Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтяной и газовой промышленности при заканчивании скважин. Обеспечивает повышение качества и продуктивности скважины. Сущность изобретения: цементное кольцо в интервале продуктивного пласта создают предварительно из кислоторазрушаемой цементной смеси, образующей при разрушении кислотой 1 кг ее камня 56-112 л газа в атмосферных условиях, а канал в цементном камне создают воздействием кислоты при давлении в скважине больше пластового, но меньше давления разрушения цементного кольца.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2061838
Класс(ы) патента: E21B33/138
Номер заявки: 92005086/03
Дата подачи заявки: 10.11.1992
Дата публикации: 10.06.1996
Заявитель(и): Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Автор(ы): Лукманов Р.Р.; Асфаган Ш.М.; Лукманова Р.З.; Овцын И.О.
Патентообладатель(и): Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам заканчивания преимущественно горизонтальных скважин и может быть использован при заканчивали вертикальных и наклонно направленных скважин.
Известны различные способа заканчивания-с открытым забоем, со спуском, цементированием и перфорацией обсадной колонны. Последний способ получил наибольшее распространение, так как позволяет эксплуатировать скважины в сложных геолого-технических условиях месторождений. Вместе с тем этот метод недостаточно эффективен из-за неудовлетворительного вторичного вскрытия продуктивного пласта.
Например, при кумулятивной перфорации обсадной колонны происходит растрескивание цемента за пределами интервала перфорации, что приводит к возникновению затрубной циркуляции /Минеев Б.П. Вечерская М.С. Обследование эксплуатационных колонн после кумулятивной перфорации при испытаниях скважин. // Реферативн. научн. техн. сб. сер. Бурение. М. ВНИИОЭНГ, 1976. ВЫП. 11. с. 37-39/.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ вскрытия продуктивного пласта, включающий спуск в скважину перфорированной и закрытой химически активными заглушками обсадной колонны, цементирование ее с последующим удалением заглушек и пробиванием цементного кольца повышенным давлением /А. с. СССР N 1030537,кл. Е 27 В 43/11/.
Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена следующими причинами. Из-за высокой прочности тампонажного цемента для пробивания цементного кольца требуется создание в скважине высоких давлений, порядка 10 -15 МПа. При этом цементное кольцо не пробивается против заглушек в колонне в виде канала, а хрупко деформируется, образуя трещины, в том числе и за пределами продуктивного пласта против непроницаемых и водоносных ластов. В результате нарушается целостность цементного кольца, не обеспечивается разобщение нефтегазоводоносных пластов. Из-за неравномерности по толщине и прочности цементное кольцо растрескивается на его тонких и малопрочных участках, в результате вскрывается только часть продуктивного пласта, а часть перфорационных отверстий в колонне против толстого цементного кольца остается без гидродинамической связи с продуктивным пластом. Образующиеся трещины имеют небольшую толщину и пропускную способность, создают большие фильтрационные сопротивления. Из-за этих недостатков снижается качество эаканчивания скважин особенно горизонтальных с большой длиной горизонтального участка.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения размеров и количества каналов в цементном кольце при сохранении его целостности.
Указанная задача решается тем, что в качестве кислоторазрушаемого материала используют цементную смесь, образующую при разрушении кислотой 1 кг ее камня 56 112 л газа в атмосферных условиях, а канал в цементном кольце создают воздействием кислоты при давлении в скважине больше пластового, но меньше давления разрушения цементного кольца.
Сравнение заявляемого технического решения с прототипом позволило выявить следующие отличительные признаки: в качестве кислотой разрушаемого материала используют цементную смесь, образующую при разрушении кислотой 1 кг ее камня 56 112 л газа в атмосферных условиях, а канал в цементном кольце создают воздействием кислоты при давлении в скважине больше пластового, но меньше давления разрушения цементного кольца сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "новизна". При изучении других технических решений признаки, отличающие заявляемое техническое решение от прототипа, не были выявлены и поэтому можно сделать вывод о соответствии предложенного технического решения критерию "существенные отличия".
Предложенный способ осуществляется следующим образом. После вскрытия продуктивного пласта, определения местоположения продуктивного пласта спускают перфорированную колонну, отверстия которой закрыты кислоторазрушаемыми заглушками из магния или алюминия. Цементируют обсадную колонну с таким расчетом, чтобы против продуктивного пласта образовать цементное кольцо из кислоторазрушаемого цемента. В качестве такого цемента может быть использован цементно-меловый состав. В отличие от чистого тампонажного цемента, который практически нерастворим в кислоте, цементно-меловый состав по результатам наших экспериментов обладает повышенной скоростью растворения, равной 0,8 г/мин в 15 соляной кислоте. При этом цементно-меловый камень удовлетворяет требованиям, предъявляемым к тампонажным цементам, и, кроме того, растворяется в кислоте с образованием газа. Из 1 кг цементно-мелового тампонажного камня образуется 56 112 л газа (при атмосферных условиях в зависимости от состава).
После твердения цемента, в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, промывают скважину водой. Затем в интервал продуктивного пласта закачивают соляную кислоту, выжидают время, необходимое для реакции и растворения металлических заглушек. После этого в скважине создают избыточное давление больше пластового, но меньше давления разрушения цементного кольца. Создание давления больше пластового позволяет фильтровать кислоту через цементный камень и ускорить его растворение. В то же время это давление должно быть меньше давления разрушения цементного кольца, определяемого по пределу прочности цементного камня при изгибе (для камня двухсуточного возраста около 6,2 МПа. ). Это позволяет сохранить целостность цементного кольца и разобщение пластов. В процессе растворения цементно-мелового камня образующийся газ вспенивает жидкость перемешивая кислоту, ускоряет растворение цемента, уменьшает проникновение жидкости в пласт, а при освоении способствует очистке паровых каналов пласта от фильтрата и продуктов реакции цемента с кислотой. После растворения в цементном кольце образуются каналы, при этом приемистость скважины возрастает. Давление в скважине поддерживают до тех пор, пока приемистость скважины не станет постоянной. По данным экспериментальных исследований канал в цементно-меловом камне при фильтрации кислоты образуется за 15 20 мин. Чем больше время воздействия кислоты, тем больше диаметр образующегося канала в камне, а следовательно, тем больше поверхность фильтрации и тем меньше фильтрационные сопротивления притоку жидкости из пласта. После реакции кислоту вымывают из скважины и приступают в вызову притока.
В качестве кислоторазрушаемого газообразующего цемента, кроме цементно-мелового, могут быть использованы цементы с добавками магнезита, (MgCO3) и витерита (ВаСО3). При воздействии на них любой сильной кислоты (соляной, серной, азотной, сульфаминовой и т.п.) цемент растворяется с образованием углекислого газа.
В качестве кислоторазрушаемых газообразуюших цементов могут быть использованы также цементы с добавками порошкообразных металлов алюминия, магния, цинка и др. При воздействии на них тех же кислот цемент растворяется с образованием водорода. Таким образом, ассортимент газообразующих добавок достаточно обширен.
Пример конкретного выполнения. На газоконденсатном месторождении пробурена скважина с горизонтальным окончанием в нефтяном пласте, причем протяженность горизонтального участка составляет 500 м. Ниже нефтяного на близком расстоянии находится водоносный пласт, а выше нефтяного газовый пласт. Породы нефтяного пласта неустойчивы, поэтому заканчивание открытым забоем неэффективно.
Цементирование обычным способом с последующей кумулятивной перфорацией или с применением заглушек и продавливанием цемента из-за разрушения целостности цементного кольца не обеспечило бы качественного разобщения пласта от подошвенных вод и газа. Заканчивают скважину предлагаемым способом. Для этого в горизонтальную часть скважины спускают перфорированную и закрытую магниевыми заглушками обсадную колонну. Цементируют обсадную колонну, причем последней порцией в горизонтальную часть закачивают цементно-меловый тампонажный раствор. После твердения цемента и промывки в скважину закачивают 15 соляную кислоту в объеме, достаточном для заполнения горизонтальной части скважины, растворяют магниевые заглушки. Затем в скважине создают избыточное давление с помощью цементировочного агрегата. Величину давления определяют из следующих условий. Кровля продуктивного пласта находится на глубине 2700 м. Пластовое давление выше гидростатического и составляет 27 МПа. Горизонтальная часть скважины заполнена кислотой плотностью 1075кг/м3, выше кислоты находится вода плотностью 1000 кг/м3. Давление в скважине на уровне кровли нефтяного пласта составляет 27 МПа. Прочность цементно-мелового камня на изгиб составляет 62 кг/см2. Проведенные нами экспериментальные исследования показали, что для растворения цементно-мелового газообразующего камня и образования в нем канала достаточно поддерживать избыточное давление 0,5-l,5 МПа. (в нашем случае примем среднее значение 1,0 МПа.). Для данного случая величина избыточного давления в скважине должна составлять: Р Рпл Pскв. + 1,0=28,0 27,0 + 1,0 2,0 МПа. При этом верхний предел давления равен прочности цементно-мелового камня 6,2 МПа.
Репрессия на пласт составляет 1,0 МПа. Таким образом, в период растворения цементно-мелового камня избыточное давление в скважине поддерживают с помощью цементировочного агрегата в пределах 2,0 6,2 МПа. При этом определяют расход жидкости, расчитывают коэффициент приемистости скважины. После достижения постоянства коэффициента приемистости вымывают кислоту из скважины и приступают к вызову притока из пласта.
Предлагаемый способ по сравнению с известным имеет следующие технико-экономические преимущества:
увеличиваются размеры, количество и проницаемость каналов, поверхность фильтрации, снижаются фильтрационные сопротивления, в результате улучшается освоение скважины, увеличивается дебит;
сохраняется целостность цементного кольца, разобщение нефтегазоводоносных пластов;
создание каналов при разной толщине цементного кольца.
Формула изобретения: Способ заканчивания горизонтальных скважин, включающий вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны с отверстиями в зоне фильтра, закрытыми кислоторазрушающими заглушками, цементирование с образованием в интервале продуктивного пласта цементного кольца из кислоторазрушаемого материала, разрушение заглушек и создание канала в цементном кольце при воздействии кислоты, отличающийся тем, что в качестве кислоторазрушаемого материала используют цементную смесь, образующую при разрушении кислотой 1 кг ее камня 56-112 л газа при атмосферных условиях, а канал в цементном кольце создают воздействием кислоты при давлении в скважине больше пластового, но меньше давления разрушения цементного кольца.