способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины

Формула изобретения

Способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины, включающий закачку жидкости в скважину, создание депрессии и перфорацию, отличающийся тем, что закачку жидкости в скважину осуществляют на высоту столба жидкости, определяемого из соотношения

Н (Р₁-Р₂) /₁ g,

где Н - высота столба утяжеленной жидкости в скважине, м;

Р₁ - пластовое давление, Па;

Р₂ - депрессия на пласт, Па;

₁ - плотность закачиваемой утяжеленной жидкости в скважине, кг/м³;

g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения,

при этом плотность закачиваемой жидкости определяют из следующего соотношения: ₁ (₂(P₁-P₂))/(L₂q-P₂-P₃),

где ₂ - плотность пластовой жидкости, кг/м³;

Р₃ - нормативная репрессия, Па;

L - глубина скважины, м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для вскрытия пластов обсаженной нефтяной или газовой скважины.

Известен способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины, включающий заполнение скважины жидкостью, спуск перфоратора в интервал вскрываемого пласта, герметизацию устья скважины и перфорацию при депрессии на пласт (1).

Наиболее близким аналогом изобретения является способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины, включающий закачку жидкости в скважину, создание депрессии и перфорацию (2).

Техническим результатом изобретения является устранение указанных недостатков.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу вскрытия пласта обсаженной скважины закачивают жидкость в скважину, создают депрессию и перфорацию, согласно изобретению закачку жидкости в скважину осуществляют на высоту столба жидкости, определяемого из соотношения

H = (P₁-P₂)/₁q,

где H - высота столба утяжеленной жидкости в скважине, м;

P₁ - пластовое давление, Па;

P₂ - депрессия на пласт, Па;

₁ - плотность закачиваемой утяжеленной жидкости в скважине, кг/м³;

q = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения,

при этом плотность закачиваемой жидкости определяют из следующего соотношения:

_{1 2}(P₁-P₂))/(L₂q-P₂-P₃),

где ₂ - плотность пластовой жидкости, кг/м³;

P₃ - нормативная репрессия, Па;

L - глубина скважины, м.

Благодаря этим признакам вторичное вскрытие продуктивного пласта можно осуществить без осложнений, не оборудуя устье скважины герметизирующими устройствами, а также пакеров, разобщающих межтрубное пространство, что облегчает спуск в скважину перфоратора, который требует в свою очередь, в зависимости от толщины вскрываемого пласта, многократного спуска для пространства. При этом одновременно в случае притока жидкости из пласта исключается опасность излива жидкости или фонтанирование, поскольку обеспечивается самоглушение скважины, благодаря наличию в ней утяжеленной жидкости, с плотностью, определяемой из математического выражения, отмеченного выше.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Путем проведения исследований глубинными приборами сначала устанавливают пластовое давление P₁, плотность жидкости пласта ₂, а также глубину скважины. Определяют также нормативную репрессию P₃ на пласт для безопасного ведения работ согласно п. 2.10 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности". М. , Госгортехнадзор России, 1993 г., далее задают величину P₂ депрессии на пласт. Исходя из этих данных, рассчитывают плотность ₁ утяжеленной жидкости и затем буровой глинистый раствор в скважине заменяют этой жидкостью, которая гарантирует самоглушение скважины при поступлении жидкости из пласта после прострелочных работ перфоратором.

Равновесие пластового давления и гидростатического давления столба жидкостей в скважине после прострела происходит при условии

P₁= ₁qH₁+₂q(H₂-H₁), (1)

Создаваемую на пласт депрессию P₂ определяют из выражения:

P₂= P₁-₁qH₁ (2)

где H₁ - высота столба жидкости над пластом перед перфорацией.

Высоту столба H₂ жидкости при самоглушении определяют совместным решением (1) и (2)



Вертикальная глубина скважины с учетом статического уровня жидкости H₃ жидкости после самоглушения соответствует:



Из (3) и (4) совместным решением определяют расчетную плотность закачиваемой в скважину утяжеленной жидкости, которой заменяют скважинную жидкость и которая обеспечивает производство работ по вскрытию пласта при депрессиях и спуско-подъемные работы без герметизации устья скважины:



При этой плотности утяжеленной жидкости ее высота в скважине перед перфорацией должна быть:



После перфорации уровень жидкости в скважине поднимается и высота ее над пластом составит:



Статический уровень (высота опорожненного ствола) составит



Проверочно H₃ = L - H₂.

В качестве закачиваемой жидкости в скважину можно использовать пластовую воду с добавлением хлористого кальция-утяжелителя.

Далее после спуска в скважину подземного оборудования скважину промывают нефтью и пускают в эксплуатацию.

Пример конкретного осуществления способа.

Способ испытывался на скважине N 156, ее параметры следующие:

L = 1600 м - глубина скважины,

P₁ = 16 10⁶, Па - пластовое давление.

₂ = 890 кг/м³ - плотность пластовой жидкости.

Нефтяной пласт вскрывают одним из известных методов с использованием перфоратора при депрессии на пласт P₂ = 1 10⁶ Па.

Согласно формуле (5) плотность утяжеленной жидкости выбирают:



Таким образом, перед созданием депрессии на пласт скважинную жидкость заменяют на пластовую воду, утяжеленную хлористым кальцием, до ₁ = 1214 кг/м³ согласно расчету.

Депрессию перед перфорацией создают компрессором, спустив в скважину насосно-компрессорные трубы. При этом высота столба жидкости над пластом составляет по расчету:



После перфорации ожидалось, что жидкость в скважине поднимается и высота ее соатавит:



После чего произойдет самоглушение скважины, т. к. гидростатическое давление столба жидкости будет равно пластовому и статический уровень жидкости будет равен пластовому, и статический уровень жидкости в скважине установится: 1600 - 1375 = 225 м.

Это равнозначно резерву безопасности давления:

890 9,81 225 = 2 10⁶ Па,

что удовлетворяет требованиям правил безопасности работ.

Фактически через 26 часов уровень жидкости в скважине после самоглушения установился на глубине 236 м, что объяснимо погрешностью технологических процессов и поступлением из пласта более тяжелой жидкости.

После перфорации в скважину опустили НКТ диаметром 75 мм, промыли на нефть и скважину пустили в эксплуатацию с глубинным насосом.

Технико-экономические показатели заключаются в следующем.

Использование способа позволит упростить технологию вскрытия пласта на депрессии без использования герметизирующих устройств устья скважины, следовательно, облегчая спуск перфоратора по открытому стволу, повышается безопасность труда, исключается излив жидкости при спуско-подъемных операциях и после операции перфорации.

Источники информации

1. SU 1520917 A1, 27.11.96.

2. SU 1572084 A1, 20.11.96.