Способ заканчивания скважин

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (19) (11) @1) 4 Е 21 В 33/13

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ И," :::::::.—

К ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3799891/22-03 (22) 10.10.84 (46) 30.03.86. Бюл. )е 12 (72) В.Г.Колесников, Ю.М.Наумов, .

С.В.Трещанин, В.Л.Щавелев, З.Ш.Ахмадишин и В.М.Ферштетер (53) 622.245.42(088.8) (56) Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра,- 1971, с, 12.

Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин.

N.: Недра, 1977, с. 217. (54)(57) СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН, включающий крепления скважины колонной с перекрытием продуктивного пласта, цементирование колонны с закачкой продавочной жидкости, опрессовку колонны и ее перфорацию, о т— л и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности заканчивания скважин за счет уменьшения давления при цементировании, а также сокращения времени и средств на проведение подготовительных операций к перфорации колонны, в качестве продавочной жидкости вначале эака- . чивают порцию бурового раствора, а затем — порцию флюида со свойствами флюида продуктивного пласта, причем первую порцию продавочной жидкости помещают на участке колонны, находящейся под наружным давлением, пре. вышающим максимально возможное внутреннее рабочее давление, а плот- . ность первой порции жидкое ги прини- Е мают иэ условия полученйя суммарного ууе гидростатического давления в.колон;не, превышающего давление в эксплуатационном пласте.

221320 2

15

55

1 1

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способам их строительства.

Целью изобретения является повышение эффективности заканчивания за счет уменьшения давления при GeMeH тировании, а также сокращения. времени и средств на проведение подготовительных операций к.перфорации колонны.

Способ заканчивания скважины осуществляют следующим образом.

Скважину крепят колонной с перекрытием ею продуктивного пласта.

Затем осуществляют цементирование колонны с закачкой продавочной жидкости. Для того чтобы использовать продавочную жидкость в качестве агента для опрессовки колонны и не менять ее как перед опрессовкой, так и перед перфорацией, в качестве продавочной жидкости используют составную жидкость. Для этого вначале закачивают порцию бурового раствора, а затем — порцию флюида продуктивного пласта (или флюида со свойствами флюида продуктивного пласта, например, по плотности, вязкости, содержанию твердой фазы и пр.). При этом первую порцию продавочной жидкости помещают на участке колонны, находящейся под наружным давлением, превышающим максимально возможное внутреннее рабочее давление. Плотность бурового раствора принимают из условия получения суммарного гидростатического давления в колонне, превышающего давление в продуктивном пласте, сообщение с которым происходит во время перфорации.

На чертеже показано распределение избыточных давлений по глубине спуска эксплуатационной колонны в скважину а

На чертеже обозначено: 1 — внутреннее избыточное давление; 2 — наружное избыточное давление .P„ — дав,ление на устье эксплуатационной колонньц Р— внутреннее минимальное избыточное давление, ниже которого резьбовое соединение не подвергается нагрузкам, при которых может быть вызвана их разгерметизация.

На нижний интервал колонны ZL действует внешнее избыточное давление, которым полностью компенсировано внутреннее давление, поэтому нижняя часть колонны не подвергается опрессовке и может быть заполнена буровым раствором с необходимой плотностью. .Плотность раствора компенсирует пониженную плотность пластового флюида (например, воды, нефти и пр.) и выбирается такой, чтобы суммарная гидростатика в колонне была больше давления в продуктивном пласте. Как частный случай может быть учтено давление Р, при котором гарантируется герметичность резьбовых соединений (определяется в каждом конкретном случае типом резьбового соединения) . Тогда больший интервал скважины может быть заполнен буровым раствором, но уже с меньшей плотностью, чем в первом случае.

Пример . Глубина скважины (L„=3000 м, плотность бурового раство ра 1э =1200 кг/м, плотность воды

Р, =1000 кг/м, устьевое давление при эксплуатации скважины 6,0 ИПа, плотность цементного раствора р

Ц

=1600 кг/м, высота подъема цемента

25 h =800 м, плотность добываемого флюида =850 кг/м, пластовое давление Р„„ =36 МПа.

По известным формулам определяем (например, для частного случая с щ применением Р ). По этим расчетам (=1372 м или . =1628 м.

При расчетах коэффициент безопасности К принят равным 0,6, или

1/1,7, в соответствии с коэффициентом запаса прочности при прочностном расчете обсадных колонн наклоннонаправленных скважин с интенсивностью скривления более 3,5 . Таким образом, перед цементированием не40 обходимо увеличить плотность бурового раствора до 1700 кг/м .

Давление при цементировании по предлагаемому способу в сравнении с продавкой только водой уменьшится

45 на 9,6 МПа.

При цементировании скважин часть интервала колонны на глубину

1372 м заполняют буровым раствором плотностью 1700 кг/м, а остальную часть колонны заполняют водой до посадки цементировочной пробки на стопорное кольцо.

Применение предлагаемого способа позволит сократить цикл строительства скважин путем исключения операции замены воды на буровой раствор перед перфорацией колонны, сниСоставитель В . Гришанов

Редактор М.Циткина Техред П,Олейник КорректорА.Тяско

Заказ 1560/38 Тираж 548 : Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, E-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. ужгород, ул. Проектная, 4 зить трудоемкость работ прн цементировании скважин, предотвратить разрыв колонн при посадке .цементи1221320 4 ровочной пробки на стопорное кольцо путем снижения давления при цементировании.