RU2171359C1

RU2171359C1 - Способ заканчивания горизонтальной скважины

Info

Publication number: RU2171359C1
Application number: RU2000106669A
Authority: RU
Inventors: Р.Ш. Рахимкулов; Р.М. Клявин; Н.З. Гибадуллин; Р.М. Гилязов; Р.Т. Асфандияров; И.О. Овцын
Original assignee: Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 2000-03-17
Filing date: 2000-03-17
Publication date: 2001-07-27

Abstract

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности при заканчивании горизонтальной скважины. Обеспечивает надежное разобщение интервалов горизонтальной части ствола скважины. Сущность изобретения: вскрывают продуктивный пласт, спускают обсадную колонну с отверстиями, оснащенную пакерами и заглушками отверстий, промывают скважину. Цементируют надпакерную часть колонны и пакеруют горизонтальную часть скважины, причем пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан. Совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в осадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек. Допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну. Заполняют этим раствором уплотнительные элементы пакеров и промежутки между пакерами. Длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с приведенной аналитической формулой. 3 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании нефтяных и газовых скважин, имеющих горизонтальный ствол в продуктивном пласте с различным характером насыщенности на участке, вскрытом скважиной.

Известен способ заканчивания скважины с поинтервальным разобщением горизонтального участка ствола посредством установки пакеров с непроницаемыми эластичными оболочками (Материалы симпозиума "Нефть и природный газ", Тюмень, апрель, 1992, с.71-72).

Однако этот способ не обеспечивает надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины из-за негерметичности пакеровки непроницаемыми эластичными оболочками, имеющими ограниченное расширение вследствие неопределенной формы сечения ствола (наличие желобных выработок, обвалов стенок на горизонтальном участке).

Наиболее близким по совокупности существенных признаков является способ заканчивания горизонтальной скважины по пат. N 2055156 (оп. БИ N 6, 1996). В известном способе после вскрытия продуктивного пласта спускают в скважину обсадную колонну, оснащенную пакерами и отверстиями с магниевыми заглушками, затем цементируют надпакерную (вертикальную) часть колонны и последовательно растворяют магниевые заглушки с последующим поинтервальным пакерованием колонны.

Однако этому способу также присущи вышеуказанные недостатки. Кроме того, он практически неуправляем из-за наличия магниевых заглушек, так как контролировать различное время растворения магниевых заглушек практически невозможно. Таким образом возникла проблема создания такого способа заканчивания горизонтальной скважины, который при своей простоте и технологичности был легко управляем и смог бы обеспечить надежное разобщение интервалов горизонтальной части ствола скважины.

Указанная проблема решается предлагаемым способом заканчивания горизонтальной скважины, включающим вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны с отверстиями, оснащенной пакерами и заглушками отверстий, промывку скважины, цементирование надпакерной части колонны и последующее пакерование горизонтальной части скважины, в котором согласно изобретению пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе, а обсадная колонна имеет запорный клапан, при этом совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек, допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами, при этом длину цементной перемычки устанавливают в соответствии с формулой:

где l_ц - длина цементной перемычки;
ΔP_ц - перепад давления в зоне между пакерно-цементными перемычками, необходимый для освоения и эксплуатации скважины,
ΔP_пм - перепад давления, выдерживаемый цементной перемычкой в расчете на 1 погонный метр.

Пакерно-цементные перемычки позволяют изолировать нефтенасыщенную часть пласта от водопроявляющей.

Открытие заглушек путем срезания штырей, например, при спуске насосно-компрессорных труб дает возможность четко контролировать это действие и легко им управлять.

Использование в качестве уплотнительных элементов пакера фильтрующей оболочки, отделяющей водную фазу раствора от собственно цементных частиц и расширяющейся в соответствии с конфигурацией ствола (оболочка спускается в сложенном виде), обеспечивает надежную герметизацию и дает возможность использовать этот способ в стволах сложной конфигурации.

На фиг. 1 показана скважина с обсадной колонной, оснащенной пакерами и отверстиями с заглушками, где 1 - горизонтальный участок ствола скважины; 2 - обсадная колонна; 3 - пакер; 4 - пакеры пакерно-цементных перемычек; 5 - заглушки со штырями; 6 - колонна НКТ; 7 - кольца "стоп"; 8 - шайба-штуцер; 9 - центраторы; 10 - пакерно-цементные перемычки; 11 - запорный клапан.

На фиг. 2 - показана стадия образования цементных перемычек.

На фиг. 3 - законченная скважина, готовая к освоению и эксплуатации.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину с горизонтальным участком ствола 1 спускают обсадную колонну 2, оснащенную пакером 3, отсекающим фильтровую часть колонны, находящуюся в продуктивном пласте, от эксплуатационной колонны пакерами 4, образующими пакерно-цементные перемычки, а также заглушками со штырями 5. Далее цементируют вертикальную часть колонны выше продуктивного пласта известным способом, разбуривают внутрипакерные элементы пакера 3 и спускают колонну НКТ 6, оснащенную кольцами "стоп" 7, шайбой-штуцером 8 и центраторами 9. При спуске колонны НКТ 6 шайба-штуцер 8 срезает штыри 5, тем самым подготавливая к работе пакеры 4. Допуском НКТ до башмака колонны приводят в действие (закрывают) запорный клапан 11. Затем закачивают расчетное количество цементного раствора через НКТ 6 в фильтрующие оболочки пакеров 4 и в промежутки между пакерами 4 с образованием пакерно-цементных перемычек 10. После выдержки раствора в течение определенного времени для его отфильтровывания и загустевания, вымывают излишек цементного раствора из скважины, НКТ поднимают на поверхность и перфорируют обсадную колонну в интервалах между пакерно-цементными перемычками 10 для дальнейшего поинтервального освоения и эксплуатации. Количество указанных перемычек определяется геологическими условиями эксплуатации скважины.

Пример конкретного осуществления.

Исходные данные:
- скважина диаметром 215,9 мм имеет в продуктивном пласте горизонтальный ствол длиной L_гор = 150 м с тремя участками различных коллекторских свойств пород по пласту;
- перепад давления, действующий на первую (от забоя) перемычку (Δ P_пер, 6,0 МПа, а на вторую - 8,0 МПа;
- по данным испытаний в скважине два пакерующих устройства в одной цементной перемычке выдерживают перепад давления 4,0 МПа, а 1 м цементной перемычки Δ P_пм - 1,0 МПа, длина l пакера (l_пак) 1 м. Необходимо осуществить крепление эксплуатационной колонны с созданием пакерно-цементных перемычек для разделения горизонтального участка на три интервала. Количество интервалов определяют по коллекторским свойствам и характеру насыщенности пласта жидкостями (водой, нефтью) на основании геофизических исследований ствола.

Пример расчета
Обсадную колонну диаметром d = 146 мм оборудуют центраторами, башмаком и запорным клапаном и пакерами: 3 - выше кровли продуктивного пласта и 4 - на расстоянии 50 и 100 м от забоя.

Внутрь обсадной колонны спускают колонну НКТ диаметром d = 73 мм, оборудованную также центраторами 9, кольцами "стоп" 7 и шайбой-штуцером 8. Одно кольцо "стоп" расположено у башмака НКТ, другое - на расстоянии S_к от первого. Расстояние S_к рассчитывается таким образом, чтобы объем цементного раствора между кольцами "стоп" 7 был равен объему цементного раствора в пакерных перемычках V_пп. Общую длину пакерно-цементных перемычек (l_ц.пер) определяют следующим образом
l_ц.пер = l_пак + l_ц
где l_пак - длина пакеров;
l_ц - длина цементной перемычки между пакерами.

Для герметичного разобщения интервалов суммарный перепад давления, выдерживаемый пакерами ( Δ P_пак) и цементной перемычкой между ними ( Δ P_ц) должен превышать перепад давления (Δ P_пер) на пакерно-цементную перемычку в данном интервале горизонтального ствола с запасом прочности 50%. Это условие примет вид:
(ΔP_пак+ΔP_w) = 1,5ΔP_пер.
Как указано выше, Δ P_пак = 4 МПа; Δ P_ц = Δ P_пм • l_ц или Δ P_ц = l_ц. Тогда 1,5 Δ P = 4 + l_ц. Для первой от забоя пакерно-цементной перемычки условие примет вид: 1,5 • 6 = 4 + l_ц. Отсюда l_ц = 5 м, l_ц.пер.1 = 1 • 2 + 5 = 7 м.

Длина второй цементной перемычки составит:
1,5 • 8 = 4 + l_ц2;
l_ц2 = 8 м;
l_ц.пер = 1 • 2 + 8 = 10 м
Суммарная длина пакерно-цементных перемычек: Σ l_ц.пер. = 7 + 10 = 17 м, в т. ч. 4 м - длина фильтрующих элементов пакеров и 13 м - длина цементных перемычек между ними.

Объем цементного раствора для поинтервальных перемычек (V_пп):
V_пп = nV_пак + (l_ц1 + l_ц2)V_пог.м,
где n - количество пакеров; n = 4;
V_пак - объем цементного раствора для заполнения пакера с учетом отфильтрованной жидкости:
V_пак = 0,1 м³; V_пог.м = 0,003 м³
Тогда
V_пп4 • 0,1 + (5+8)•0,03
V_пп = 0,439 м³
Перед началом нагнетания цементного раствора в пакерующие устройства 4 и промежутки между ними уровень его в межколонном пространстве должен быть выше уровня верхнего пакера 3 по меньшей мере на 10 м (т.е. порядка 110 м от забоя). Тогда объем закачиваемого цементного раствора в колонну НКТ и межколонное пространство составит:
V_ц.р. = V_пп + (L_гор - Σ l_ц.пер) • V_пог.м.
где L_гор - уровень цементного раствора в межколонном пространстве, L_гор = 110 м.

V_ц.р. = 0,439 +(110-17) • 0,003 = 0,718 м³.

Предлагаемый способ позволяет осуществить надежное поинтервальное разобщение пласта в горизонтальном стволе скважины для последующего эффективного поинтервального освоения, эксплуатации и ремонта.

Способ прошел промысловые испытания в АНК Башнефть.

Claims

Способ заканчивания горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны с отверстиями, оснащенной пакерами и заглушками отверстий, промывку скважины, цементирование надпакерной части колонны и последующее пакерование горизонтальной части скважины, отличающийся тем, что пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе, а обсадная колонна имеет запорный клапан, при этом совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек, допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами, при этом длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с формулой
l_ц = ΔP_ц/ΔP_пм,
где l_ц - длина цементной перемычки;
ΔP_ц - перепад давления в зоне между пакерно-цементными перемычками, необходимый для освоения и эксплуатации скважины;
ΔP_пм - перепад давления, выдерживаемый цементной перемычкой в расчете на 1 пог.м.