Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин

 

Изобретение относится к области бурения и ремонта добывающих скважин, в частности вторичного вскрытия продуктивных пластов. Сущность изобретения: способ включает перфорацию обсаженного эксплуатационной колонной основного ствола путем вырезки в колонне окон и вскрытия продуктивного пласта бурением в его призабойной зоне через окна с обходом границ уровней газоводяного, газонефтяного, водонефтяного межпродуктивных контактов радиально направленных перфорационных каналов с отходом от основного ствола, обеспечивающим вскрытие всех продуктивных пропластков пласта, последующий вызов притока пластового продукта в скважину. До бурения радиально направленных каналов от основного ствола закачивают в призабойную зону через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне изолирующе-связующий гелеобразующий или цементный раствор на глубину, меньшую расстояния отхода этих каналов от основного ствола, но большую существующей или прогнозируемой глубины распространения границ уровней межпродуктивных контактов. При бурении радиально направленных перфорационных каналов образуют дугообразные стволы, состоящие из нисходящего и восходящего участков. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области бурения и ремонта добывающих скважин, в частности вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий перфорацию обсаженного эксплуатационной колонной основного ствола путем вырезки в колонне окон и вскрытия продуктивного пласта через окна с обходом границ уровней газоводяного (ГВК), газонефтяного (ГНК), водонефтяного (ВНК) межпродуктивных контактов радиально направленными перфорационными каналами в призабойной зоне пласта (ПЗП), последующий вызов притока пластового продукта в скважину /1/.

К недостаткам известного способа относятся: ограниченность расстояния отхода от основного ствола образуемых гидроабразивной перфорацией перфорационных каналов; ограниченность количества вскрытий ими продуктивных пропластков пласта; воздействие значительным гидродинамическим давлением струи на породу ПЗП, вызывающим блокировку ее каналов фильтратом и твердой фазой рабочей жидкости. По этой причине происходит набухание и обвалы породы в перфорационных каналах, сокращение зоны фильтрации ПЗП, понижение значений условного радиуса скважины и, как следствие, уменьшение межремонтного периода эксплуатации скважины, ее дебита, увеличение перепада между пластовым и забойным давлениями.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий перфорацию основного ствола путем вскрытия продуктивного пласта бурением в его ПЗП с обходом границ уровней ГВК, ГНК, ВНК межпродуктивных контактов радиально направленных перфорационных каналов с отходом от основного ствола, обеспечивающим вскрытие всех продуктивных пропластков пласта, последующий вызов притока пластового продукта в скважину /2/.

Недостатком известного способа является то, что вскрытие продуктивного пласта, осуществляемое бурением наклонных перфорационных каналов, отход которых от основного ствола определяется толщиной пласта, и ограниченного диаметром ствола углом наклона каналов, не позволяет существенно удлинить перфорационные каналы, увеличить количество вскрытий продуктивных пропластков пласта, зону фильтрации ПЗП и условный радиус скважины, тем самым увеличить межремонтный период ее эксплуатации, дебит, снизить перепад между пластовым и забойным давлениями.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий перфорацию обсаженного эксплуатационной колонной основного ствола путем вырезки в колонне окон и вскрытия продуктивного пласта бурением в его ПЗП через окна с обходом границ уровней ГВК, ГНК, ВНК межпродуктивных контактов радиально направленных перфорационных каналов с отходом от основного ствола, обеспечивающим вскрытие всех продуктивных пропластков пласта, последующий вызов притока пластового продукта в скважину /3/.

К недостаткам способа относится то, что в известном способе вскрытие продуктивного пласта, осуществляемое бурением наклонных перфорационных каналов, отход которых от основного ствола определяется толщиной пласта, и ограниченного диаметром ствола углом наклона каналов, не позволяет существенно удлинить перфорационные каналы, увеличить количество вскрытий продуктивных пропластков пласта, зону фильтрации ПЗП и условный радиус скважины, тем самым увеличить межремонтный период ее эксплуатации, дебит, снизить перепад между пластовым и забойным давлениями.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение коэффициента продуктивности скважины и продуктоотдачи пласта.

Техническим результатом осуществления изобретения является увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины, ее дебита, понижения перепада между пластовым и забойным давлениями путем увеличения зоны фильтрации ПЗП, условного радиуса скважины, снижения проницаемости приствольного участка ПЗП.

Указанный технический результат достигается тем, что по способу вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающему перфорацию обсаженного эксплуатационной колонной основного ствола путем вырезки в колонне окон и вскрытия продуктивного пласта бурением в его ПЗП через окна с обходом границ уровней ГВК, ГНК, ВНК межпродуктивных контактов радиально направленных перфорационных каналов с отходом от основного ствола, обеспечивающим вскрытие всех продуктивных пропластков пласта, согласно изобретению до бурения радиально направленных каналов от основного ствола закачивают в призабойную зону через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне изолирующе-связующий гелеобразующий или цементный раствор на глубину, меньшую расстояния отхода этих каналов от основного ствола, но большую существующей или прогнозируемой глубины распространения границ уровней межпродуктивных контактов, а при бурении радиально направленных перфорационных каналов образуют дугообразные стволы, состоящие из нисходящего и восходящего участков.

Кроме того, особенность способа заключается в том, что вырезку окон в эксплуатационной колонне осуществляют в процессе бурения каждого перфорационного канала.

Образование при бурении перфорационных каналов дугообразных стволов, состоящих из нисходящего и восходящих участков, позволит получить возможно большие отходы перфорационных каналов от основного ствола, увеличить количество вскрытий или продуктивных пропластков пласта, вследствие этого существенно возрастут зона фильтрации ПЗП и условный радиус скважины, тем самым увеличатся межремонтный период эксплуатации скважины, ее дебит, снизится перепад между пластовым и забойным давлениями.

Осуществление до бурения перфорационных каналов закачки в ПЗП изолирующе-связующего состава в объемах, определяемых указанной выше зависимостью, позволяет укрепить породу приствольного участка ПЗП, сделать ее непроницаемой для верхних (газа) и подошвенных (воды) сред, предотвратить образование конусов межпродуктивных контактов или их устранить, благодаря чему увеличить межремонтный период эксплуатации скважины.

Осуществление вырезки окон в эксплуатационной колонне в процессе бурения каждого перфорационного канала делает возможным уменьшение продолжительности осуществления вторичного вскрытия продуктивного пласта, повышение устойчивости к обвалам породы приствольного участка ПЗП, примыкающего к эксплуатационной колонне, позволяет тем самым увеличить межремонтный период эксплуатации скважины.

В связи с тем что из данной области техники не известна совокупность признаков, характеризующих предложенное изобретение, можно сделать вывод о том, что заявленное изобретение отвечает условию "новизна".

Из изложенного выше следует, что изобретение отвечает и условию "изобретательский уровень", так как не является очевидным для специалиста в данной отрасли промышленности.

Предлагаемый способ может быть реализован по схемам, приведенным на следующих чертежах: на фиг.1 представлена схема бурения перфорационных каналов; на фиг. 2 - закачка изолирующе-связующего раствора и вырезки окна в процессе бурения перфорационного канала.

На фиг. 1, 2 показаны позиции: 1 - основной ствол; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - вырезанное окно в ней; 4 - продуктивные пропластки пласта толщиной Н; 5 - газовая "шапка"; 6 - уровень ГНК; 7 - залежь подошвенной воды; 8 - уровень ВНК; 9 - наклонный ствол перфорационного канала с отходом К₁, углом наклона и вертикальным интервалом вскрытия пласта H₁; 10 - породоразрушающее долото; 11 - забойный гидравлический отклоняющий двигатель; 12 - гибкая бурильная труба; 13 - отклонитель; 14 - дугообразный ствол перфорационного канала с отходом К₂; 15 - перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне; 16 - существующая или прогнозируемая граница конуса ВНК; 17 - существующая или прогнозируемая граница конуса ГНК; 18 - линия глубины закачки в пласт изолирующе-связующего раствора.

Возможность осуществления изобретения с получением указанного выше технического результата подтверждается следующим образом.

После вырезки в эксплуатационной колонне 2 окна 3 по известному способу производят перфорацию обсаженной колонны 2 основного ствола 1 бурением роторной компоновкой /2, 3/ через окно 3 с обходом границы уровня ВНК 8 радиально направленных перфорационных каналов с наклонным стволом 9. При этом отход К₁ ствола 9, определяемый толщиной Н продуктивного пласта и углом наклона, не позволяет существенно увеличить зону фильтрации ПЗП и условный радиус скважины.

Так, например, при толщине пласта Н=8 м, вертикальном интервале вскрытия перфорационным каналом пласта H₁=6 м и угле наклона α=8-10^o отход К₁, определяемый соотношением К₁=H₁tgα, будет равняться 0,8-1 м.

При осуществлении изобретения, по которому перфорационные каналы бурят инструментальной компоновкой, состоящей из долота 10, забойного отклоняющего двигателя 11, гибкой трубы 12, отход К₂ дугообразного ствола 14, определяемый соотношением К₂=2H₁cosα/(1-sinα), составит 13,6-14 м, а количество вскрытий продуктивных пропластков 4 возрастет в 2 раза, что сделает возможным увеличение (при одинаковом количестве перфорационных каналов с пробуренными по известному способу) условного радиуса и площади зоны фильтрации в 2,5-3 раза. Вследствие этого повысится дебит Q при одновременном понижении перепада между пластовым Р_пл и забойным Р_заб давлениями, увеличится устойчивость зоны фильтрации к выносу песка и коэффициент продуктивности скважины, определяемый зависимостью /4/ k=Q/(P_пл-P_заб).

Для предотвращения выноса песка из вскрытого интервала и обвалов породы вырезанное окно 3 в колонне 2 перекрывается щелевым фильтром. Затем производят известными способами вызов притока пластового продукта.

Кроме того, в частном случае возможно осуществление до бурения перфорационных каналов закачки в ПЗП изолирующе-связующего раствора через предварительно созданные любым известным способом перфорационные отверстия 15 в колонне 2 на глубину, определяемую линией 18, меньшую расстояния отхода К₂ от основного ствола 1, но большую глубины распространения границ конусов ВНК 16 или ГНГ 17. Изолирующе-связующий состав укрепляет породу приствольного участка ПЗП, делает ее малопроницаемой для образования или расширения границ конусов ВНК 16 или ГНГ 17, что позволяет существенно увеличить межремонтный период эксплуатации скважины, снизить обводненность добываемой нефти, а предотвращение прорыва газа из "шапки" 5 - поддерживать длительное время высокое пластовое давление и более значительный среднесуточный дебит. В отличие от известного в предложенном способе осуществляют поинтервальную закачку именно изолирующе-связующего состава и не в отдельные пласты, а в отдельные пропластки одного пласта. При прочих равных условиях с увеличением диаметра ствола поровый объем и объем закачки возрастают, что подтверждается следующей зависимостью, составленной с поправкой на небольшую вертикальную фильтрацию состава при закачке: V_i=πh_i[l_i(D+h_i)+0,25Dh_i]m_oi.

С учетом только горизонтальной (радиальной) фильтрации состава зависимость выглядела бы так:
где - объем соответствующей части основного ствола.

Пример расчета объема закачки изолирующе - связующего состава.

Исходные данные:
l_i(h_o)=2 м;
m_oi(m)=0,15;
h_i(R_TA)=2,5 м;
D=0,19 м.

V_i= πh_i[l_i(D+h_i)+0,25Dh_i] m_oi= 3,14•2,5•[2(0,19+2,25)+0,25•0,19•2,5] •0,15=6,48 м³.

Таким образом, прием поинтервальной для одного пласта закачки изолирующе -связующего состава в объемах, определяемых предложенной зависимостью, дает возможность создать в ПЗП участки прочной устойчивой породы, непроницаемые для подошвенной воды и газа по границе, описываемой ломаной линией 18 (фиг. 2), которая перекрывает существующие или прогнозируемые границы конусов ВНК 16 и ГНК 17. Указанная зависимость позволяет оптимизировать размеры и профиль поверхности (линия 18) границы закачки.

Кроме того, в частности, вырезку окон 3 в эксплуатационной колонне 2 осуществляют в процессе бурения каждого перфорационного канала, что позволяет сократить затраты времени на вторичное вскрытие продуктивных пропластков 4 на 15-20%, снизить вынос песка из ПЗП, предупредить обвалы породы, тем самым увеличить межремонтный период эксплуатации скважины.

Таким образом, средство, воплощающее заявленный способ при его осуществлении, предназначено для использования в нефтяной и газовой промышленности, а именно в области бурения и ремонта скважин, в частности вторичного вскрытия продуктивных пластов. Для заявленного способа в том виде, как он охарактеризован в независимом пункте изложенной формулы изобретения, подтверждена возможность его осуществления.

Примером осуществления заявленного способа может служить следующий. Перед проведением капитального ремонта эксплуатационной нефтедобывающей скважины, обсаженной колонной 146 мм, продуктивный пласт которой вскрыт гидропескоструйной перфорацией в интервале 1972-1980 м. Порода пласта песчаник проницаемостью 80-120 мдарси, суточный дебит Q=5,6 м³ при обводненности нефти 50% (k_н=0,5), пластовое давление Р_пл=14,2 МПа, забойное давление при насосной Р_заб=12,6 МПа. Коэффициент продуктивности скважины составлял
k=k_нQ/(Р_пл-Р_заб)=0,5•5,6/(14,2-12,6)=1,75 м³/сут МПа.

После вскрытия пласта бурением через вырезанное окно в эксплуатационной колонне 18 дугообразных стволов диаметром 50 мм, длиной 9 м, отходом 6 м, спуска щелевого фильтра и вызова притока среднесуточный дебит в течение месяца был равен 8 м³ при обводненности 10% (k_н=0,9), Р_пл=14,2 МПа, Р_заб=13,1 МПа, а коэффициент продуктивности составил
k=0,9•8/(14,2-13,1)=6,54 м³/сут МПа.

Следовательно, заявленное изобретение соответствует условию "промышленная применимость".

Источники информации
1. Гимаутдинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с.420-425.

2. Авторское свидетельство 1789640, 1990.

3. Патент РФ 2087671, 1994 (прототип).

4. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975, с.91-93.

Формула изобретения

1. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий перфорацию обсаженного эксплуатационной колонной основного ствола путем вырезки в колонне окон и вскрытия продуктивного пласта бурением в его призабойной зоне через окна, с обходом границ уровней газоводяного, газонефтяного, водонефтяного межпродуктивных контактов, радиально направленных перфорационных каналов с отходом от основного ствола, обеспечивающим вскрытие всех продуктивных пропластков пласта, последующий вызов притока пластового продукта в скважину, отличающийся тем, что до бурения радиально направленных каналов от основного ствола закачивают в призабойную зону через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне изолирующе-связующий гелеобразующий или цементный раствор на глубину, меньшую расстояния отхода этих каналов от основного ствола, но большую существующей или прогнозируемой глубины распространения границ уровней межпродуктивных контактов, а при бурении радиально направленных перфорационных каналов образуют дугообразные стволы, состоящие из нисходящего и восходящего участков.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вырезку окон в эксплуатационной колонне осуществляют в процессе бурения каждого перфорационного канала.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2