RU2143057C1 - Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов - Google Patents
Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2143057C1 RU2143057C1 RU99105804/03A RU99105804A RU2143057C1 RU 2143057 C1 RU2143057 C1 RU 2143057C1 RU 99105804/03 A RU99105804/03 A RU 99105804/03A RU 99105804 A RU99105804 A RU 99105804A RU 2143057 C1 RU2143057 C1 RU 2143057C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plugs
- filter
- intermediate casing
- filters
- casing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки месторождений пластовых флюидов (нефтяных) газовых, водяных и др.) и может быть использовано при эксплуатации многопластовых месторождений. Обеспечивает расширение области применения способа за счет возможности использования его при разработке многопластовых месторождений, продуктивные пласты которых перекрыты промежуточными обсадными колоннами. Спускают и тампонируют в процессе бурения скважины промежуточные и эксплуатационную колонну со снабжением против всех продуктивных пластов фильтрами с заглушками, разрушаемыми химическим путем. Фильтры снабжают центраторами. В процессе тампонирования межколонные пространства в интервале фильтров заполняют нетвердеющим раствором. Вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляют путем последовательного разрушения заглушек фильтров и удаления из межколонных пространств специального нетвердеющего раствора. 1 ил.
Description
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 Hг = 50 м, средний - газоконденсатный пласт толщиной Hгк = 40 м и нижний - нефтяной пласт толщиной Hн = 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: Dн = 244,5 мм, Dв1 = 224,5 мм - наружный и внутренний первой промежуточной, соответственно; Dн2 = 173,7 мм - наружный и внутренний второй промежуточной, соответственно; Dнэ = 146,1 мм, Dвэ = 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 нетвердеющего раствора (используют раствор с добавкой стабилизатора, например полиакриламида) для заполнения межколонных пространств в интервале фильтров при тампонировании обсадных колонн:
Объемы химического реагента (каустической соды) для разрушения заглушек фильтров:
для фильтра эксплуатационной колонны в интервале газового пласта;
Vp2= Vp1+Vr2= 0,41+0,35= 0,76 м3 - для фильтра второй промежуточной обсадной колонны в интервале газового пласта;
Vp3=Vp1+Vr2+Vr1=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;
Vp5= Vp4+Vr3= 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.
Vp2= Vp1+Vr2= 0,41+0,35= 0,76 м3 - для фильтра второй промежуточной обсадной колонны в интервале газового пласта;
Vp3=Vp1+Vr2+Vr1=0,41+0,35+0,5=1,26 м3 - для фильтра первой промежуточной обсадной колонны в интервале газового пласта;
Vp5= Vp4+Vr3= 0,33+0,28= 0,61 м3 - для фильтра второй промежуточной обсадной колонны в интервале газоконденсатного 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 (Vp1 = 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 (Vp2 = 0.76 м3), по описанной технологии вскрывают отверстия фильтра второй промежуточной обсадной колонны, а после промывки скважины и подачи третьей порции раствора каустической соды (Vp3 = 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 2083806, кл. E 21 B 43/11, 10.07.97.
Патент РФ N 2100580, кл. E 21 B 43/14, 27.12.97.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99105804/03A RU2143057C1 (ru) | 1999-03-25 | 1999-03-25 | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99105804/03A RU2143057C1 (ru) | 1999-03-25 | 1999-03-25 | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2143057C1 true RU2143057C1 (ru) | 1999-12-20 |
Family
ID=20217475
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99105804/03A RU2143057C1 (ru) | 1999-03-25 | 1999-03-25 | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2143057C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742388C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2021-02-05 | Игорь Александрович Малыхин | Способ защиты глубинных скважинных насосов от засорения механическими примесями и пересыпания забоя и интервала перфорации скважины |
-
1999
- 1999-03-25 RU RU99105804/03A patent/RU2143057C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Максутов Р.А. и др. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений, М., Недра, 1974, с.103-105. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742388C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2021-02-05 | Игорь Александрович Малыхин | Способ защиты глубинных скважинных насосов от засорения механическими примесями и пересыпания забоя и интервала перфорации скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2003203538B8 (en) | Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems | |
| EP2730739B1 (en) | Well screens having enhanced well treatment capabilities | |
| US6776238B2 (en) | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore | |
| US5058676A (en) | Method for setting well casing using a resin coated particulate | |
| US20040251033A1 (en) | Method for using expandable tubulars | |
| RU2291284C2 (ru) | Способ строительства и заканчивания нагнетательных скважин | |
| US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
| RU2171359C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальной скважины | |
| US6793017B2 (en) | Method and apparatus for transferring material in a wellbore | |
| US20090151942A1 (en) | Sand control system and method for controlling sand production | |
| RU2586337C1 (ru) | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины | |
| RU2143057C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2516062C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины | |
| RU2564316C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта | |
| Bruist | Better performance of Gulf Coast wells | |
| RU2273722C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2134341C1 (ru) | Способ заканчивания строительства скважины | |
| RU2722750C1 (ru) | Скважинный фильтр с растворимым элементом | |
| RU2143056C1 (ru) | Скважинный фильтр | |
| US20060037752A1 (en) | Rat hole bypass for gravel packing assembly | |
| EP0823538A2 (en) | Method of stimulating a subterranean well | |
| RU2775849C1 (ru) | Способ повышения герметичности затрубного пространства нефтяных и газовых скважин (варианты) | |
| RU2295628C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| Heng | An overview of gravel-packed completions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060326 |