способ вторичного вскрытия продуктивных пластов

Формула изобретения

Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов, включающий спуск в скважину и тампонирование промежуточных обсадных и эксплуатационных колонн со снабжением последней против каждого продуктивного пласта фильтрами с заглушками, разрушаемыми химическим путем, и вторичное вскрытие продуктивных пластов путем разрушения заглушек, отличающийся тем, что в процессе строительства скважины оборудуют фильтрами с заглушками против продуктивных пластов и все промежуточные обсадные колонны, фильтры снабжают центраторами, причем в процессе тампонирования межколонные пространства в интервале фильтров заполняют нетвердеющим раствором, а вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляют путем последовательного разрушения заглушек фильтров и удаления из межколонных пространств нетвердеющего раствора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки месторождений пластовых флюидов (нефтяных, газовых, водяных и др.) и может быть использовано при эксплуатации многопластовых месторождений. Известен способ вскрытия продуктивного пласта, включающий установку в интервале продуктивного пласта в составе обсадной колонны фильтра с отверстиями, перекрытыми кислоторазрушаемыми заглушками, и размещение в заколонном пространстве против фильтра цементного раствора с добавкой поливинилхлорида в количестве 10-20% от массы цемента, при этом после затвердения последнего осуществляют термическую деструкцию поливинилхлорида /1/.

Недостатком данного способа является невозможность его применения при перекрытии продуктивных пластов несколькими обсадными колоннами.

Наиболее близким к описываемому способу является способ вторичного вскрытия продуктивных пластов, включающий спуск в скважину и тампонирование промежуточных обсадных и эксплуатационных колонн со снабжением последней против каждого продуктивного пласта фильтрами с заглушками, разрушаемыми химическим путем, а вторичное вскрытие продуктивных пластов путем разрушения заглушек /2/.

К недостаткам данного способа относится то, что он может быть применен только при перекрытии продуктивных пластов одной обсадной (эксплуатационной) колонной, а для успешного строительства скважины часто возникает необходимость перекрытия верхних продуктивных пластов промежуточными обсадными колоннами с последующим их цементированием (тампонированием).

Техническим результатом изобретения является расширение области применения способа за счет возможности использования его при разработке многопластовых месторождений, продуктивные пласты которых перекрыты промежуточными обсадными колоннами.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе вторичного вскрытия продуктивных пластов, включающем спуск в скважину и тампонирование промежуточных обсадных и эксплуатационных колонн со снабжением последней против каждого продуктивного пласта фильтрами с заглушками, разрушаемыми химическим путем, и вторичное вскрытие продуктивных пластов путем разрушения заглушек, согласно изобретению в процессе строительства скважины оборудуют фильтрами с заглушками против продуктивных пластов и все промежуточные обсадные колонны, фильтры снабжают центраторами, причем в процессе тампонирования межколонное пространство в интервале фильтров заполняют нетвердеющим раствором, а вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляют путем последовательного разрушения заглушек фильтров и удаления из межколонных пространств нетвердеющего раствора.

На чертеже показана схема реализации данного способа вторичного вскрытия продуктивных пластов, на которой обозначено: I - нижний продуктивный пласт, II - средний продуктивный пласт. III- верхний продуктивный пласт, 1 - эксплуатационная колонна, 3, 2 - первая и вторая промежуточные обсадные колонны, соответственно; 4, 5 - фильтры промежуточных обсадных колонн верхнего продуктивного пласта; 6 - фильтр второй промежуточной обсадной колонны среднего продуктивного пласта; 7, 8, 9 - фильтры эксплуатационной колонны верхнего, среднего и нижнего продуктивного пластов, соответственно; 10, 11, 12 - тампонажный материал обсадных промежуточных и эксплуатационной колонны. Соответственно, 13 - специальный нетвердеющий раствор, 14 - центраторы фильтров, 15 - колонна НКТ, 16 - пакер, 17 - циркуляционный клапан, 18 - обратный клапан, 19 - химический реагент.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Для разработки многопластового месторождения бурят эксплуатационные скважины со спуском и тампонированием необходимого числа (по условиям бурения) промежуточных обсадных 2, 3 и эксплуатационной 1 колонн. Каждую промежуточную (2, 32) и эксплуатационную колонну 1 оборудуют против продуктивных пластов I, II, III фильтрами 4-9 с центраторами 14, отверстия фильтров снабжают заглушками, разрушаемыми химическим путем. При тампонировании обсадной промежуточной колонны 2 и эксплуатационной колонны 1 в тампонажный материал (цементный раствор) 11, 12 добавляют нетвердеющий раствор 13 в таком объеме и с таким расчетом, чтобы он оказался в межколонном пространстве в интервале фильтров. В качестве нетвердеющего раствора может быть использован любой состав, нетвердеющий в процессе эксплуатации скважины, например стабильный глинистый раствор с физическими свойствами, близкими к свойствам тампонажного материала, чтобы в процессе последовательной подачи в межколонное пространство тампонажного и нетвердеющего растворов не происходило их смешивание. Использование нетвердеющего раствора обеспечивает быстрое его удаление и доступ химического реагента до заглушек фильтров промежуточных обсадных колонн при вторичном вскрытии продуктивных пластов.

Фильтры оборудуют центраторами с целью предохранения заглушек фильтра от механических повреждений при спуске обсадных и эксплуатационной колонн и обеспечения равномерного тампонирования заколонных пространств.

Для вторичного вскрытия продуктивных пластов (сообщения их со скважиной) в скважину в интервал пласта, подключаемого к разработке в соответствии с принятой в проекте разработки месторождения последовательностью их освоения (дренирования), подают химический реагент (например, раствор соляной кислоты, каустической соды и др.). Под действием химического реагента заглушки фильтров разрушаются. Время разрушения заглушек определяют опытным путем для конкретного их материала и используемого химического реагента. После разрушения заглушек фильтров между продуктивным пластом и скважиной возникают фильтрационные каналы, по которым производится освоение пласта и последующий ввод его в эксплуатацию.

При вскрытии верхних продуктивных пластов, например, на схеме пласта III, после разрушения первой порцией химического реагента заглушек фильтра 7 эксплуатационной колонны 1 удаляют из межколонного пространства (между эксплуатационной и второй промежуточной обсадной колоннами) нетвердеющий раствор 13. Затем в этот же интервал подают вторую порцию химического реагента, разрушают заглушки фильтра 5 второй промежуточной обсадной колонны 2, удаляют специальный раствор 13 из пространства между первой и второй промежуточными обсадными колоннами, после чего подают еще одну порцию химического реагента, разрушают заглушки фильтра 4 первой промежуточной обсадной колонны 3 и приступают к освоению и вводу в эксплуатацию продуктивного пласта III.

При наличии возможных затруднений в удалении цементного камня из зазора между разрушаемыми заглушками и стенками скважины в процессе освоения продуктивных пластов в тампонажный материал, непосредственно перекрывающий продуктивные пласты, добавляют материал, разрушаемый применяемым химическим реагентом, например опилки материала, из которого изготавливают заглушки фильтров.

Пример реализации способа.

Имеется месторождение, в котором открыто три эксплуатационных объекта: верхний - газовый пласт толщиной H_г = 50 м, средний - газоконденсатный пласт толщиной H_гк = 40 м и нижний - нефтяной пласт толщиной H_н = 20 м. По условиям бурения при сооружении эксплуатационных скважин газовый и газоконденсатные продуктивные пласты перекрыты первой и второй промежуточными обсадными колоннами, нефтяной пласт обсажен колонной. Все колонны в интервале продуктивных пластов оборудованы фильтрами с заглушками из алюминиевого сплава. Диаметры колонн: D_н = 244,5 мм, D_в1 = 224,5 мм - наружный и внутренний первой промежуточной, соответственно; D_н2 = 173,7 мм - наружный и внутренний второй промежуточной, соответственно; D_нэ = 146,1 мм, D_вэ = 126,0 мм - наружный и внутренний диаметр эксплуатационной колонны, соответственно. Для разрушения заглушек фильтров используем раствор каустической соды, подаваемой в интервал фильтров по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (наружный диаметр НКТ - d = 73,0 мм.

Определяем:

объемы нетвердеющего раствора (используют раствор с добавкой стабилизатора, например полиакриламида) для заполнения межколонных пространств в интервале фильтров при тампонировании обсадных колонн:

для межколонного пространства промежуточных обсадных колонн в интервале газового пласта;

для межколонного пространства второй промежуточной обсадной и эксплуатационной колонн в интервале газового пласта;

для межколонного пространства второй промежуточной обсадной и эксплуатационной колонн в интервале газоконденсатного пласта.

Объемы химического реагента (каустической соды) для разрушения заглушек фильтров:

для фильтра эксплуатационной колонны в интервале газового пласта;

V_p2= V_p1+V_r2= 0,41+0,35= 0,76 м³ - для фильтра второй промежуточной обсадной колонны в интервале газового пласта;

V_p3=V_p1+V_r2+V_r1=0,41+0,35+0,5=1,26 м³ - для фильтра первой промежуточной обсадной колонны в интервале газового пласта;

для фильтра эксплуатационной колонны в интервале газоконденсатного пласта;

V_p5= V_p4+V_r3= 0,33+0,28= 0,61 м³ - для фильтра второй промежуточной обсадной колонны в интервале газоконденсатного пласта;

- для фильтра эксплуатационной колонны в интервале нефтяного пласта.

Перед вторичным вскрытием нужного пласта приготавливается химический реагент в рассчитанном объеме, в скважину на колонне НКТ 15 (см. чертеж) спускается пакер (16) с обратным (18) и циркуляционным клапанами (17). Пакер устанавливается ниже вскрываемого пласта. Затем, например, для вскрытия газового пласта III через колонну НКТ 15 и циркуляционный клапан 17 в межколонное пространство между НКТ 15 и эксплуатационной колонной 1 в интервале ее фильтра 7 закачивают первую порцию химического реагента 19 - раствора каустической соды (V_p1 = 0,41 м³). После выдержки времени, необходимого для разрушения (растворения) заглушек фильтра эксплуатационной колонны, циркуляцией технической воды производят очистку скважины от продуктов реакции и от нетвердеющего (глинистого) раствора межколонного пространства между эксплуатационной и второй промежуточной обсадной колоннами. Затем в интервал фильтра подается вторая порция раствора каустической соды (V_p2 = 0.76 м³), по описанной технологии вскрывают отверстия фильтра второй промежуточной обсадной колонны, а после промывки скважины и подачи третьей порции раствора каустической соды (V_p3 = 1,26 м³) аналогично вскрывают отверстия фильтра первой промежуточной обсадной колонны. После освобождения от заглушек отверстий всех фильтров вторичное вскрытие газового пласта заканчивают, далее переходят к освоению и вводу его в эксплуатацию.

Использование данного способа позволяет производить вторичное вскрытие продуктивных пластов в любой требуемой последовательности и на любой стадии эксплуатации скважины, за счет чего могут быть реализованы различные схемы разработки многопластового месторождения: совместно-раздельная эксплуатация пластов, перепуск пластового флюида из одного пласта в другой и др.

Источники информации

Патент РФ N 2083806, кл. E 21 B 43/11, 10.07.97.

Патент РФ N 2100580, кл. E 21 B 43/14, 27.12.97.