Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии строительства скважин и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду. В способе изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, включающем спуск в скважину с седлом на забое обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта в виде обратных клапанов, расположенных на уровне подошвы продуктивного пласта, спуск колонны насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, закачку в межтрубное пространство расчетного количества рабочего агента плотностью, равной плотности цементного раствора, спуск колонны насосно-компрессорных труб до герметичного взаимодействия ниппеля с седлом, закачку цементного раствора и проталкивание его продавочной жидкостью в затрубное пространство обсадной колонны, герметизацию внутреннего пространства колонны насосно-компрессорных труб, закачку в межтрубное пространство расчетного количества продавочной жидкости, разобщение затрубного пространства скважины и ее освоение, в качестве рабочего агента используют цементный раствор с полыми элементами, заполненными отвердевшими при охлаждении водой или песчано-нефтяной смесью, после затвердевания цементного раствора и выдержки до расплавления указанных воды или песчано-нефтяной смеси под воздействием внешних факторов осуществляют вскрытие и депрессионную очистку. Технический результат - надежная изоляция продуктивного пласта, расширение функциональных возможностей за счет реализации указанного способа при работе в скважинах с высокоприемистым продуктивным пластом. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии строительства скважин, и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду.

Известен «Способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб в скважине» (пат. RU №2087674, Е21В 33/14, опубл. Бюл. №23 от 20.08.97 г.), включающий установку на эксплуатационной колонне до спуска ее в скважину верхнего и нижнего пакерующих узлов с возможностью их размещения под подошвой и над кровлей продуктивного пласта, промывку колонны после ее спуска, герметизацию заколонного пространства путем раскрытия пакерующих узлов и закачивание цементного раствора, при этом над верхним пакерующим узлом устанавливают цементировочную муфту, а герметизацию заколонного пространства осуществляют вначале под подошвой продуктивного пласта путем раскрытия нижнего пакерующего узла, а затем над кровлей продуктивного пласта, при этом закачивание цементного раствора осуществляют вначале под нижний пакерующий узел под давлением, а затем через цементировочную муфту.

Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции продуктивного пласта в случаях, когда стенки скважины осложнены неравномерной каверностью в интервале установки пакерующих устройств, кроме того, трудно обеспечить гарантированное срабатывание двух пакерующих устройств, что не исключает попадание цементного раствора в интервал продуктивного пласта, следует отметить также то, что для осуществления способа требуются сложные приспособления и дополнительные конструкции, что требует наличия высококвалифицированного персонала, а это в совокупности приводит к дополнительным материальным затратам.

Известен также «Способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны» (пат. RU №2135740, Е21В 33/14, опубл. Бюл. №24 от 27.08.99 г.), включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, размещение указанного устройства в скважине против продуктивного пласта и сообщение затрубного пространства скважины выше и ниже интервала продуктивного пласта посредством обводных каналов в указанном устройстве, разобщение затрубного пространства скважины и последующее цементирование затрубного пространства выше и ниже продуктивного пласта, причем разобщение продуктивного пласта производят путем закачки в интервал против продуктивного пласта до или после спуска обсадной колонны вязкоупругой смеси, после чего фиксируют столб вязкоупругой смеси против продуктивного пласта, а последующее цементирование производят по обводному каналу устройства для изоляции и по затрубному пространству скважины.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность и высокие материальные затраты за счет того, что используются обводные каналы, которые приводят: во-первых, к уменьшению внутреннего проходного канала обсадной колонны, что усложняет дальнейшее использование данной скважины - потребуется дополнительное разфрезерование внутреннего диаметра обсадной колонны, либо использование нестандартного оборудования для работ внутри скважины в интервале продуктивного пласта и ниже его; во вторых, усложняется освоение данной скважины, так как затруднена перфорация в интервале продуктивного пласта; в-третьих, увеличивает металлоемкость данного устройства, кроме того, использование пакера не гарантирует плотное прилегание к стволу скважины осложненной неравномерной каверностью, что приводит к вымыванию вязкоупругой смеси либо, из-за разности плотностей с цементным раствором, к «всплыванию», либо «притоплению» данной смеси, все это в сумме приводит к неполной изоляции продуктивного пласта, что снижает эффективность использования данного способа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является «Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны» (пат. RU №2234593, Е21В 33/14, опубл. Бюл. №23 от 20.08.2004 г.), включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, закачку цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны, проталкивание цементного раствора продавочной жидкостью и разобщение затрубного пространства скважины, при этом при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, перед цементированием же обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора, затем ниппель вставляют в седло, после чего проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство, по завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют, а в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости, причем в качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапаны, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта.

Недостатком данного способа является применение гидрофобной жидкости с плотностью, равной плотности цементного раствора, использование которой связано с точными измерениями непосредственно на скважине плотности используемого цементного раствора, расчет ингредиентов, входящих в состав гидрофобной приготовление, что требует высококвалифицированных и высокооплачиваемых работников с ограниченным лимитом времени до «схватывания» цементного раствора, а при незначительном нарушении технологии приготовления гидрофобная жидкость будет «мигрировать» в цементном растворе в затрубном пространстве вверх или вниз соответственно при низкой или большой плотности, что может привести к аварийным ситуациям, например к межпластовым перетокам. Также данный способ не может быть использован, если продуктивный пласт является высокоприемистым, так как гидрофобная жидкость будет задавлена в пласт столбом цементного раствора.

Техническая задача состоит в том, чтобы создать такой способ для изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны, который, являясь эффективным и надежным, не являлся при этом дорогостоящим, с возможностью работы в скважинах с высокоприемистым продуктивным пластом.

Техническая задача решается способом изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, спуск в скважину с седлом на забое обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта в виде обратных клапанов, расположенных на уровне подошвы продуктивного пласта, спуск колонны насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, закачку в межтрубное пространство расчетного количества рабочего агента плотностью, равной плотности цементного раствора, спуск колонны насосано-компрессорных труб до герметичного взаимодействия ниппеля с седлом, закачку цементного раствора и проталкивание его продавочной жидкостью в затрубное пространство обсадной колонны, герметизацию внутреннего пространства колонны насосно-компрессорных труб, закачку в межтрубное пространство расчетного количества продавочной жидкости, разобщение затрубного пространства скважины и ее освоение.

Новым является то, что в качестве рабочего агента используют цементный раствор с полыми элементами, заполненными отвердевшими при охлаждении водой или песчано-нефтяной смесью, после затвердевания цементного раствора выдерживают до расплавления воды или песчано-нефтяной смеси под действием внешних факторов и осуществляют вскрытие и депрессионную очистку.

Новым является также то, что в качестве состава в полых элементах используют лед или песчано-нефтяную смесь.

Такая совокупность отличительных признаков приводит к надежности изоляции продуктивного пласта и экономической эффективности применения данного способа, являясь простым и доступным. Использование рабочего агента в виде дисперсной системы, где в качестве диспергированного вещества в цементном растворе используют полые элементы, заполненные разрушаемым составом, не позволяет перемешиваться либо растворяться цементному раствору в ней, а то, что рабочий агент имеет плотность, примерно равную плотности цементного раствора, позволяет исключить пакерующие устройства, которые из-за своей ненадежности приводили в прототипе к некачественной изоляции пласта. В качестве полых элементов могут быть использованы трубки, заполненные составом в виде льда для уменьшения суммарной плотности дисперсной системы или песчано-нефтяной смеси для увеличения суммарной плотности. Закачка рабочего агента после заполнения затрубного пространства скважины цементным раствором гарантирует попадание рабочего агента в интервал продуктивного пласта и исключает смешение ее под действием внешних факторов, так как посторонних внешних воздействий не будет из-за завершения закачки цементного раствора в затрубное пространство. А благодаря отсутствию пакеров и использованию простых устройств - обратных клапанов, седла, расположенного на забое скважины, и концевого ниппеля на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) для изоляции продуктивного пласта, в данном способе приводит к достижению требуемого результата и снижению материальных затрат.

На фиг.1, 2, 3, 4 показан принцип осуществления предлагаемого способа.

На фиг.1 схематично показан этап: заполнение межтрубного пространства гидрофобным составом.

На фиг.2 схематично показан этап: закачка цементного раствора в межтрубное пространство.

На фиг.3 схематично показан этап: закачка гидрофобной жидкости в интервал продуктивного пласта путем закачки продавочной жидкости в межтрубное пространство и завершение процесса изоляции продуктивного пласта.

На фиг.4 схематично показан этап: промывка оборудования от остатков гидрофобной жидкости и цементного раствора.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Перед спуском (см. фиг.1) обсадной колонны 1 в скважину 2 по геофизическим данным определяют интервал продуктивного пласта 3 и собирают конструкцию обсадной колонны 1 так, чтобы устройство 4 для изоляции продуктивного пласта 3 располагалось против или немного выше (порядка 1 метра) подошвы 5 продуктивного пласта 3 скважины 2, с учетом размещения на забое скважины 2 стандартного башмачного патрубка 6 с обратным клапаном 7 и седла 8 скважины 2. В нашем конкретном случае роль устройства 4 для изоляции продуктивного пласта 3 играют обратные клапана, (например, подпружиненный шарик, перекрывающий отверстие в обсадной колонне) размещенные по периметру обсадной колонны 1 на одном уровне и с одинаковыми режимами открывания (˜2 МПа). После спуска обсадной колонны 1 в нее спускают до забоя колонну НКТ 9 с концевым ниппелем 10, имеющим уплотняющие элементы 11, которые при посадке ниппеля 10 в седло 8 предотвращают несанкционированные перетоки жидкостей из межтрубного пространства в затрубное. Затем колонну НКТ 9 приподнимают примерно на 1-2 метра - на расстояние, позволяющее выйти ниппелю 10 из седла 8, и закачивают в межтрубное пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 9 расчетное количество рабочего агента 12 (дисперсная система, где в качестве диспергированного вещества в цементном растворе используют полые элементы, заполненные разрушаемым составом) плотностью, примерно равной плотности цементного раствора 13. Расчетное количество рабочего агента 12 определяют по формуле {1}:

где V - объем закачиваемого рабочего агента, м³;

d₁ - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

h - интервал скважины от забоя до подошвы продуктивного пласта, м;

D - диаметр пробуренной скважины, м;

d₂ - наружный диаметр обсадной колонны, м;

Н - интервал продуктивного пласта, м;

α=1-1,05 - коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами.

Например: Ромашкинское месторождение скв. №24543 (НГДУ «Азнакаевскнефть»),

диаметр пробуренной скважины	D=215,6 мм =0,2156 м;
наружный диаметр обсадной колонны	d2=146,1 мм =0,1461 м;
внутренний диаметр обсадной колонны	d1=132,1 мм =0,1321 м;
коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями
и учитывающий осложненность скважины кавернами	α=1,01;

искусственный забой - 1748 м, подошва продуктивного пласта - 1699 м, кровля продуктивного пласта - 1693 м, то есть

интервал продуктивного пласта	Н=6 м;
интервал от забоя до подошвы продуктивного пласта	h=49 м

Следовательно:

Затем (см. фиг.2) колонну НКТ 9 опускают до входа концевого ниппеля 10 в седло 8 и разгружают на забой скважины 2, после чего производят цементирование стандартным способом до появления цементного раствора 13 (с применением цемента марки ПЦТ ГОСТ 1581-96 плотностью 1,7-1,9 кг/см³) на устье скважины 2. По завершении цементирования (см. фиг.3) внутреннее пространство колонны НКТ 9 герметизируют устьевым краном 14 и в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости 15, объем которой меньше или равен объему затрубного пространства скважины 2 в интервале продуктивного пласта 3.

Расчетное количество продавочной жидкости 15 определяют по формуле {2}:

где V₁ - объем закачиваемой продавочной жидкости, м³;

D - диаметр пробуренной скважины, м;

d₂ - наружный диаметр обсадной колонны, м;

Н - интервал продуктивного пласта, м.

α=1-1,05 - коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами.

Для примера берем ту же скважину: Ромашкинское месторождение скв. №24543 (НГДУ «Азнакаевскнефть»),

диаметр пробуренной скважины	D=215,6 мм =0,2156 м;
наружный диаметр обсадной колонны	d2=146,1 мм =0,1461 м;
интервал продуктивного пласта	Н=6 м;
коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями
и учитывающий осложненность скважины кавернами	α=1,01;

Следовательно:

В результате обратные клапаны 4 откроются и рабочий агент 12 заполнит затрубное пространство скважины 2 в интервале продуктивного пласта 3. После чего (см. фиг.4) колонну НКТ 9 с концевым ниппелем 10 приподнимают на 2 - 5 метров для выхода ниппеля 10 из седла 8, внутреннее пространство колонны НКТ 9 разгерметизируют и обратной циркуляцией продавочной жидкости 15 вымывают остатки цементного раствора 13 и рабочего агента 12 из внутритрубного пространства скважины 2.

Расчетное количество гидрофобного состава 12 при закачке в межтрубное пространство складывается из объема, необходимого для заполнения внутритрубного пространства скважины 2 от забоя до обратных клапанов 4, и объема, необходимого для изоляции продуктивного пласта 3 в затрубном пространстве скважины 2. А расчетное количество продавочной жидкости 15 закачивается в межтрубное простанство скважины 2 для выдавливания через обратные клапана 4 такого же объема рабочего агента 12 в затрубное пространство скважины 2, необходимого для изоляции продуктивного пласта 3.

На заключительном этапе колонну НКТ 9 с ниппелем 10 извлекают из скважины 2 (на фиг. не показано). После выдержки времени достаточной для затвердевания цементного раствора 13 (≈1 сутки) дают дополнительную выдержку (0,5 суток) для гарантированного расплавления льда в полых элемента рабочего агента 12. Далее освоение скважины 2 производится любыми известными способами.

Использование в качестве рабочего агента 12 дисперсионного состава, где в качестве диспергированного вещества в цементном растворе 13 используют полые элементы, заполненные составом, позволяет предварительно подготовить диспергированный состав нужной плотности, предварительно опустив полые элементы в воду (для уменьшения суммарной плотности) или в песчано-нефтяную смесь (для увеличения суммарной плотности) для заполнения полостей. После чего полые элементы отсеиваются из воды или смеси и резко охлаждаются до затвердения состава в их полостях. Далее полые элементы с веществом внутри доставляются в термоизолированных емкостях на скважину и без потерь времени в момент смешивания добавляются в цементный раствор, в составе которого и закачиваются в скважину 2 в интервал продуктивного пласта 3. Так как размеры полых элементов значительны по сравнению с порами продуктивного пласта 3, то они гарантировано не будут задавлены в продуктивный пласт 3. При этом наличие большого количества диспергированного вещества в рабочем агенте 12 практически исключает возможность продавливания цементного раствора 13 в интервал продуктивного пласта 3, исключая кальматацию пласта 3 цементным раствором 13 и премещению рабочего агента 12 в другой интервал скважины 2 даже при незначительном несоответствии плотностей рабочего агента 12 и цементного раствора 13. После «схватывания» цементного раствора 13 и разрушения и/или растворения вещества в полостях полых элементов, после вскрытия пласта и дипрессионной очистки рабочий агент 12 становится проницаемым для нефтесодержащей жидкости, извлекаемой из продуктивного пласта 3 скважины 2.

Технико-экономический эффект предлагаемого способа изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны складывается за счет простоты и доступности используемых средств, обеспечивающих надежность и сравнительную дешевизну, позволяющих существенно снизить материальные затраты и расширить функциональные возможности за счет возможности работы в скважинах с высокоприемистым продуктивным пластом.

Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, включающий спуск в скважину с седлом на забое обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта в виде обратных клапанов, расположенных на уровне подошвы продуктивного пласта, спуск колонны насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, закачку в межтрубное пространство расчетного количества рабочего агента плотностью, равной плотности цементного раствора, спуск колонны насосно-компрессорных труб до герметичного взаимодействия ниппеля с седлом, закачку цементного раствора и проталкивание его продавочной жидкостью в затрубное пространство обсадной колонны, герметизацию внутреннего пространства колонны насосно-компрессорных труб, закачку в межтрубное пространство расчетного количества продавочной жидкости, разобщение затрубного пространства скважины и ее освоение, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют цементный раствор с полыми элементами, заполненными отвердевшими при охлаждении водой или песчано-нефтяной смесью, после затвердевания цементного раствора и выдержки до расплавления указанных воды или песчано-нефтяной смеси под воздействием внешних факторов осуществляют вскрытие и депрессионную очистку.