Способ строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Обеспечивает повышение продуктивности скважины. Сущность изобретения: бурят скважину до проектной глубины. Спускают эксплуатационную колонну со стеклопластиковым хвостовиком. Цементируют скважину. Согласно изобретению используют заглушенный снизу стеклопластиковый хвостовик со стенкой, утонченной на 10-50% от толщины стенки эксплуатационной колонны. Над стеклопластиковым хвостовиком размещают пакер и выше пакера муфту с отверстиями. Эксплуатационную колонну размещают в скважине с установкой муфты напротив верхней отметки продуктивного пласта. Устанавливают пакер. Цементирование скважины выполняют прокачкой цементного раствора по эксплуатационной колонне и через отверстия в муфте и затрубное пространство до устья скважины. Проводят выдержку для затвердения цемента. Разбуривают стеклопластиковый хвостовик и осваивают скважину.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины.

Известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. После вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят, установив напротив продуктивного пласта разобщитель, спускаемый в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины, продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины. Последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив продуктивного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например, из стеклопластикового. Разработку таких скважин с несколькими продуктивными пластами ведут по традиционной системе, начиная с нижнего пласта. После выработки нижних продуктивных пластов приступают к эксплуатации верхнего продуктивного пласта, после предварительного отключения нижних пластов установкой цементных мостов и разбуривания стеклопластиковых труб (Патент РФ N2161239, опубл. 2000.12.27).

Известный способ предусматривает бурение скважины долотом меньшего диаметра, что приводит к снижению продуктивности скважины. Кроме того, наличие хвостовика из стеклопластика не исключает контактирования цементного раствора с продуктивным пластом и кольматации призабойной зоны цементом.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, дальнейшее бурение долотом меньшего диаметра, спуск колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком из стеклопластика, разобщение пластов и тампонирование обводненных интервалов скважины. Низ хвостовика из стеклопластика устанавливают на 2-3 м ниже нефтенасыщенного пласта, ствол скважины выше хвостовика из стеклопластика заполняют нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород, внутрь колонны насосно-компрессорных труб и хвостовика из стеклопластика спускают до забоя скважины гибкую металлическую трубу с порцией тампонирующего материала, необходимого для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2-3 м ниже хвостовика из стеклопластика, тампонирование обводненных интервалов проводят выдавливанием порции тампонирующего материала из гибкой металлической трубы, после чего гибкую металлическую трубу поднимают из скважины с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды, а на колонне штанг опускают насос в колонну насосно-компрессорных труб. Хвостовик из стеклопластика необходим для того, чтобы в случае осыпания стенок скважины или выноса песка не произошло прихвата, как это случается с металлической колонной насосно-компрессорных труб. В случае прихвата стеклопластиковые трубы разрушаются. При попытке их извлечения происходит срыв резьбы. В результате основная часть металлической колонны насосно-компрессорных труб освобождается и извлекается из скважины (Патент РФ N2235854, опубл. 2004.09.10 - прототип).

Известный способ также предусматривает бурение скважины долотом меньшего диаметра, что приводит к снижению продуктивности скважины.

В изобретении решается задача повышения продуктивности скважины.

Задача решается тем, что в способе строительства скважины, включающем бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны со стеклопластиковым хвостовиком и цементирование скважины, согласно изобретению, используют заглушенный снизу стеклопластиковый хвостовик с утонченными стенками, над стекпопластиковым хвостовиком размещают пакер и выше пакера муфту с отверстиями, эксплуатационную колонну размещают в скважине с установкой муфты напротив верхней отметки продуктивного пласта, устанавливают пакер, цементирование скважины выполняют прокачкой цементного раствора по эксплуатационной колонне и через отверстия в муфте и затрубное пространство до устья скважины, проводят выдержку для затвердения цемента, разбуривают стеклопластиковый хвостовик и осваивают скважину.

Признаками изобретения являются:

1) бурение скважины до проектной глубины;

2) спуск эксплуатационной колонны со стекпопластиковым хвостовиком;

3) цементирование скважины;

4) использование заглушенного снизу стеклопластикового хвостовика;

5) размещение над стеклопластиковым хвостовиком пакера;

6) размещение выше пакера муфты с отверстиями;

7) размещение эксплуатационной колонны в скважине с установкой муфты напротив верхней отметки продуктивного пласта;

8) установка пакера;

9) цементирование скважины прокачкой цементного раствора по эксплуатационной колонне и через отверстия в муфте и затрубное пространство до устья скважины;

10) проведение выдержки для затвердения цемента;

11) разбуривание стеклопластикового хвостовика;

12) осваивание скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При строительстве скважины стремятся сохранить наибольшую проницаемость призабойной зоны. Существующие способы обеспечивают проницаемость пласта, но снижают диаметр скважины, что приводит к снижению продуктивности скважины. В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважины. Задача решается следующим образом.

При строительстве скважины ведут бурение до проектной глубины. Как правило, бурение ведут до водонефтяного контакта. При отсутствии подстилающей воды бурение ведут на всю глубину продуктивного пласта. В скважину спускают эксплуатационную колонну с пакером на конце и муфтой с отверстиями, к которой присоединен стеклопластиковый хвостовик, заглушенный снизу. Для облегчения последующего разбуривания стеклопластика используют стекпопластиковый хвостовик с утонченными стенками. В месте соединения с муфтой стеклопластиковый хвостовик имеет ту же толщину стенки, что и эксплуатационная колонна. Ниже стекпопластиковый хвостовик имеет уменьшенную толщину стенки на величину порядка 10-50%. Эксплуатационную колонну размещают в скважине с установкой муфты напротив верхней отметки продуктивного пласта. Устанавливают пакер. Цементируют затрубное пространство скважины прокачкой цементного раствора по эксплуатационной колонне и через отверстия в муфте и затрубное пространство до устья скважины. Проводят выдержку для затвердения цемента. Разбуривают стеклопластиковый хвостовик и осваивают скважину.

При таком способе пространство ниже пакера, т.е. весь продуктивный пласт, оказывается не подверженным влиянию цементного раствора. В то же время диаметр скважины остается проектным, что определяет продуктивность скважины.

Пример конкретного выполнения

Строят нефтедобывающую скважину. Бурят скважину диаметром 215 мм до низа продуктивного пласта на глубине 1700 м. Постилающая вода отсутствует. В скважину спускают металлическую эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с пакером на конце и муфтой с отверстиями. К муфте присоединен стеклопластиковый хвостовик, заглушенный снизу. В месте крепления к муфте стеклопластиковый хвостовик имеет толщину стенки как и эксплуатационная колонна. Ниже он имеет толщину стенки на 3 мм меньше, чем металлическая эксплуатационная колонна. Уменьшение толщины получено токарной обработкой стеклопластикового хвостовика. Эксплуатационную колонну размещают в скважине с установкой муфты напротив верхней отметки продуктивного пласта на глубине 1695 м. Устанавливают пакер. Цементируют затрубное пространство скважины прокачкой цементного раствора по обсадной колонне и через отверстия в муфте и затрубное пространство до устья скважины. Проводят выдержку в течение 24 ч для затвердения цемента. Разбуривают стеклопластиковый хвостовик и осваивают скважину.

В результате дебит скважины оказывается на 25% выше, чем в соседних скважинах, вскрывших тот же продуктивный пласт по технологии прототипа.

Применение предложенного способа позволит повысить продуктивность скважины.

Способ строительства скважины, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны со стеклопластиковым хвостовиком и цементирование скважины, отличающийся тем, что используют заглушенный снизу стеклопластиковый хвостовик со стенкой, утонченной на 10-50% от толщины стенки эксплуатационной колонны, над стеклопластиковым хвостовиком размещают пакер и выше пакера муфту с отверстиями, эксплуатационную колонну размещают в скважине с установкой муфты напротив верхней отметки продуктивного пласта, устанавливают пакер, цементирование скважины выполняют прокачкой цементного раствора по эксплуатационной колонне и через отверстия в муфте и затрубное пространство до устья скважины, проводят выдержку для затвердения цемента, разбуривают стеклопластиковый хвостовик и осваивают скважину.