RU2140521C1 - Method of well completion - Google Patents

Abstract

FIELD: mining industry; applicable in completion of oil and gas wells. SUBSTANCE: method includes jig drilling, lowering and cementing of intermediate casing string, primary opening of producing formation, lowering and cementing of casing liner, lowering of fluid level in well and secondary opening of producing formation. In this case, jig drilling and lowering of intermediate casing string are carried out down to roof of producing formation. Cementing of intermediate casing string is effected to wellhead. As a result, intermediate casing string overlaps high-pressure water-showing beds. primary opening, liner cementing and secondary opening are carried out at equalizing conditions, or at negative differential pressure. EFFECT: higher quality of opening of producing deposits by reduction of value of repressing in performance of process operations in well completion. 1 cl

Description

Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к заканчиванию нефтяных и газовых скважин. The invention relates to the mining industry, in particular, to completion of oil and gas wells.

Процесс заканчивания скважин включает три основные технологические операции: первичное вскрытие продуктивного пласта, крепление обсадной эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие (перфорацию) продуктивного пласта. The well completion process includes three main technological operations: the primary opening of the reservoir, the fastening of the casing string and the secondary opening (perforation) of the reservoir.

Для ряда месторождений Башкортостана и Урало-Поволжья характерно наличие в верхней части разреза скважины неизолированых высоконапорных водопроявляющих пластов. Это обстоятельство вынуждает применять для вскрытия продуктивного пласта, имеющего низкое пластовое давление, утяжеленный буровой раствор. Поэтому первичное вскрытие коллектора производится при значительных репрессиях на продуктивный пласт (до 13-15 МПа), что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП) твердыми частицами и фильтратом бурового раствора. A number of fields in Bashkortostan and the Ural-Volga region are characterized by the presence of uninsulated high-pressure water-developing strata in the upper part of the well section. This circumstance forces us to use weighted drilling fluid for opening a productive formation having a low reservoir pressure. Therefore, the primary opening of the reservoir is carried out with significant repression on the reservoir (up to 13-15 MPa), which leads to irreversible contamination of the bottom-hole formation zone (BFP) with solid particles and mud filtrate.

Следующий этап заканчивания скважины - крепление эксплуатационной колонны - также производится при высоких репрессиях на продуктивный пласт из-за необходимости поднятия цемента за эксплуатационной колонной на большую высоту (до устья скважины). Под действием указанной репрессии, достигающей значений 15-20 МПа, коллектор дополнительно загрязняется твердыми частицами и фильтратом цементного раствора. The next stage of completion of the well - the attachment of the production string - is also carried out with high repression on the reservoir because of the need to raise the cement behind the production string to a high height (to the wellhead). Under the influence of this repression, reaching values of 15-20 MPa, the collector is additionally contaminated with solid particles and cement filtrate.

Следующая технологическая операция по заканчиванию скважины - вторичное вскрытие - производится в среде технической или пластовой воды, которой полностью заполняют скважину. Если пластовое давление продуктивного пласта ниже гидростатического, то при проведении данной операции в него также дополнительно поступает вода. The next technological operation to complete the well - a secondary opening - is carried out in the environment of technical or produced water, which completely fill the well. If the reservoir pressure of the reservoir is lower than hydrostatic, then during this operation, water also flows into it.

Таким образом, высокие репрессии при заканчивании скважин обусловливают в конечном итоге значительное удлинение сроков освоения скважины и уменьшение ее продуктивности в результате ухудшения первоначальной проницаемости призабойной зоны и фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Thus, high repression during well completion ultimately leads to a significant lengthening of the well development time and a decrease in its productivity as a result of deterioration of the initial permeability of the bottomhole zone and reservoir properties.

Известны технические решения, которые позволяют снизить отрицательное влияние репрессии при проведении заключительных операций по заканчиванию скважин. Например, в буровой практике нашел применение способ управляемой кольматации, который способствует формированию в приствольной зоне защитного кольматационного слоя. Последний существенно снижает интенсивность взаимодействия в системе "скважина-пласт" и повышает сопротивление ствола гидродинамическому нарушению при проведении в скважине различных операций. Указанный кольматационный слой образуется при струйной обработке в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Для этого наддолотный переводник имеет боковую насадку диаметром 8-10 мм, через которую стенка скважины обрабатывается высоконапорной струей глинистого раствора в процессе бурения с вращением бурильной колонны. Known technical solutions that can reduce the negative impact of repression during the final operations to complete the wells. For example, in drilling practice, a method of controlled mudding has been used, which contributes to the formation of a protective mud layer in the near-trunk zone. The latter significantly reduces the intensity of interaction in the well-formation system and increases the resistance of the barrel to hydrodynamic disturbance during various operations in the well. The specified mud layer is formed during blasting during the opening of the reservoir by drilling. For this, the sub-bit sub has a lateral nozzle with a diameter of 8-10 mm, through which the borehole wall is treated with a high-pressure jet of mud during drilling with the rotation of the drill string.

Например, такой способ защищен в а.с. СССР N 819306 кл. E 21 B 33/138 под названием "Способ снижения проницаемости пластов". Он предусматривает для улучшения эффективности и качества изоляции пласта производить обработку стенок скважины гидромониторными струями глинистого раствора при скорости истечения струи 60-120 м/с. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду коллектора достигает 12-25 мм. Аналогичный способ защищен в а.с. СССР N 1481378 кл. E 21 B 33/138, который также называется "Способ снижения проницаемости пластов". Он осуществляется последовательной обработкой стенок скважины вначале струей кремнеземистой суспензии, а затем струей известковой суспензии. Это позволяет существенно повысить прочность образующегося кольматационного слоя. For example, such a method is protected in A.S. USSR N 819306 cells E 21 B 33/138 entitled "Method for reducing the permeability of formations". It provides for improving the efficiency and quality of the isolation of the formation to treat the walls of the well with hydro-monitor jets of clay mud at a flow velocity of 60-120 m / s. The depth of penetration of clay particles into the porous medium of the reservoir reaches 12-25 mm. A similar method is protected in A.S. USSR N 1481378 class. E 21 B 33/138, which is also called the "Method of reducing the permeability of formations." It is carried out by sequential treatment of the walls of the well, first with a stream of silica slurry, and then with a stream of lime suspension. This allows you to significantly increase the strength of the resulting mud layer.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является статья Мавлютова М.Р., Кузнецова Ю.С., Полякова В.Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. - "Нефтяное хозяйство", N 6, 1984, 7-10 с. Кольматацию стенок скважины осуществляют высоконапорными струями глинистого раствора при скорости истечения 60-100 м/с и скорости вращения бурильной колонны 66-68 об/мни. При этом на стенки скважины создаются импульсы гидравлического давления, достигающие 10 МПа. Образующийся кольматационный экран имеет толщину до 30 мм. The closest technical solution to the claimed method is an article by Mavlyutov M.R., Kuznetsova Yu.S., Polyakova V.N. Controlled mudding of the bottom-hole formation zone during drilling and completion. - "Oil industry", N 6, 1984, 7-10 pp. Colmatization of the walls of the borehole is carried out by high-pressure jets of mud at a flow rate of 60-100 m / s and a rotation speed of the drill string of 66-68 rpm. In this case, hydraulic pressure pulses are created on the walls of the well, reaching 10 MPa. The resulting clogging screen has a thickness of up to 30 mm.

Всем перечисленным способам присущи следующие недостатки:
1. Струйная кольматация коллектора вызывает необратимое его загрязнение твердыми частицами, в результате чего существенно снижается продуктивность скважины. Так, согласно данным статьи, принятой нами за прототип предлагаемого изобретения, дебит скважин, законченных с использованием струйной кольматации, оказался выше всего лишь на 5-7% по сравнению со скважинами, законченными по обычной технологии при наличии высоких репрессий на продуктивный пласт (см. "Нефтяное хозяйство", N 6, 1984, с. 10).All of the above methods have the following disadvantages:
1. The jet mudding of the reservoir causes its irreversible contamination with solid particles, as a result of which well productivity is significantly reduced. So, according to the article adopted by us for the prototype of the invention, the production rate of wells completed using jet mudding was only 5-7% higher compared to wells completed using conventional technology with high repression on the reservoir (see "Oil industry", N 6, 1984, p. 10).

2. Необходимость создания высоких гидравлических давлений для достижения высоких скоростей истечения раствора из насадки может вызвать гидравлический разрыв пластов и уход бурового раствора. 2. The need to create high hydraulic pressures in order to achieve high flow rates of the solution from the nozzle can cause hydraulic fracturing and drilling fluid withdrawal.

3. Способ малоэффективен при наличии каверн и трещин в стенках скважины или при очень низкой проницаемости обрабатываемых пород. 3. The method is ineffective in the presence of caverns and cracks in the walls of the well or at very low permeability of the treated rocks.

Целью предлагаемого изобретения является повышение качества заканчивания скважин в условиях наличия в их разрезе высоконапорных водопроявляющих пластов и низких пластовых давлений в продуктивных пластах путем проведения операций первичного вскрытия продуктивного пласта, крепления "хвостовика" и вторичного вскрытия продуктивного пласта "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении. The aim of the invention is to improve the quality of well completion in the presence of high pressure water-producing strata and low reservoir pressures in the reservoir by performing operations of primary opening of the reservoir, securing the “liner” and re-opening of the reservoir “at equilibrium” or at negative differential pressure .

Поставленная задача решается способом заканчивания скважин, включающим бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование технической колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование "хвостовика", снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта, отличающимся тем, что бурение из-под кондуктора и спуск технической колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее - до устья скважины, в результате чего техническая колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, при этом первичное вскрытие, цементирование "хвостовика" и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении. Первичное вскрытие производят с промывкой легким буровым раствором, подбирая его плотность в зависимости от пластового давления в коллекторе. После первичного вскрытия в подошву продуктивного пласта спускают "хвостовик" (обычно длиной 80-100 м) и цементируют его с перекрытием башмака технической колонны на 50 м. При этом гидростатическое давление столба цементного раствора (высота которого не превышает 150 м) на продуктивный пласт будет равным или ниже пластового давления в коллекторе, т. е. оно будет кратно ниже по сравнению с традиционной технологией цементирования эксплуатационной колонны до устья скважины, когда высота столба цементного раствора составляет в среднем 1800 м. Далее снижают уровень жидкости в скважине до достижения равновесия ее столба с пластовым давлением в коллекторе (или даже несколько ниже) и производят вторичное вскрытие (перфорацию) продуктивного пласта. The problem is solved by the method of completing wells, including drilling from under the conductor, lowering and cementing the technical string, first opening the reservoir, lowering and cementing the “liner”, lowering the level of fluid in the well and re-opening the reservoir, characterized in that the drilling is under the conductor and the descent of the technical column is carried out to the top of the reservoir, and cementing it to the wellhead, as a result of which the technical column blocks high-pressure water formation, in this case, the primary opening, cementing of the “liner” and the second opening are carried out “at equilibrium” or at a negative differential pressure. The initial opening is performed with washing with a light drilling fluid, selecting its density depending on the reservoir pressure in the reservoir. After the initial opening, a “shank” (usually 80-100 m long) is lowered into the sole of the reservoir, and cemented with a 50 m overlap of the shoe of the technical column. In this case, the hydrostatic pressure of the cement column (whose height does not exceed 150 m) will be on the reservoir equal to or lower than the reservoir pressure in the reservoir, i.e., it will be a multiple lower than in comparison with the traditional technology of cementing the production string to the wellhead, when the height of the cement column is on average 1800 m. Next lowers the level of liquid in the well to attain its equilibrium column with reservoir pressure in the reservoir (or even lower) and produce secondary opening (perforation) producing formation.

Таким образом, заявляемый способ заканчивания скважин позволяет в комплексе проводить все три основные операции (первичное вскрытие, крепление "хвостовика", вторичное вскрытие) при пониженной репрессии на продуктивный пласт и, тем самым, сохранить его первоначальную проницаемость. Thus, the inventive method of completing wells allows the complex to carry out all three basic operations (primary opening, securing the “liner”, secondary opening) with reduced repression on the reservoir and, thus, maintain its original permeability.

Пример реализации способа. An example implementation of the method.

Заявляемый способ заканчивания скважин испытан при бурении скважины N 5974 Ново-Хазинской площади (Арланское месторождение Башкирии). Данное месторождение характеризуется наличием в разрезе неизолированных высоконапорных водопроявляющих пластов в сакмаро-артинских отложениях в интервале 550-650 м. Поэтому вскрытие продуктивного пласта по традиционной технологии производится с промывкой утяжеленным глинистым раствором с плотностью 1,42-1,60 г/см³. Поскольку пластовое давление в продуктивном пласте очень низкое (70-80% от гидростатического), то первичное вскрытие его происходит при значительных репрессиях, достигающих 13-14 МПа.The inventive method of completion was tested while drilling well N 5974 Novo-Khazinskaya area (Arlan field of Bashkiria). This field is characterized by the presence in the section of uninsulated high-pressure developing reservoirs in the Sakmar-Artinsk deposits in the range of 550-650 m.Therefore, the productive formation is opened by traditional technology with washing with a heavier clay solution with a density of 1.42-1.60 g / cm ³ . Since the reservoir pressure in the reservoir is very low (70-80% of the hydrostatic), its initial opening occurs with significant repression, reaching 13-14 MPa.

В опытной скважине N 5974 бурение из-под башмака кондуктора (кондуктор спущен на глубину 250 м) до кровли продуктивного пласта (1415 м) производилось также с промывкой утяжеленным глинистым раствором (плотность раствора 1,42 г/см³) с целью недопущения водопроявлений минерализованных пластовых вод из сакмаро-артинских отложений (интервал 520-610 м). Затем в кровлю продуктивного пласта спустили техническую обсадную колонну диаметром 168 мм и зацементировали ее до устья. Первичное вскрытие продуктивного пласта произвели долотом с диаметром 146 мм с промывкой легким глинистым раствором с плотностью 1,05 г/см³ т.е. "на равновесии". После этого в интервал продуктивного пласта (1415-1500 м) спустили "хвост" диаметром 114 мм и зацементировали с подъемом цемента на 50 м выше башмака технической колонны. Таким образом, столб цементного раствора составил всего 135 м и поэтому его гидростатическое давление на продуктивный пласт было меньше пластового давления. После ОЗЦ раствор в скважине заменили на техническую воду и снизили ее уровень в скважине до величины, при которой гидростатическое давление столба воды стало несколько ниже пластового давления в коллекторе. Затем произвели вторичное вскрытие (перфорацию) кумулятивным перфоратором ПК-105. С целью оценки качества вскрытия на НКТ спустили глубинный манометр до верхних дыр перфорации и сняли кривую восстановления давления (КВД). Путем расшифровки КВД рассчитали величину "скин-эффекта", характеризующего загрязненность призабойной зоны скважины, и величину коэффициента продуктивности (K_пр), характеризующего степень восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта.In test well N 5974, drilling from under the conductor shoe (the conductor was lowered to a depth of 250 m) to the top of the reservoir (1415 m) was also carried out with washing with a heavier clay solution (solution density 1.42 g / cm ³ ) in order to prevent mineralized water manifestations formation water from Sakmar-Arta deposits (interval 520-610 m). Then, a technical casing with a diameter of 168 mm was lowered into the roof of the reservoir and cemented to the mouth. The primary opening of the reservoir was made with a bit with a diameter of 146 mm, washing with a light clay solution with a density of 1.05 g / cm ³ i.e. "on balance". After that, a tail with a diameter of 114 mm was lowered into the interval of the productive formation (1415-1500 m) and cemented with cement rising 50 m above the shoe of the technical column. Thus, the column of cement slurry was only 135 m and therefore its hydrostatic pressure on the reservoir was less than the reservoir pressure. After OZZ, the solution in the well was replaced with industrial water and its level in the well was reduced to a value at which the hydrostatic pressure of the water column became slightly lower than the reservoir pressure in the reservoir. Then made a second autopsy (perforation) with a cumulative perforator PK-105. In order to assess the quality of opening on the tubing, we lowered the depth gauge to the upper perforation holes and took the pressure recovery curve (HPC). By deciphering the HPC, the “skin effect” value characterizing the contamination of the bottomhole zone of the well and the productivity coefficient (K _ol ) characterizing the degree of restoration of the initial permeability of the reservoir were calculated.

В идентичных геолого-технических условиях пробурена скважина - аналог N 5618 Ново-Хазинской площади по технологии, изложенной в статье, принятой нами за прототип предлагаемого изобретения. В ней из-под башмака кондуктора (глубина его спуска 267 м) бурение продолжалось до кровли продуктивного пласта (1422 м) с промывкой утяжеленным глинистым раствором с плотностью 1,45 г/см³. Вскрытие продуктивного пласта (интервал 1422-1508 м) произвели на том же растворе с использованием струйной кольматации. Затем спустили обсадную эксплуатационную колонну диаметром 146 мм и зацементировали ее до устья. Заменили раствор в скважине на техническую воду и произвели вторичное вскрытие (перфорацию) с помощью кумулятивного перфоратора ПК-105. С целью оценки качества вскрытия продуктивного пласта на НКТ спустили глубинный манометр до верхних дыр перфорации и сняли КВД. Ее расшифровка позволила рассчитать "скин-эффект" и коэффициент продуктивности.In identical geological and technical conditions, a well was drilled - an analogue of N 5618 of the Novo-Khazinskaya area according to the technology described in the article adopted by us for the prototype of the invention. In it, from under the shoe of the conductor (the depth of its descent is 267 m), drilling continued until the roof of the reservoir (1422 m) with washing with an heavier clay solution with a density of 1.45 g / cm ³ . The autopsy of the reservoir (interval 1422-1508 m) was performed on the same solution using jet mudding. Then the casing production string with a diameter of 146 mm was lowered and cemented to the mouth. We replaced the solution in the well with technical water and performed a second autopsy (perforation) using the PK-105 cumulative perforator. In order to assess the quality of the opening of the reservoir on the tubing, we lowered the depth gauge to the upper perforation holes and removed the HPC. Its decoding made it possible to calculate the “skin effect” and the productivity coefficient.

Аналогичные испытания проведены на Вятской площади того же месторождения: скв. N 8734 (опытная) и N 8275 (аналог). Similar tests were carried out on Vyatka area of the same field: well. N 8734 (experimental) and N 8275 (analog).

В таблице приведены результаты расчетов по КВД, снятых в пробуренных скважинах. The table shows the results of the calculations for the HPC taken in the drilled wells.

Таким образом, результаты испытаний свидетельствуют о значительных преимуществах заявляемого способа заканчивания скважин по сравнению со способом заканчивания с использованием струйной кольматации. Более высокое качество вскрытия продуктивных пластов в опытных скважинах по заявляемому способу выражается в значительно меньших значениях "скин-эффекта" (в 2 с лишним раза), высоких значениях коэффициента продуктивности (в 2 с лишним раза) и первоначального дебита (в 1,5-2 раза) по сравнению со скважинами - аналогами. Thus, the test results indicate significant advantages of the proposed method of well completion in comparison with the method of completion using jet mudding. The higher quality of the opening of productive formations in the experimental wells according to the claimed method is expressed in significantly lower values of the "skin effect" (2 times), high values of the productivity coefficient (2 times) and the initial flow rate (1.5- 2 times) in comparison with wells - analogues.

Claims (1)

Способ заканчивания скважин, включающий бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование технической колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование "хвостовика", снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта, отличающийся тем, что бурение из-под кондуктора и спуск технической колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее - до устья скважины, в результате чего техническая колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, при этом первичное вскрытие, цементирование "хвостовика" и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении. A method of completing wells, including drilling from under the conductor, lowering and cementing the technical string, first opening the reservoir, lowering and cementing the “liner”, lowering the level of fluid in the well and re-opening the reservoir, characterized in that drilling from under the conductor and the technical column is lowered to the top of the reservoir, and its cementing is to the wellhead, as a result of which the technical column blocks the high-pressure water-developing layers, while the primary Covered, cementing "shank" and the secondary opening is carried out "in equilibrium" or at a negative pressure differential.

Images