СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
CONSTRUCTION FINISHING METHOD FOR HORIZONTAL STEAM INJECTOR

Изобретение относится к области разработки залежи высоковязкой нефти и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов и их оборудования в этом интервале фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин, при расположении нагнетательной горизонтальной скважины выше добывающей горизонтальной скважины.
Известен способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, МПК E21B 43/08, опубл. в бюл. №1 10.01.2010 г.), включающий спуск в пробуренную скважину по меньшей мере одного скважинного фильтра, установленного внизу обсадной колонны и содержащего срезаемые пробки, 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 пакеры, число которых соответствует числу 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 обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта. После затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров, при этом скважинные фильтры устанавливают ниже хвостовика, который через разъединяющее устройство соединяют с транспортной колонной для доставки скважинных фильтров в составе хвостовика в скважину. После установки скважинных фильтров с хвостовиком на место транспортная колонна отстыковывается и извлекается из скважины, а ниже скважинных фильтров устанавливают обратный клапан и башмак.
Недостатками данного способа являются:
-во-первых, сложный и трудозатратный технологический процесс его осуществления;
-во-вторых, большая продолжительность реализации способа, связанная с необходимостью спуска в скважину дополнительного оборудования для разрушения срезаемых пробок, при этом часть срезаемых пробок может остаться неразрушенной.
Также известен способ заканчивания строительства скважины (а.с. SU №1210507, МПК E21B 43/08, опубл. 07.12.1987 г.), включающий спуск в пробуренную скважину обсадной колонны, оснащенной фильтром с заглушками отверстий из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание тепла с переменным давлением до соединения нагнетаемого тепла с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Недостатками данного способа являются:
-во-первых, при тампонировании эксплуатационной колонны с фильтром пространство между продуктивным пластом и фильтрационными каналами в ребрах фильтра перекрывается тампонажным материалом, что снижает продуктивность скважины;
-во-вторых, происходит неэффективное вскрытие продуктивного пласта из-за того, что пропускная способность фильтра не учитывает проницаемость зон продуктивной части скважины, напротив которых этот фильтр расположен, а это значит, что основной объем закачиваемого через фильтр вытесняющего агента будет «уходить» в зону, имеющую более высокую проницаемость.
Наиболее близким по технической сущности является способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 09.12.1999 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание тепла с переменным давлением до соединения его с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом, для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство, в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором. Недостатками данного способа являются:
-во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что производят тампонирование как эксплуатационной колонны, так и фильтра, при этом за фильтром образуется цементный камень, ухудшающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом;
-во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, обусловленная быстрым обводнением добываемой продукции вследствие того, что фильтр имеет отверстия по всему периметру, поэтому закачиваемый пар через отверстия, расположенные в нижнем периметре фильтра, через паровую камеру будет прорываться в ствол горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже, вызывая преждевременное обводнение добываемой продукции из залежи;
-в-третьих, несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворяющиеся под действием химического реагента заглушки, не учитывают фильтрационно-емкостные характеристики пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет увеличена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет ограничена, что не позволит выровнять профиль приемистости залежи при закачке пара.
Техническими задачами предложения являются повышение качества вскрытия продуктивного пласта нагнетательной горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти и повышение эффективности закачки пара в залежь высоковязкой нефти с различными фильтрационно-емкостными характеристиками пласта за счет обеспечения оптимального распределения объема закачки по всему горизонтальному стволу и выравнивания профиля приемистости залежи при закачке пара.
Поставленные технические задачи решаются способом заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины, включающим бурение ствола паронагнетательной горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра.
Новым является то, что в процессе бурения паронагнетательной 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 заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную паронагнетательную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водонабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб геля на основе полиакриламида, которым заливают нижний периметр фильтра, по окончании времени коагуляции геля закачивают химический реагент по колонне гибких труб в верхний периметр фильтра, выдерживают скважину на время разрушения заглушек отверстий, установленных в верхнем периметре фильтра, и вымывают продукты реакции.
На фиг.1, 2 и 3 схематично показан порядок реализации способа.
Предлагаемый способ осуществляют на залежи высоковязкой нефти при расположении нагнетательной горизонтальной скважины выше добывающей горизонтальной скважины.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
В процессе бурения паронагнетательной горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение в пределах продуктивного пласта 1 (фиг.1) по стволу горизонтальной скважины 2. Делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза.
Например, длина L ствола горизонтальной паронагнетательной скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 400 м, фильтрационно-емкостные свойства и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 определены следующим образом:
1
зона 3' - проницаемость 0,85 Дарси, длина L=120 м;
2
зона 3” - проницаемость 1,3, Дарси, длина L=80 м (в 1,53 раза относительно зоны 3');
3
зона 3''' - проницаемость 2,0 Дарси, длина L=60 м (в 1,54 раза относительно зоны 3");
4
зона 3”” - проницаемость 3,2 Дарси, длина L=140 м (в 1,6 раза относительно зоны 3''').
1
2
3
4
Границами зон 3', 3”, 3''', 3”” являются границы длин L, L, L, L, где фильтрационно-емкостные характеристики отличаются в 1,5-1,6 раза.
n
n
Затем подбирают пропускную способность (площадь проходных сечений) отверстий 4, 4', 4”,…,4 (на фиг.1 показаны условно) фильтра 5, например для фильтра диаметром 168 мм отдельно для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” подбирают площадь проходных сечений отверстий в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик. Подбор площади проходных сечений отверстий 4, 4', 4”,…,4 фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” осуществляют любым известным способом, например так, как описано в патенте RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 от 09.12.1999 г.
2
Фильтр 5 изготавливают из обсадных труб с внешним диаметром D, равным 168 мм, и внутренним диаметром Dвф, равным 140,3 мм. Площадь поперечного сечения фильтра 5 Fk равна 154,5 см.
n
Далее определяют количество отверстий 4, 4', 4”,…,4, выполняемых в фильтре 5 в каждой зоне, по формуле:
zi
1
i
2
N=(K/Ki)·(4·Fk/П·do)·L/k,
1
где K - минимальная проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;
Ki - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;
2
Fk - площадь поперечного сечения фильтра, см;
П=3,14;
n
n
do - проходной диаметр заглушек 6, 6', 6”,…,6 (на фиг.2 показаны условно), вставленных в отверстия 4, 4', 4”,…,4 (фиг.1) фильтра 5, см, do=1,2 см;
i
L - длина зоны продуктивной части горизонтальной скважины;
k - коэффициент скважности, учитывающий, что разработка залежи высоковязкой нефти ведется через верхний периметр фильтра 2, примем k равным 5.
Таким образом, подставляя значения в формулу, получим количество отверстий, выполняемых в фильтре 5 в каждой отдельной зоне:
Z1
2
N=(0,85/0,85)·(4-154,5/3,14-1,2)120/5=3281 шт.
Z2
2
N=(0,85/1,3)·(4-154,5/3,14-1,2)80/5=1430 шт.
Z3
2
N=(0,85/2,0)·(4-154,5/3,14-1,2)60/5=697 шт.
Z4
2
N=(0,85/3,2)·(4-154,5/3,14-1,2)140/5=1016 шт.
n
2
Z2
1
3
4
Расстояние между отверстиями по длине фильтра 5 и количество отверстий 4, 4', 4”,…,4 по периметру фильтра определяют расчетным путем. Например, для зоны длиной L с количеством отверстий N 1430 шт. выполняют радиальный ряд отверстий, например 8 отверстий диаметром 12 мм по периметру фильтра 5 и на расстоянии 0, 45 м между рядами радиальных отверстий, т.е. (80 м/1430)·8=0,45 м. Аналогичным образом выполняют отверстия в фильтре 5 в оставшихся зонах с длинами L, L, L.
n
n
n
n
n
Все отверстия 4, 4', 4”,…,4 фильтра 5 оборудуют заглушками 6, 6', 6”,…,6 (на фиг.2 показаны условно), Например, запрессовывают заглушки 6, 6', 6”,…,6 в соответствующие отверстия 4, 4', 4”,…,4 фильтра 5. Заглушки 6, 6', 6”,…,6 выполняют в виде пробок, например, из сплава магния, разрушаемого (растворимого) химическим реагентом (например соляной кислотой), описанных в патенте RU №2397316, МПК E21B 43/11, опубл. 20.08.2010 г. в бюл. №23.
n
n
Затем в отверстия 4, 4', 4”,…,4 (на фиг.1 и 2 показаны условно) фильтра 5 под заглушками 6 устанавливают сетчатые фильтрующие элементы 7, количество которых соответствует количеству отверстий 4, 4', 4”,…,4 в зонах 3', 3”, 3''', 3””.
n
Спускают в пробуренную паронагнетательную горизонтальную скважину 2 (фиг.1) эксплуатационную колонну 8 с фильтром 5, оснащенным заколонными водонабухающими пакерами 9', 9", 9"',...,9, и устанавливают их на границах зон 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта 1. Например, в зонах 3', 3”, 3''', 3”” устанавливают три пакера 9', 9'', 9'''.
В качестве заколонных водонабухающих пакеров используют, например, пакеры марки FREECAP фирмы ТАМ. Эти пакеры расширяются (набухают), вызывая разобщение пластов после воздействия водяного пара на их манжету, при этом объемное расширение пакера достигает 200%.
Сетчатые фильтрующие элементы 7 (см. фиг.2 и 3) выполняют, например, из пористого металловолоконного материала (PMF) и пористого спеченного материала (SL), изготовленного из нержавеющей стали 316L или сплава с высоким содержанием никеля, что позволяет им выдерживать наиболее жесткие условия эксплуатации в горизонтальной добывающей скважине. Сетчатый фильтрующий элемент 7 обеспечивает надежное и долговечное предотвращение выноса песка.
Производят крепление эксплуатационной колонны 8 (фиг.1) в нагнетательной горизонтальной скважине 1 цементированием 8' и 8” перед фильтром 5 и за ним соответственно. Оставляют паронагнетательную горизонтальную скважину 2 на время ожидания затвердевания, например, цементного раствора в течение 48 ч.
Исключение цементирования фильтра 5 и подбор расчета площади проходных сечений отверстий 4 фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта в зависимости от проницаемости повышает качество вскрытия продуктивного пласта 1 и оптимизирует отбор высоковязкой нефти из залежи.
Далее в паронагнетательную горизонтальную скважину 2 (фиг.1) до забоя 10 спускают колонну гибких труб 11, например, диаметром 38,1 мм. Затем ее перемещают от забоя 10 к устью (на фиг.1, 2, 3 не показано) с одновременной закачкой по гибкой трубе 11 (фиг.3) расчетного объема геля 12 на основе полиакриламида (ПАА) или биполимера.
Например, используют полиакриламид DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006, который представляет собой порошок модифицированного полиакриламида. Характеристики полиакриламида DP9-8177 приведены в таблице.
Таблица
Характеристики полиакриламида DP9-8177
Наименование показателя
Значение
1. Внешний вид
Порошок от белого до кремового цвета
2. Массовая доля основного вещества, %, не менее
90,0
3. Насыпная плотность, кг/м<sup>3</sup>
700-850
2
3
Расчетный объем геля 12, которым заливают нижний периметр фильтра, принимают равным объему внутреннего пространства фильтра, поделенного на два, т.е (Fk×L)/2=(154,5×10-4 м×400 м)/2=3,09 м.
Гелем 13 в объеме 3,09 м заливают нижний периметр фильтра 5.
По окончании времени коагуляции геля 12 закачивают химический реагент, например 15-%-ный водный раствор соляной кислоты 13, по гибкой трубе 11 в верхний периметр фильтра 5.
-4
2
3
Расчетный объем кислоты 13, которым заливают верхний периметр фильтра 5 принимают равным объему внутреннего пространства фильтра, поделенного на два, т.е. (Fk×L)/2=(154,5×10м×400 м)/2=3,09 м.
Выдерживают скважину 2 на время реакции 15-%-ного водного раствора соляной кислоты 13 с магниевым сплавом для разрушения заглушек 6 в отверстиях 4, установленных в верхнем периметре фильтра 5, например, в течение 8 ч.
По окончании этого времени вымывают продукты реакции соляной кислоты с растворенными заглушками 6 и гель 12 из нижнего периметра фильтра 5 на всем его протяжении. В результате фильтр 5 (фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4 (фиг.1) только по верхнему периметру фильтра 5 на всем его протяжении (L=400 м).
Далее вводят паронагнетательную горизонтальную скважину в разработку залежи высоковязкой нефти. Производят закачку перегретого водяного пара, например, при температуре 220°C по колонне труб (на фиг.1, 2, 3 не показана) через сетчатые фильтрующие элементы 7 (фиг.3), установленные в отверстиях 4 (фиг.1) фильтра 5 в паронагнетательной горизонтальной скважине.
Отверстия в фильтре выполнены по верхнему периметру, что позволяет исключить преждевременный прорыв пара через отверстия, расположенные в нижнем периметре фильтра, и продлить эффективность работы паровой камеры и, как следствие, всей залежи высоковязкой нефти. В итоге происходит равномерная закачка рабочего агента по всей протяженности фильтра, благодаря чему в залежи высоковязкой нефти не остается зон, не охваченных воздействием водяного пара, что позволяет выровнять профиль приемистости залежи высоковязкой нефти при закачке в нее пара и произвести равномерную выработку запасов высоковязкой нефти в залежи.
Предлагаемый способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти и эффективность воздействия рабочего агента на залежь высоковязкой нефти независимо от проницаемости ее пород.