Способ освоения скважин

 

В скважину опускают колонку труб (КТ) 2 с отверстием 10 в нижней части. Ниже отверстия 10 в КТ 2 установлено седло 8 под бросовый запорный орган 9. Для понижения уровня жидкости в скважине в затрубное пространство 3 закачивают газообразный агент (ГА) 13 и продавливают его продавочной жидкостью до расчетной глубины. После этого открывают выкид насосного агрегата , упругой энергией сжатой пачки ГА 13 выбрасывает из скважины закаченную жидкость . Увеличившийся объем свободного пространства 3 вновь заполняют ГА 13 и продавливают его до новой расчетной глубины , пока не заработает продуктивный горизонт 11. В момент остановки скважины на приток, буровой раствор 12, находящийся в трубном канале 7 КТ 2, начнет вытекать в затрубное пространство 3 через, отверстие 10. Размеры последнего выбирают в соответствии с выражением, приведенным в тексте описания. 5 ил. В емкость Ј

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 E 21 В 43/25

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 !

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

ФКП777Ь (21) 4919081/03 (22) 28.01.91 (46) 15.11.92. Бюл; ¹ 42 (76) В.Д.Куртов (56) Авторское свидетельство СССР № 426029, кл. E 21 В 43/22, 1973. (54) СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН (57) В скважину опускают. колонку труб (КТ)

2 с отверстием 10 в нижней части. Ниже отверстия 10 в КТ 2 установлено седло 8 под бросовый запорный орган 9. Для понижения уровня жидкости в скважине в затрубное пространство 3 закачивают газообразный агент (ГА) 13 и продавливают его продавоч. Ж 1776301 АЗ ной жидкостью до расчетной глубины. После этого открывают выкид насосного агрегата, упругой энергией сжатой пачки ГА 13 выбрасывает из скважины закаченную жидкость. Увеличившийся объем свободного пространства 3 вновь заполняют ГА 13 и продавливают его до новой расчетной глубины, пока не заработает продуктивный горизонт11. В моментостановки скважины на приток, буровой раствор 12, находящийся в трубном канале 7 КТ 2, начнет вытекать в затрубное пространство 3 через отверстие

10. Размеры последнего выбирают в соответствии с выражением. приведенным в тек- сте описания. 5 ил.

1776301

20

Изобретение относится к горному делу, а именно к освоению скважин.

Известен способ освоения скважин, включающий создание в скважине, оборудованной колонной труб, заполненной буровым раствором, депрессии на продуктивный горизонт путем понижения уровня эа счет продавливания газовых подушек и продавочной жидкости с последующим выпуском части последней и заполнения освободившегося объема газообразным агентом.

Наличие пакера снижает эффективность применения способа, Способ также не может быть применен в нефтяных и газовых скважинах, так как маневрирование колонной труб Н КТ можно производить только при отсутствии давления на устьи скважины.

Целью изобретения является повышение эффективности способа.

Цель достигается тем, что в известном способе освоения скважин, включающем создание в скважине, оборудованной колонной труб, заполненной буровым раствором, депрессии на продуктивный горизонт путем понижения уровня за счет продавливания газовых пачек и продавочной жидкости с последующим выпуском части последней и заполнения освободившегося объема газообразным агентом, выпуск части продавочной жидкости осуществляют через затрубное пространство при перекрытом в нижней части трубном канале, а после полного понижения уровня в затрубном пространстве производят слив бурового раствора, находящегося в трубном канале через отверстие в нижней части колонны труб, размер которого выбирают в соответствии с выражением:

g 10 Рпл — н L 12

1 )фр 10 Рпл L где F — площадь сечения отверстия, см

2, Рпл — пластовое давление,. кгс/см;

1 — глубина выполнения отверстия в колонне труб, м;

) л — удельный вес пластового флюида, г/см;

)Ъ.p. —.удельный вес бурового Раствора, заполняющего колонну труб, г/см .

На фиг.1 — 5 схематически показан принцип осуществления способа: на фиг,1 приведен момент заполнения затрубного пространства скважины газообразным агентом при первом цикле понижения уровня жидкости; на фиг,2— то же, момент окончания продавливания

55 газовой пачки продавочной жидкостью; на фиг.3 — то же, момент выпуска продавочной жидкости из затрубного пространства и заполнения увеличивающегося объема затрубного пространства газообразным агентом; на фиг.4- то же, момент окончания продавливания газовой пачки при втором цикле понижения уровня в затрубном пространстве; на фиг.5 — тоже, момент выпуска продавочной жидкости из затрубного пространства и заполнения увеличившегося объема опорожнения газообразным агентом для третьего цикла понижения уровня жидкости.

На схемах 1 — 5 приведена скважина, в которую спущена эксплуатационная колонна 1, колонна насосно-компрессорных труб

2 (НКТ), образующие между собой эатрубное пространство 3. от которого отходят манифольдные линии 4 и 5, и манифольдные линии 6 от трубного канала 7.

На нижнем конце HKT 2 установлено гнездо 8 под бросовый запорный орган 9, выполняющий роль обратного клапана, обеспечивающего циркуляцию только в од- . ном направлении — от забоя вверх по трубному каналу 7. В нижней части НКТ 2 выполнено сливное отверстие 10. Возможен вариант с отверстием 10 в запорном. органе 9. Этот вариант предпочтительней, так как выходящей из отверстия 10 струей не будет размываться обсадная колонна 1.

Сливное отверстие 10 должно удовлетворять следующим требованиям, его размеры должны обеспечивать слив жидкости из Н КТ

2 за такое время, чтобы пластовый флюид, поступающий из продуктивного горизонта

11, успевал выносить из скважины сливающуюся из отверстия 10 жидкость. Скважина заполнена буровым раствором 12. Понижение уровня жидкости в скважине производится с помощью газообразного агента 13. а его продавливание — продавочной жидкостью 14. в качестве которой наиболее целе- сообразно использовать воду.

Возможен вариант без отверстия 10. В этом случае запорный орган 9 делается иэ разрушаемого в течение заданного времени материала (путем его растворения. расплавления и т.д.). !Тобы обеспечить выполнение выше названного условия, размер отверстия 10 должен выбираться следующим путем.

Размеры отверстия 10 можно определять из известной формуль

1776301 где Q — расход бурового раствора, вытекающего в скважину через отверстие 10 в л/сек;

Уб.р, — Удельный вес бУРового РаствоРа, заполняющего трубный канал 7 НКТ 2, г/см;

P — давление столба бурового раствора

12 в Н КТ 2 на уровне отверстия 10, кгс/см .

Так как колонна НКТ 2 спускается в кровлю продуктивного горизонта 11, а отверстие 10 находится на нижнем конце НКТ

2, то можно принять, что их глубина одинакова. Пусть эта глубина будет L. Тогда после заполнения затрубного пространства 3 на всю высоту смесью пластового флюида с удельным весом у„и бурового раствора, вытекающего из отверстия 10, можно составить такое равенство;

LL X) в, Хуе

10 10 где X — общая высота бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 в момент его выноса пластовым флюидом на поверхность; (L Xj — высота пластовото флюида в этот момент.

После несложных преобразований получим (3)

Уб.р. У<

Из условия работоспособности предлагаемой системы (т.е. пластовый флюид, поступающий из горизонта 11, выносит буровой раствор 12 с забоя скважины) можно записать такое равенство: (4)

1.— X q где q — дебит пластового флюида в л/сек.

После подстановки значения всех членов, входящих в формулу (1) из формул (3) и (4) получим:

ыв --у -и, Уб.р, "0 Рпл

Освоение скважины производят следующим образом.

Пример. К манифольдным линиям 6 трубного канала 7 подсоединяют замерную емкость (не показана), а к линии 4 — ситочник газообразного агента 13 (например, компрессор УКП-80), к линии 5 — насосный агрегат ЦА-320.

После достижения на устье скважины заданной величины давления Р (в данном случае Р= 80 кгс/см ) подачу воздуха 13 прекратили. При этом уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 понижается на глубину Н, равную

10 Р

Н = —, Уб р. (6) 45

55 где P — давление воздуха 13 в конце цикла вытеснения бурового раствора 12 (см.фиг.1) из затрубного пространства 3.

После этого воздушную пачку 13 продавили водой 14 (см.фиг.2) до глубины h+ Ь h, насосный агрегат остановили и открыли выкид агрегата на линии 5. Упругой энергией сжатого воздуха 13 закаченную воду 14 вытеснило из затрубного пространства 3 в мерник агрегата (не считая утечек воды через воздушную пачку 13, которые не превышают 10%). Так как низ НКТ 2 перекрыт обратным клапаном 8-9, то буровой раствор

12, находящийся в трубном канале 7, почти не вытекает из Н КТ 2 (не считая утечек через

Вначале производят обратную промывку и проверяют герметичность перекрытия бросовым органом 9 гнезда 8. Предварительно, до спуска HIT 2 в скважину, выби5 рают расчетом размер сливного отверстия

10.

Приведем расчет для следующих условий:

Пластовое давление в продуктивном го10 ризонте 11 Рпл = 500 кгс/см

Глубина нахождения отверстия 10 L=

= 5000 м.

Колонна НКТ 2 заполнена буровым раствором 12 с уб.p. = 1,2 г/см . з -:

15 Удельный вес пластового флюида ув =0,8 г/см .

Дебит скважины q = 1 л/сек.

После подстановки всех данных в формулу (5) получим Г = 0,05 см или 5 мм, 2

20 Тогда диаметр сливного отверстия 10 равен 2.5 мм.

После проверки качества герметизации бросовым органом 9 гнезда 8 приступили к понижению уровня жидкости в затрубном

25 пространстве 3 (см. фиг.1-5). Для этого через линию 4 в затрубное пространство закачали воздушную пачку 13 (т,е. газообразный агент). Под давлением воздуха 13 буровой раствор 12, находящийся в затрубном про30 странстве 3, вытесняется в трубный канал 7. а из него по манифольдной линии 6 в замер.ную емкость. По обьему вытесненного раствора 12 судят о количестве закаченного воздуха 13 и глубине его нижней границы.

1776301

Н1= h+ Ah, (7) 35

50 отверстие 10, которые незначительны). Поэтому уровень бурового раствора в затрубном пространстве 3, полученный за первый цикл понижения (см. фиг.1 — 3), остается почти неизменным и находится на глубине Н1, равной где h — глубина закачивания продавочной жидкости 14 при первом цикле понижения, м;

Л h — высота сжатой пачки 13, закаченной на глубину Н1, в м, Таким образом новый уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве

3 будет на глубине Н). Если на этой глубине снижения уровня не будет получен приток, это означает, что уровень в затрубном пространстве 3 понижен недостаточно. В этом случае начинают второй цикл понижения уровня жидкости (см. фиг.4 и 5), Для этого в затрубное пространство 3 вновь подают воздух 13 и заполняют им весь увеличивающийся обьем от опорожнения при первом цикле понижения до глубины Н1, При достижения на устье давления воздуха 13, равного Р, его. продавливают водой 14 до следующей расчетной глубины h>, После этого вновь открывают выкид насосного агрегата, который закачивал воду 14, и выпускают из эатрубного пространства 3 закаченную воду 14, После полного вытеснения этой жидкости уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве

3 окажется пониженным на глубину Hz.

Таким образом, после каждого нового цикла уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 пони>кается на большую глубину, чем при предыдущем цикле. Это позволяет при каждом последующем цикле в затрубное пространство 3 закачивать больший объем воздуха 13, хотя давление во всех циклах одинаковое и равно "Р" (в данном случае Р = 80 кгс/см ).

Понижение производят до тех iop, пока продуктивный горизонт t1 не начнет работать или пока затрубное пространство 3 не осушится полностью.

После того, как горизонт 11 начал работать, скважину отрабатывают в течение 4-5 ч, чтобы через отверстие 10 стекло не менее половины объема трубного пространства 7.

После этого скважину переключают с затрубного пространства 3 на трубное 7. Имеющимся давлением в скважине (оно близко к пластовому) остатки бурового раствора 12, находящиеся в трубном канале 7 НКТ 2, вы5

30 брасывает из скважины и начинается нормальная отработка — через трубный канал 7.

Так как способ позволяет производить многоцикловое понижение уровня. вплоть до полного осушения скважины, то это дает возможность его применять для освоения как глубоких скважин, так и мелких, от аномально с высоким давлением до истощенных продуктивных горизонтов.

Способ позволяет производить как резкое, так и плавное понижение уровня жидкости в скважине. При необходимости можно произвести динамическое воздействие на испытываемый горизонт путем резкого выпуска газообразного агента 13.

Это обеспечивает приток флюида даже из тех скважин, которые при известных способах освоения считались сухими. Способ ускоряет очистку призабойной зоны скважин, что способствует увеличению дебита скважин.

Способ позволяет исключить многоцикловую замену жидкости в скважине (т.е. переход на воду, потом на нефть и т.д.). В результате снижается выпадение твердой фазы, находящейся в буровом растворе. Это предотвращает образование шламовых пробок в зоне перфорации, которые сни>кают эффективную площадь рабочей зоны продуктивного горизонта.

Формула изобретения

Способ освоения скважин, вкл ючающий создание в скважине, оборудованной колонной труб, заполненной буровым раствором, депрессии на продуктивный горизонт путем понижения уровня за счет продавливания газовых пачек и продавочной жидкости с последующим выпуском части последней и заполнением освободившегося обьема газообразным агентом, о т л и ч.а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, выпуск части продавочной жидкости осуществляют через затрубное пространство при перекрытом в нижней части трубном канале, а после полного понижения уровня в затрубном пространстве производят слив бурового раствора, находящегося в трубном канале, через отверстие в нижней части колонны труб, размер которого выбирают в соответствии с выражением:

Ц 10 Рпл .,) н L) 12

L >,р. — 10 Рпл 1 где F — площадь сечения отверстия, см:

Рпл пластовое давление, кгс/см .

1776301

Жийюсмд — глубина выполнения отверстия в колонне труб, м;

7н — удельный вес пластового флюида, г/см;

)%.p. — удельный вес бурового раствора. заполняющего колонну труб, гlсм .

1776301

Составитель В.Куртов

Техред М.Моргентал Корректор Н.Король

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент". г. Ужгород, ул.Гагарина. 101

Заказ 4048 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5