Способ образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта и способ заканчивания скважины

 

Изобретение относится к способу оборудования гравийной набивки в зоне пласта и способу заканчивания скважины. По способу образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта вводят в контакт с пластом агент, предотвращающий потери текучей среды, устанавливают фильтр, вводят поток гравийной суспензии и агент удаления в гравийную суспензию. При размещении гравия вокруг фильтра агент удаления вступает в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды. Удаляется барьер на пути потоками в и из пласта. Способ заканчивания скважины включает использование раствора высокой плотности и образование гравийной набивки. Техническим результатом является повышение эффективности способа образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта. 2 с. и 5 з.п. ф-лы.

Настоящее изобретение относится к способу оборудования гравийной набивки в зоне пласта и способу заканчивания скважины.

При добыче углеродов или других подобных ему ископаемых из рыхлых или незатвердевших и/или раздробленных подземных пластов довольно часто имеет место наличие больших объемов сыпучих материалов (например, песка), перемещающихся в этих пластах, вместе с добываемыми текучими средами. В данной области хорошо известно, что эти сыпучие материалы в виде частиц обычно вызывают ряд проблем, и чтобы добыча полезных ископаемых была экономически оправдана, необходимо регулировать их выработку. Наиболее популярным способом регулирования выработки сыпучих материалов (например, песка) из скважины является способ, который получил название "гравийная набивка".

При осуществлении типичного способа гравийной набивки в буровую скважину на спусковой колонне опускают фильтр и размещают его рядом с подземным пластом, подлежащим разработке. После этого сыпучий материал, который в дальнейшем имеет собирательное название "гравий", и жидкость - носитель закачиваются в виде суспензии под спусковую колонну, где она выходит через "переход" или иным образом и появляется над фильтром, а затем течет по направлению вниз между фильтром и обсадной колонной или открытым стволом скважины в зависимости от конкретных обстоятельств. Жидкость-носитель в этой суспензии обычно проходит в пласт и/или отверстия в фильтре, имеющие размеры, предотвращающие прохождение через них гравия. Это приводит к тому, что гравий будет откладываться или "отсеиваться" в кольцевом пространстве скважины вокруг фильтра с последующим его накапливанием и образованием гравийной набивки. В свою очередь, частицы гравия имеют такие размеры, что этот гравий образует проницаемую массу, обеспечивающую свободное прохождение через него добытой текучей среды в фильтре, но в то же время эта проницаемая масса блокирует поток любых частиц, добытых вместе с пластовыми текучими средами.

Одна из проблем, существующих при гравийной набивке, связана с использованием типичных "растворов для закачивания скважины" при образовании в скважине гравийной набивки. Например, "буровой раствор", который обычно используют при бурении скважин, можно заменить раствором для заканчивания скважины с высокой плотностью, так называемым "тяжелым рассолом", чтобы можно было регулировать зоны высокого давления в скважине в момент крепления ствола скважины обсадной колонной и выполнения необходимых перфораций. Более того, растворы для закачивания скважины не образуют "фильтровальную лепешку", что характерно для большинства буровых растворов, которая может блокировать перфорации в обсадной колонне и которую очень трудно удалить после образования гравийной набивки.

Хотя растворы высокой плотности для скважин (например, рассолы бромида цинка) широко используют в большинстве скважин, однако они очень дорогие и должны по существу восстанавливаться после выполнения ими технологического цикла, ибо только в этом случае их использование будет экономически оправдано. К сожалению, из-за плотности или "веса" этих растворов для скважины всегда существует реальная опасность, что если не полностью, то в значительной своей части эти растворы могут "потеряться" в пласте внутри буровой скважины в процессе завершения подготовки скважины к эксплуатации. Другими словами, обусловленное напором раствора для скважины давление в самой скважине будет больше давления в пласте, а это заставляет раствор для заканчивания скважины вытекать из него и проходить в пласт, где он "теряется" и его уже невозможно извлечь.

Для предотвращения потерь дорогостоящих растворов для заканчивания скважин в пласте обычно прибегают к уже известному способу совместного использования раствора для скважины с так называемыми агентами, "предотвращающими потери текучей среды", например хлопьями бензольной кислоты. По мере протекания этого агента через перфорации обсадной колонны в самом пласте он образует барьер, который будет блокировать дальнейший поток текучей среды, т.е. поток дорогостоящего раствора для заканчивания скважины через пласт. Однако, поскольку этот пласт в конечном итоге должен разрабатываться именно через эти же самые перфорации, то совершенно очевидно, что после завершения образования гравийной набивки в скважине и приведения скважины в состояние готовности для эксплуатации необходимо удалить все барьеры из перфораций, которые ранее были образованы агентами, предотвращающими потери текучей среды.

В соответствии с уже известным способом заканчивания скважины после образования в ней гравийной набивки, в которой перфорации блокированы вышеуказанным агентом, эти перфорации будут оставаться блокированными в момент отложения гравия, следовательно, жидкость-носитель из гравийной суспензии может течь только через отверстия в фильтре. Поскольку эта суспензия не может течь через блокированные перфорации, то в самих перфорациях не будет откладываться никакого гравия, в результате чего образуется гравийная набивка меньших размеров, чем это желательно.

После отложения гравия в скважину и в гравийную набивку закачивают агент удаления, например дизельное топливо в виде геля, которое будет входить в контакт и вступать в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды в самих перфорациях, чтобы открыть их вновь для свободного прохождения через них потока. К сожалению, есть основания полагать, что агент удаления будет контактировать с предотвращающим потери текучей среды барьером и удалять его в самих верхних перфорациях перед тем, как он получит шанс достичь все перфорации в обсадной колонне скважины. Как только произойдет удаление барьеров из самих верхних перфораций, агент удаления будет лишь проходить по пути наименьшего сопротивления и попадать в пласт через открытые верхние перфорации. Следовательно, нижние перфорации могут оставаться блокированными и в процессе эксплуатации скважины.

"Агент удаления" представляет собой материал, который вступает в реакцию с предотвращающим потери текучей среды агентом для растворения или разрушения барьеров в перфорациях. За счет введения агента удаления непосредственно в гравийную суспензию гравий в этой суспензии выступает в качестве отличного средства для изменения маршрута и будет направлять агент удаления в контакт с предотвращающим потери текучей среды агентом во всех перфорациях, чтобы тем самым открыть по существу все перфорации для свободного потока. После открытия перфораций гравийная суспензия может протекать через эти перфорации и откладывать в них гравий, "упаковывая" тем самым перфорации и значительно повышая эффективность самой гравийной набивки.

При заканчивании скважины часто возникает необходимость в использовании раствора для скважины с высокой плотностью, чтобы "сбалансировать" или каким-либо иным образом регулировать зоны высокого давления в скважине. Чтобы иметь возможность использовать такие дорогие растворы, например, рассолы бромида цинка, сами растворы должны быть извлекаемыми для их повторного использования. К сожалению, однако, давление в скважине из-за напора раствора для заканчивания скважин может оказаться намного выше давления пласта, что приводит к протеканию раствора из скважины в пласт и значительным его потерям в пласте.

Для предотвращения вышеописанного хорошо известно использование в данной области техники агентов, предотвращающих потери текучей среды вместе с упомянутыми выше дорогими растворами для заканчивания скважины, с целью блокирования потока в пласт и, тем самым, предотвращения потери раствора для заканчивания скважины. Эти агенты хорошо известны (например, хлопья бензольной кислоты, гидроксиэтилцеллюлоза с поперечной связью, порошкообразный карбонат кальция и т.д.), и все они коммерчески доступны для этой цели. Специалистам в данной области техники совершенно ясно, что предотвращающие потери текучей среды агенты образуют барьер по мере их прохождения через перфорации обсадной колонны или другие подобные же отверстия, который затем блокирует поток дорогих растворов для заканчивания скважины через эти же перфорации, посредством чего предотвращается потеря этих растворов в пласте.

Использование вышеуказанных агентов в способе заканчивания скважины создает определенные трудности при образовании в скважине гравийной набивки. При образовании типичной гравийной набивки в скважине, в которой уже был использован предотвращающий потери текучей среды агент вместе с раствором для заканчивания скважины, обычно многие, а часто и большинство, перфораций остаются блокированными и после образования гравийной набивки. Следовательно, по существу ни одна частица гравия не будет отложена в перфорациях, поскольку блокирующие поток барьеры, образованные в перфорациях вышеуказанных агентом, будут препятствовать прохождению через перфорации какому-либо значительному объему гравийной суспензии. Таким образом, сами перфорации не являются "упакованными гравием", что отрицательно сказывается на эффективности всей гравийной набивки и приводит к возникновению впоследствии проблем с продуктивностью конкретной скважины.

Следует иметь в виду, что после образования гравийной набивки необходимо "открыть" перфорации, чтобы желаемые пластовые текучие среды, например нефть, могли свободно течь в буровую скважину. После этого в нижнюю часть скважины и через гравий закачивается агент удаления. Как указывалось, ранее агент удаления относится к материалу, который вступает в реакцию с предотвращающим потери текучей среды агентом после контактирования с ним для растворения или разрушения барьера на пути потока текучей среды, образованного предотвращающим потери среды агентом, и тем самым удаления или перемещения барьера на пути потока жидкости из перфораций. Наиболее типичными примерами агентов удаления и соответствующих им предотвращающих потери текучей среды агентов, которые "работают" совместно, являются: (а) агент удаления, содержащий кислоту в виде геля, например, хлористоводородную кислоту, которая может вступать в реакцию с предотвращающими потери текучей среды агентами, например, с порошкообразным карбонатом кальция или с гидроксиэтиленцеллюлозой с поперечной связью; (б) агент удаления, содержащий дизельное топливо в виде геля или другой легкий углеводород (например, образованный конденсат), который может быть использован для вступления в реакцию с предотвращающим потери текучей среды агентом, например с хлопьями бензольной кислоты и т.д. Для специалистов в области заканчивания скважин эти предотвращающие потери текучей среды агенты и их соответствующие агенты удаления хорошо известны.

Когда агент удаления попадает в уплотнительную колонну из гравия, которая уже была образована вокруг фильтра, он уже не может равномерно протекать через гравий. Вместо этого он фактически контактирует и вступает в реакцию с предотвращающим потери текучей среды агентом в верхних перфорациях, открывая тем самым эти перфорации для свободного потока. После открытия верхних перфораций агент удаления проходит по пути наименьшего сопротивления и попадает в пласт через открытые перфорации. Следовательно, агент удаления не готов пройти через гравий, чтобы вступить в контакт с нижним перфорациями, которые остаются закрытыми для потока и, тем самым, отрицательно влияют на продуктивность скважины.

В патенте США N 4703799, кл. E 21 B 43/04, 1987 раскрыт способ образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта, включающий введение в контакт с упомянутым пластом агента, предотвращающего потери жидкости для образования барьера потоку в указанном пласте, установку фильтра в указанной скважине в зоне пласта, введение потока гравийной суспензии в указанную скважину для отложения гравия вокруг фильтра, вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери жидкости, для удаления барьера на пути потока в и из пласта.

В этом способе агент, предотвращающий потери текучей среды, закачивается в пласт для образования пробки, которая предотвращает потерю раствора с высокой плотностью для заканчивания скважины в продуктивном пласте. Вслед за помещением раствора с высокой плотностью для заканчивания скважины выше пробки в скважину устанавливаются эксплуатационная колонна труб и фильтр с щелевидными отверстиями для проведения операций гравийной набивки. Скважина поддерживается в условиях уравновешивающего давления в процессе гравийной набивки, то есть давление внутри скважины, которое вызывается раствором с высокой плотностью для заканчивания скважины, поддерживается на уровне более высоком, чем давление пласта с тем, чтобы предотвратить протекание пластовой текучей среды в скважину. В то время как поддерживается уравновешивание давления, пробка удаляется закачиванием агента удаления. После удаления затвердевшего агента, предотвращающего потери текучей среды, гравийная набивка помещается в скважине вокруг щелевидного фильтра.

Способ обладает также недостатком, отмеченным выше, а именно тем, что агент удаления может недостаточно эффективно удалять предотвращающий потери текучей среды агент из зон, где он осажден вокруг фильтра.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта.

Этот технический результат достигается тем, что в способе образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта, включающем введение в контакт с упомянутым пластом агента, предотвращающего потери текучей среды для образования барьера потоку в указанном пласте, установку фильтра в указанной скважине в зоне пласта, введение потока гравийной суспензии в указанную скважину для отложения гравия вокруг фильтра и вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды, для удаления барьера на пути потока в и из пласта, согласно изобретению, вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды, происходит при размещении гравия вокруг фильтра, причем агент удаления вводят непосредственно в гравийную суспензию.

Целесообразно, чтобы агент, предотвращающий потери текучей среды, содержал гидроксиэтиленцеллюлозу, а агент удаления содержал кислоту в виде геля.

Можно также, чтобы агент, предотвращающий потери текучей среды, содержал карбонат кальция, а агент удаления содержал кислоту в виде геля.

Предпочтительно, чтобы агент удаления включал разбавленную соляную кислоту в виде геля.

Желательно, чтобы агент, предотвращающий потери текучей среды, содержал хлопья бензольной кислоты, а агент удаления содержал дизельное топливо в виде геля.

Является предпочтительным, чтобы скважина представляла собой обсаженную скважину с перфорациями в ней, при этом при введении в контакт с пластом агента, предотвращающего потери текучей среды, он протекал через указанные перфорации, а вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды, для удаления барьера на пути потока осуществляли при размещении гравия вокруг фильтра и открывали указанные перфорации для прохождения через них потока.

Вышеуказанный технический результат достигается также способом заканчивания скважин с использованием раствора высокой плотности, согласно изобретению, включающим этап образования гравийной набивки по способу, описанному выше.

Всем специалистам в данной области ясно, что используемый здесь термин "фильтр" относится к любому типу конструкции, например к фильтру, к фильтру с предварительным уплотнением, к перфорированной нижней трубе обсадной колонны и т. д., которые обычно используют при образовании гравийной набивки в скважине.

За счет введения агента удаления непосредственно в гравийную суспензию гравий, как таковой, будет выступать в качестве отличного отклонителя пути для агента удаления в процессе размещения гравия вокруг фильтра. Это дает возможность агенту удаления контактировать с предотвращающим потери текучей среды агентом и удалять его из всех перфораций, за исключением самых верхних перфораций, как и в известных способах. Более того, поскольку все перфорации будут открыты в момент контактирования агента удаления с предотвращающим потери текучей среды агентом в самих перфорациях, то гравийная суспензия может свободно протекать через соответствующие перфорации в момент укладки гравия вокруг фильтра. По мере того как жидкость - носитель теряется в пласте, происходит отложение гравия из суспензии непосредственно в перфорациях, что в значительной степени повышает эффективность образования гравийной набивки.

Формула изобретения

1. Способ образования в скважине гравийной набивки в зоне пласта, включающий введение в контакт с упомянутым пластом агента, предотвращающего потери текучей среды для образования барьера потоку в указанном пласте, установку фильтра в указанной скважине в зоне пласта, введение потока гравийной суспензии в указанную скважину для отложения гравия вокруг фильтра и вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды, для удаления барьера на пути потока в и из пласта, отличающийся тем, что вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды, происходит при размещении гравия вокруг фильтра, причем агент удаления вводят непосредственно в гравийную суспензию.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент, предотвращающий потери текучей среды содержит гидроксиэтиленцеллюлозу, а агент удаления содержит кислоту в виде геля.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент, предотвращающий потери текучей среды, содержит карбонат кальций, а агент удаления содержит кислоту в виде геля.

4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что агент удаления включает разбавленную соляную кислоту в виде геля.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент, предотвращающий потери текучей среды, содержит хлопья бензойной кислоты, а агент удаления содержит дизельное топливо в виде геля.

6. Способ по любому из предшествующих пп.1 - 5, отличающийся тем, что скважина представляет собой обсаженную скважину с перфорациями в ней, при этом при введении в контакт с пластом агента, предотвращающего потери текучей среды, он протекает через указанные перфорации, а вступление агента удаления в реакцию с агентом, предотвращающим потери текучей среды, для удаления барьера на пути потока осуществляют при размещении гравия вокруг фильтра и открывают указанные перфорации для прохождения через них потока.

7. Способ заканчивания скважины, включающий использование раствора высокой плотности, отличающийся тем, что он включает этап образования гравийной набивки по способу, соответствующему любому из пп.1 - 6.