиг. 2), внутри которой посредством резьбового соединения, либо запрессовки, установлена заглушка 5 (фиг. 5) из разлагаемого (растворимого) материала. Продавочная пробка выполняет следующие функции: продавливание тампонажного раствора, закрытие окон в муфте цементировочной, образование гидродинамической связи устья скважины с ее фильтровой частью.
Устройство для манжетного цементирования работает следующим образом.
В колонну сбрасывают шар активации 8 (фиг. 4), который размещается в седле 9 (фиг. 4) муфты активации 1 (фиг. 4) и герметизирует внутреннее пространство обсадной колоны. Повышением давления активируется заколонный пакер 2 (фиг. 4) для разобщения кольцевого пространства и предотвращения миграции тампонажного раствора в продуктивный пласт при цементировании. С дальнейшим повышением давления открываются окна в муфте цементировочной 3 (фиг. 4) и проводят затворение в скважину тампонажного раствора необходимого объема. Для продавливания тампонажного раствора в скважину сбрасывают полую продавочную пробку 4 (фиг. 2), внутри которой установлена заглушка 5 (фиг. 2) из разлагаемого (растворимого) материала. После посадки продавочной пробки на седло 9 (фиг. 4) муфты активации 1 (фиг. 4) и повышении давления происходит срезание установочных винтов и выталкивание седла 9 (фиг. 4) с шаром 8 (фиг. 4), с последующим закрытием окон муфты цементировочной 3 (фиг. 4). После получения сигнала "СТОП" происходит разложение (растворение) заглушки 5 (фиг. 2) внутри пробки 4 (фиг. 2) и образуется гидродинамическая связь с фильтровой частью скважины (фиг. 5), при этом исключается необходимость разбуривания устройства для манжетного цементирования.
В процессе проведения цементирования скважин по предложенному способу образуются несколько гидравлических каналов. После спуска эксплуатационной колонны активным является канал А (фиг. 1), соединяющий устье с забоем скважины. После открытия окон в муфте цементировочной образуется гидравлические каналы Б (фиг. 4), проходящий от устья до муфты цементировочной. После посадки продавочной пробки и разложения (растворения) в ней заглушки образуется гидроканал В (фиг. 5), соединяющий устье с продуктивным пластом.
Вторая поставленная задача, по исключению необходимости сбивания (разбуривания) заглушек в скважинных фильтрах для нагнетания рабочих агентов в пласт, может быть решена применением предлагаемого фильтра. Предлагаемый фильтр состоит из корпуса 6 (фиг. 3) с радиальными отверстиями максимальной конструктивно допустимой площадью. Также фильтр содержит заглушки 7 (фиг. 3) из разлагаемого (растворимого) материала, установленные в корпусе посредством резьбового соединения, либо запрессовки. При этом, с целью снижения материальных и трудовых затрат, фильтр может быть выполнен с минимально допустимым для эксплуатации количеством заглушек (не более 10 шт.), и минимально допустимой для обеспечения требуемой прочности длиной корпуса (не более 2 м).
Фильтр для вторичного вскрытия пласта работает следующим образом.
После завершения спуска эксплуатационной колонны и проведения промывки в скважину закачивают минерализованную среду для разложения (растворения) заглушек 7 (фиг. 3) в фильтрах 6 (фиг. 3). Через определенный промежуток времени происходит разложение (растворение) заглушек в фильтрах и образуется доступ для закачки рабочих агентов в пласт, либо для добычи пластового флюида, при этом исключается необходимость сбивания (разбуривания) заглушек.
Материалом растворимых элементов устройств, представленных на фиг. 2 и фиг. 3, Является сплав магния с легирующими элементами, корродирующий в минерализованной и пресной средах. Скорость коррозии прямо-пропорционально зависит от степени минерализации скважинной жидкости, которая может варьироваться в пределах 0-165 г/л. Для минерализации скважинной жидкости могут использоваться соли, например, хлориды калия и натрия (KСl и NaCl), содержащиеся в определенных количествах в буровых растворах, используемых на этапе заканчивания скважин. Таким образом, в предлагаемом фильтре 6 (фиг. 3) исключается необходимость использования агрессивных сред (кислот) для разложения заглушек, что в свою очередь повышает срок службы всего оборудования и снижает затраты на проведение вторичного вскрытия пласта.
Технологический процесс заканчивания строительства скважин по предложенному способу с использованием представленных устройств предусматривает следующую последовательность операций.
В скважину спускают эксплуатационную колонну, имеющую в своем составе предложенные фильтры (фиг. 3) в определенном количестве для проведения вторичного вскрытия пласта и устройство для проведения манжетного цементирования (фиг. 1), производят промывку скважины. При необходимости более быстрого растворения заглушек в фильтрах производят закачку кислоты или щелочи в фильтровую часть колонны. Проводят манжетное цементирование по описанной ранее технологии, выдерживают время ОЗЦ. Одновременно с этим происходит разложение (растворение) заглушки 5 (фиг. 2) в продавочной пробке 4 (фиг. 2) и заглушек 7 (фиг. 3) в фильтрах 6 (фиг. 3), в результате чего образуется доступ для закачки рабочих агентов в пласт, либо для добычи пластового флюида.
Таким образом, представленный способ заканчивания скважин исключает из процесса строительства две технологические операции: рейс на разбуривание оснастки для манжетного цементирования, а также рейс на сбивание (разбуривание) заглушек в фильтровой части. Для примера, нормируемое время на проведение операций по разбуриванию муфты ступенчатого цементирования и по сбиванию заглушек в фильтрах, для горизонтальной скважины глубиной 2900 м, и длиной горизонтального участка 250 м, составляет от 99 до 148 часов. Следовательно, применение представленного способа заканчивания сокращает сроки ввода в эксплуатацию данных скважин на 6 суток, а также снижает затраты на их строительство, тем самым достигается поставленная перед изобретением цель по повышению технико-экономических показателей строительства скважин.