Способ вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин

 

Изобретение относится к области бурения и ремонта скважин, в частности вторичного вскрытия продуктивных пластов. Технический результат осуществления изобретения - увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины, ее дебита, понижение перепада давления между пластовым и забойным давлениями путем увеличения зоны фильтрации призабойной зоны пласта (ПЗП), снижения проницаемости и повышения устойчивости приствольного участка ПЗП достигается тем, что по способу вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин осуществляют создание в продуктивном пласте и выше его необсаженного участка основного ствола с промывкой шлама буровой жидкостью, вторичное вскрытие пласта бурением в его ПЗП инструментальной компоновкой с отклонителем радиально направленных перфорационных каналов с дугообразными боковыми стволами, спирально расходящимися в радиальном направлении и состоящими из нисходящих участков, переходящих в горизонтальные и/или горизонтально-восходящие участки, со входами в необсаженном участке основного пласта и отходами, обеспечивающими вскрытие всех пропластков продуктивного пласта, последующий вызов притока пластового флюида в скважину. При этом после создания необсаженного участка основного ствола осуществляют его расширение, затем образуют в нем пробку путем заполнения твердеющим составом, после затвердевания которого в пробке формируют коаксиально основному вспомогательный ствол диаметром и глубиной, достаточными для бурения перфорационных каналов, которые забуривают со входами, располагаемыми в необсаженном участке по винтовой линии путем поинтервальных осевого перемещения и поворота инструментальной компоновки с отклонителем во вспомогательном стволе. 2 з.п.ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области бурения и ремонта скважин, в частности вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Известен способ вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий создание в продуктивном пласте и выше его необсаженного участка основного ствола с промывкой шлама буровой жидкостью, вторичное вскрытие пласта бурением в его призабойной зоне инструментальной компоновкой с отклонителем радиально направленных перфорационных каналов с нисходящими стволами со входами в необсаженном участке и отходами, обеспечивающими вскрытие пропластков продуктивного пласта, вызов притока пластового продукта в скважину [1].

Недостатком известного способа является то, что при его осуществлении вскрытие продуктивного пласта, производимое бурением наклонных перфорационных каналов с нисходящими стволами, значения отходов которых от основного ствола определяются толщиной пласта и ограниченным диаметром основного ствола углом наклона, что не позволяет удлинить перфорационные каналы, увеличить количество вскрытий продуктивных пропластков пласта, зону фильтрации призабойной зоны и условный радиус скважины, а также повысить устойчивость и уменьшить проницаемость приствольной области, тем самым невозможно увеличить межремонтный период эксплуатации скважины, ее дебит, снизить перепад между пластовым и забойным давлениями.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий создание в продуктивном пласте и выше его необсаженного участка основного ствола с промывкой шлама буровой жидкостью, вторичное вскрытие пласта бурением в его призабойной зоне инструментальной компоновкой с отклонителем радиально направленных перфорационных каналов с дугообразными стволами, состоящими из нисходящих участков, перехлдящих в горизонтальные и/или горизонтально-восходящие участки, со входами в необсаженном участке и отходами, обеспечивающими вскрытие пропластков продуктивного пласта, вызов притока пластового продукта в скважину [2].

К недостаткам известного способа, принятого за прототип, относится то, что вследствие бурения перфорационных каналов в необсаженном участке основного ствола в продуктивном пласте и выше его, в частности сложенных неустойчивыми высокопроницаемыми породами, ограничивается количество вскрытий отдельных пропластков, представляющих собой высокопроницаемые прослои и замкнутые линзы с пластовым флюдом в неоднородном продуктивном пласте, не удается получить продолжительные по длине пересечения перфорационными каналами радиальных потоков пластового флюида, по этим причинам ограничена зона фильтрации призабойной зоны, неустойчива к обвалам породы приствольная область последней, что приводит к ее обводненности или газопроявлениям, уменьшению межремонтного периода эксплуатации скважины, ее дебита, значительному перепаду между пластовым и забойным давлениями.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение коэффициента продуктивности скважины и продуктоотдачи пласта.

Техническим результатом осуществления изобретения является увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины, ее дебита, понижение перепада между пластовым и забойным давлениями путем увеличения зоны фильтрации призабойной зоны пласта, снижения проницаемости и повышения устойчивости породы ее приствольной области.

Указанный технический результат достигается тем, что по способу вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающему создание в продуктивном пласте и выше его необсаженного участка основного ствола с промывкой шлама буровой жидкостью, вторичное вскрытие пласта бурением в его призабойной зоне инструментальной компоновкой с отклонителем радиально направленных перфорационных каналов с дугообразными стволами, состоящими из нисходящих участков, переходящих в горизонтальные и/или горизонтально-восходящие участки, со входами в необсаженном участке и отходами, обеспечивающими вскрытие пропластков продуктивного пласта, вызов притока пластового продукта в скважину, согласно изобретению после создания необсаженного участка основного ствола осуществляют его расширение, затем образуют в нем пробку путем заполнения твердеющим составом, после затвердевания которого в пробке формируют коаксиально основному вспомогательный ствол диаметром и глубиной, достаточными для последующего бурения перфорационных каналов, которые забуривают со входами, располагаемыми в необсаженном участке по винтовой линии путем поинтервальных осевого перемещения и поворота инструментальной компоновки с отклонителем во вспомогательном стволе.

Кроме того, особенность способа состоит в том, что до расширения необсаженного участка основного ствола производят закачку в призабойную зону пласта изолирующего состава, например, гелеобразующего, на глубину, меньшую расстояния отхода перфорационных каналов, но превышающую диаметр расширенной части основного ствола.

Кроме того, особенность способа заключается в том, что вспомогательный ствол предварительно формируют диаметром, меньшим чем достаточный для бурения перфорационных каналов, и глубиной, обеспечивающими отложение шлама при последующих бурении перфорационных каналов и окончательном формировании вспомогательного ствола путем его расширения отклонителем без промывки буровой жидкостью.

Расширение необсаженного участка основного ствола в продуктивном пласте и выше пласта, образование в нем пробки путем заполнения твердеющим составом, формирование после затвердевания последнего коаксиально основному вспомогательного ствола диаметром и глубиной, достаточными для бурения перфорационных каналов, делает возможным образование толстостенного обсадного кольца, обладающего значительной прочностью и непроницаемостью, что позволяет повысить устойчивость породы приствольной области призабойной зоны к осыпанию и обвалам, сформировать входы и начальные участки перфорационных каналов как в вышележащих неэксплуатируемых, так и продуктивных пропластках за счет бурения каналов в пробке, предотвратить образование конусов газонефтяных, водонефтяных и газоводяных контактов или их устранить, вследствие чего повысить дебит скважин, увеличить межремонтный период ее эксплуатации. Предотвращение прорывов газа из газовой "шапки" продуктивного пласта поможет сохранить не более длительный период эксплуатации скважины высокие пластовое давление и дебит, тем самым повысить продуктоотдачу пласта.

Выполнение перфорационных каналов в виде спирально отходящих от скважины в радиальном направлении дугообразных стволов, которые забуривают со входами по винтовой линии путем поинтервальных осевого перемещения и поворота инструментальной компоновки с отклонителем во вспомогательном стволе, позволит избежать случайного попадания инструментальной компоновки в ранее пробуренные перфорационные каналы, получить более рациональную сетку их размещения в продуктивном пласте, делает возможным вскрытие отдельных пропластков, представляющих собой высокопроницаемые прослои и замкнутые линзы с пластовым флюидом в неоднородном продуктивном пласте, эффективное пересечение такими стволами направлений потоков флюида к скважине при плоскорадиальной фильтрации, вследствие этого увеличится зона фильтрации скважины, снизится перепад между пластовым и забойным давлениями, уменьшится вероятность образования конусов водонефтяных и газонефтяных контактов, таким образом возрастут межремонтный период эксплуатации скважины, ее дебит, коэффициент продуктивности и продуктоотдачи пласта.

Все признаки независимого пункта формулы являются существенными, то есть необходимыми для обеспечения технического результата. Остальные признаки являются частью существенными, необходимыми для реализации частных случаев способа.

Так осуществление закачки в призабойную зону изолирующего состава до расширения необсаженного участка основного ствола на глубину, меньшую расстояния отхода перфорационных каналов, но превышающую диаметр расширенного участка основного ствола, позволит избежать нежелательного проникновения фильтрата буровой жидкости в призабойную зону пласта при расширении ствола, повысить непроницаемость пробки, снизить вероятность или замедлить процесс образования конусов межпродуктивных контактов при эксплуатации скважины, тем самым увеличить ее межремонтный период.

Предварительное формирование вспомогательного ствола диаметром меньшим, чем достаточный для бурения перфорационных каналов, и глубиной, обеспечивающими отложение шлама при последующих бурении перфорационных каналов и окончательном формировании вспомогательного ствола путем его расширения без промывки буровой жидкостью, дает возможность снизить гидродинамическое давление на пласт, уменьшить его загрязнение фильтратом и твердой фазой, а за счет опоры отклонителя на сужение между окончательным и предварительным вспомогательными стволами получать более рациональное размещение боковых каналов в скважине, что повысит ее дебит.

В связи с тем, что из данной области техники не известна совокупность признаков, характеризующих предложенное изобретение, позволяет сделать вывод о том, что заявленное изобретение отвечает условию "новизна".

Хотя часть признаков, касающихся расширения необсаженного участка основного ствола, создания в нем пробки путем заполнения твердеющим составом, приведена в источнике информации [3], согласно которому указанные приемы осуществляют ниже продуктивного пласта, что делает неэффективным образование в пробке входов и начальных участков перфорационных каналов, но в совокупности с другими отличительными признаками независимого пункта формулы не являются очевидными для специалистов в данной отрасли промышленности.

Из изложенного выше следует, что изобретение отвечает и условию "изобретательский уровень".

Предлагаемый способ может быть реализован по схемам.

На фиг. 1 приведена схема трехмерного расположения одного из перфорационных каналов; на фиг.2 - схема расположения перфорационных каналов одного яруса на проекции в радиальной плоскости (вид сверху); на фиг.3 - схема их бурения во вспомогательном стволе инструментальной компоновкой; на фиг.4 - схема размещения сетки входов перфорационных каналов по винтовой линии во вспомогательном стволе; на фиг.5 - схема размещения изолирующего состава в призабойной зоне перед расширением необсаженного участка основного ствола, образования пробки, расширения в ней вспомогательного ствола и бурения перфорационного канала.

На фиг.1-5 показаны позиции: 1 - основной ствол; 2 - его необсаженный участок; 3 - продуктивный пласт; 4 и 5 - его пропластки; 6 - перфорационный канал со спирально отходящим от скважины дугообразным стволом; 7 - его нисходящий участок; 8 - горизонтальный участок; 9 - горизонтально-восходящий участок; 10 - траектория спирально отходящего от скважины дугообразного ствола в проекции на радиальную плоскость; 11 - расширенная часть необсаженного участка основного ствола; 12 - пробка из твердеющего состава в виде толстостенного обсадного кольца; 13 - вспомогательный ствол; 14 - направления потоков пластового флюида к скважине при плоскорадиальной фильтрации; 15 - высокопроницаемый прослой; 16 - линза с пластовым флюидом; 17 - инструментальная компоновка; 18 - долото; 19 - отклонитель; 20 - вход перфорационного канала; 21 - винтовые линии сетки размещения входов перфорационных каналов; 22 - предварительный вспомогательный ствол; 23 - осадок шлама от расширения вспомогательного ствола и разбуренной в перфорационных каналах породы; 24 - водоносный пласт; 25 - винтовые режущие элементы; 26 - калибрующие режущие элементы; 27 - граница закачки изолирующего состава Возможность осуществления изобретения с получением указанного выше технического результата подтверждается следующим образом.

После создания необсаженного участка 2 основного ствола 1 (фиг.1) в продуктивном пласте 3 и выше пласта с промывкой шлама буровой жидкостью осуществляют его расширение с использованием бурильной компоновки, включающей гидромеханические и гидроэрозионные расширители, с последующим образованием пробки 12 в расширенной части 11 путем ее заполнения твердеющим составом по известной технологии, чаще всего цементным раствором, после затвердевания которого формируют толстостенное обсадное кольцо посредством бурения в пробке коаксиально основному вспомогательного ствола 13 диаметром и глубиной, достаточными для последующего бурения перфорационных каналов 6. В процессе создания перфорационных каналов с дугообразными спирально отходящими в радиальном направлении стволами (фиг.2), входы 20 (фиг.3) верхнего яруса которых забуривают в пробке выше продуктивного пласта по винтовой линии 21 (фиг.4) путем поинтервальных осевого перемещения и поворота инструментальной компоновки 17, включающей установленное на вале "кривого" шпинделя забойного двигателя долото 18 и отклонитель 19. В пропластках 4 и 5 бурятся сначала нисходящий участок 7, затем горизонтальный 8 и/или горизонтально-восходящий 9 участок, образующие спирально отходящие от скважины траектории 10 в проекции на радиальную плоскость, что повышает вероятность вскрытия высокопроницаемых прослоев 15 и замкнутых линз 16 в неоднородном пропластке и пересечения направлений 14 потоков пластового флюида к скважине при плоскорадиальной фильтрации.

Затем производят известным способами вызов притока пластового продукта.

В частном случае до расширения необсаженного участка основного ствола производят закачку в призабойную зону изолирующего состава (фиг.5), например, гелеобразующего на глубину, определяемую границей 27, меньшую расстояния отхода перфорационных каналов 5, но большую диаметра расширенной части 12 основного ствола. Изолирующий состав укрепляет породу приствольной области призабойной зоны, делает ее малопроницаемой для прорыва воды и газа, что позволяет существенно увеличить межремонтный период эксплуатации скважины, снизить обводненность добываемой нефти.

В частном случае возможно формирование предварительного вспомогательного ствола 22 (фиг.5) диаметром меньшим, чем достаточный для бурения перфорационных каналов, и глубиной, обеспечивающими отложение шлама 23 при последующих бурении перфорационных каналов 6 и окончательном формировании вспомогательного ствола 13 путем расширения. Расширение предварительно вспомогательно ствола осуществляют отклонителем 19, имеющим винтовые 25 и калибрующие 26 режущие элементы, без промывки буровой жидкостью. Режущие элементы 25 формируют винтовую канавку в стволе 22, с помощью которой отклонитель удерживается (якорится) в нем. Затем бурят перфорационный канал 6 инструментальной компоновкой 17. После окончания бурения ее извлекают из канала, поворачивают и одновременно перемещают вниз отклонитель в стволе для забуривания следующего перфорационного канала, осуществляя при этом окончательное формирование вспомогательного ствола калибрующими режущими элементами 26. Таким образом, удается уменьшить загрязнение уже пробуренных каналов фильтратом и твердой фазой буровой жидкости, повысить дебит скважины.

Таким образом, средство, воплощающее заявленный способ при его осуществлении, предназначено для использования в нефтяной и газовой промышленности, а именно в области бурения и ремонта скважин, в частности, вторичного вскрытия продуктивных пластов. Для заявленного способа в том виде, как он охарактеризован в независимом пункте изложенной формулы изобретения, подтверждена возможность его осуществления.

Примером осуществления заявленного способа может служить следующий. Перед проведением капитального ремонта эксплуатационной нефтедобывающей скважины, обсаженной колонной 146 мм, продуктивный песчаник проницаемостью 80-140 мдарси был вскрыт гидропескоструйной перфорацией в интервале 1644-1652 м, суточный дебит составлял Q=12,8 м³ при обводненности нефти 60% (k_н= 0,4), пластовое давление Р_пл=10,2 МПа, забойное давление при насосной добыче Р_заб= 8,6 МПа, коэффициент продуктивности скважины, подсчитанный на основе известной зависимости [4], составил k=k_нQ/(Р_пл-Р_заб)=0,4•12,8/(10,2-8,6)=8,192 м³/сут • Мпа После вскрытия пласта бурением через необсаженный участок основного ствола, полученный путем вырезания и удаления части обсадной колонны, дугообразных перфорационных каналов, состоящих из нисходящего и горизонтального участков, диаметром 50 мм, длиной 12 м, отходом 8 м, спуска щелевого фильтра, среднесуточный дебит в течение месяца был равен 18,2 м³ при обводненности нефти 10% (k_н=0,9), Р_пл=10,2 МПа, Р_заб=9,3 МПа, коэффициент продуктивности составил k=0,9•18,2/(10,2-9,3)=18,2 м³/сут • МПа.

Источники информации 1. Патент РФ 2087671, кл. Е 21 В 7/06, 1997.

2. Калинин А. Г. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. - М.: Недра, 1997, с.11-12.

3. А.с. СССР 981555, кл. E 21 B 7/04, 1982.

4. Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М. : Недра, 1975, с.91-93.

Формула изобретения

1. Способ вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий создание в продуктивном пласте и выше его необсаженного участка основного ствола с промывкой шлама буровой жидкостью, вторичное вскрытие пласта бурением в его призабойной зоне инструментальной компоновкой с отклонителем радиально направленных перфорационных каналов c дугообразными стволами, состоящими из нисходящих участков, переходящих в горизонтальные и/или горизонтально-восходящие участки, со входами в необсаженном участке и отходами, обеспечивающими вскрытие пропластков продуктивного пласта, вызов притока пластового флюида в скважину, отличающийся тем, что после создания необсаженного участка основного ствола осуществляют его расширение, затем образуют в нем пробку путем заполнения твердеющим составом, после затвердения которого в пробке формируют коаксиально основному вспомогательный ствол диаметром и глубиной, достаточными для последующего бурения перфорационных каналов, которые забуривают со входами, располагаемыми в необсаженном участке по винтовой линии путем поинтервальных осевого перемещения и поворота инструментальной компоновки с отклонителем во вспомогательном стволе.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до расширения необсаженного участка основного ствола производят закачку в призабойную зону пласта изолирующего состава, например, гелеобразующего, на глубину, меньшую расстояния отхода перфорационных каналов, но превышающую диаметр расширенной части основного ствола.

3. Способ по любому из пп. 1 и 2, отличающийся тем, что вспомогательный ствол предварительно формируют диаметром, меньшим, чем достаточный для бурения перфорационных каналов, и глубиной, обеспечивающими отложение шлама при последующих бурении перфорационных каналов и окончательном формировании вспомогательного ствола путем его расширения отклонителем без промывки буровой жидкостью.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5