Способ строительства многозабойной скважины


 


Владельцы патента RU 2518585:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины. Сначала бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью. Пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм. Затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора. Осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно. При этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола. Обеспечивается снижение кольматации стволов скважины и увеличение ее производительности. 1 пр.

 

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

Известен способ проведения и крепления многозабойной скважины (патент РФ №2074944, опубл. 10.03.1997 г.), заключающийся в бурении основного ствола до последнего по глубине разветвления, креплении основного ствола трубами, бурении дополнительных стволов с последующим их креплением хвостовиками из основного ствола.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины, который включает бурение основного ствола до последнего по глубине разветвления, крепление его трубами, бурение дополнительных стволов с последующим их креплением хвостовиками из основного ствола. Основной ствол сначала бурят до кровли верхнего продуктивного пласта с набором зенитного угла и крепят его, потом углубляют его до размещения в толще наиболее продуктивного пласта с креплением экспандируемыми трубами с размещенными на них при необходимости пакерами, отсекающими продуктивные пласты друг от друга, и производят его освоение. Затем из основного ствола проводят последовательное бурение, крепление и освоение дополнительных стволов от забоя к кровле верхнего продуктивного пласта с размещением забоев дополнительных стволов в различных продуктивных пластах. Ранее пробуренные и освоенные стволы изолируют от следующего дополнительного ствола в процессе его бурения, крепления и освоения. Обеспечивает повышение добычных возможностей скважины, снижение временных, трудовых и материальных затрат на проведение, крепление и освоение многозабойной скважины (Патент РФ №2386006, опубл. 10.04.2010 - прототип).

Недостатком известных способов является высокая кольматация продуктивных стволов скважины и, как следствие, малая продуктивность скважины.

В предложенном изобретении решается задача снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличение ее продуктивности.

Задача решается тем, что в способе строительства многозабойной скважины, включающем бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины, согласно изобретению вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.

Сущность изобретения

При бурении второго ствола многозабойной скважины происходит кольматация первого уже пробуренного ствола. При этом при бурении первым ствола скважины в наиболее продуктивный пласт в последующем при бурении стволов скважины в менее продуктивные пласты происходит кольматация первого наиболее продуктивного пласта и наибольшее снижение дебита всей скважины. Чем более продуктивный пласт, тем в большей степени происходит его кольматация при бурении последующих пластов. При этом от кольматации наиболее продуктивного ствола не спасает ни последовательное освоение пластов, на отсекание пластов друг от друга, на прочие мероприятия, направленные на исключение кольматации. В предложенном изобретении решается задача снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличение ее продуктивности. Задача решается следующим образом.

При строительстве многозабойной скважины вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.

Освоение скважины наиболее рационально проводить с помощью свабирования по колонне насосно-компрессорных труб с установкой пакера в районе башмака эксплуатационной колонны на вертикальном участке скважины и последующей соляно-кислотной обработкой стволов.

В качестве жидкости на углеводородной основе используют жидкости, в которых в качестве основы используют углеводородную жидкость, например, нефть, керосин, дизтопливо и т.п. Жидкость на углеводородной основе может содержать загустители, наполнители, поверхностно-активные вещества, пеногасители, бактерициды и пр. Такая жидкость практически не кольматирует околоскважинную зону, а при эксплуатации скважины растворяется в нефти и выносится из скважины.

Применение в первом стволе жидкости на углеводородной основе с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола, способствует обеспечению минимального проникновения бурового раствора в пробуренный ствол скважины при бурении второго ствола и минимальной кольматации породы в околоскважинной зоне первого ствола.

Этот же эффект минимизации кольматации околоскважинной зоны пробуренного пласта обеспечивается при применении жидкости на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм.

В результате минимальной кольматации дебит скважины увеличивается.

Пример конкретного выполнения

Строят многозабойную нефтедобывающую скважину. Продуктивность нижнего пласта 4,05 т/сут*МПа, продуктивность верхнего пласта 2,00 т/сут*МПа.

Пласты расположены на глубинах, верхний - 1138 м и нижний - 1162 м. Вначале бурят первый ствол длиной 150 м в верхнем пласте с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, соответствующей ТУ 2413-003-52412574-01 и представляющей собой 40%-ный раствор сложных зфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот в дизельном топливе с добавками кремнийорганического стабилизатора, 2% оксида алкилдиметиламина и неионогенного поверхностно-активного вещества. По внешнему виду представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета, имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°C.

Свойства применяемой углеводородной жидкости: плотность 1,14 г/см3, условная вязкость 30-50 сек, показатель фильтрации (водоотдача) ≤6 мл/30 мин по ВМ-6, толщина фильтрационной корки ≤0,5 мм, содержание песка ≤1% об., СНС 1\10 (статическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 7\10,5 дПа, ДНС 1\10 (динамическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 36 дПа, электрическое сопротивление ≥0,8 Ом*м, пластическая вязкость 5-19 мПа*с.

Бурят второй ствол длиной 200 м в нижнем пласте с большей продуктивностью с использованием в качестве промывочной жидкости (бурового раствора) биополимер-карбонатного безглинистого раствора с плотностью, изменяющейся в процессе бурения от 1 до 1,08 г/см3. Пробуренные стволы не обсаживают. Обсаживают вертикальный ствол скважины. В вертикальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером в районе башмака эксплуатационной колонны. Осваивают оба пласта одновременно с помощью свабирования и с последующей соляно-кислотной обработкой стволов.

В результате продуктивность скважины составляет 5,65 т/сут*МПа. Продуктивность скважины по прототипу составляет 4,76 т/сут*МПа.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличения продуктивности.

Способ строительства многозабойной скважины, включающий бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины, отличающийся тем, что вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.



 

Похожие патенты:

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием за счет равномерного распространения зоны прогрева пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов.

Изобретение относится к разработке месторождений преимущественно с низким пластовым давлением и высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения и эффективности его эксплуатации за счет увеличения охвата пласта воздействием и притока из него в скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу строительства и эксплуатации многоствольных скважин. Включает бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине. Установка содержит пакер, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб, два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины.

Изобретение относится к оборудованию для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину. Способ включает размещение в скважине насосной установки, содержащей колонну труб, колонну штанг, два пакера, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, запуск скважины в нужном режиме и ее эксплуатацию.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка содержит колонну НКТ, размещенную в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, электрический погружной кабель, проходящий через пакер, и регулирующее запорно-перепускное устройство, последнее выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в пакере и ограниченном с торцов муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины к приему насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса, измерение давления по глубине приемного патрубка, остановку электроцентробежного насоса и определение дебита верхнего пласта и нижнего пласта, определение пластовых давлений по кривым восстановления давления.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу.

Изобретение относится к добыче нефти. Установка содержит размещенные в обсадной трубе скважины колонну НКТ, электроприводной насос, силовой кабель и устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящее из блоков регулирования и учета дебита пласта, включающих регулировочные клапаны (РК) и контрольно-измерительные приборы (КИП).

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разобщения и управления потоками флюида или закачки рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов.

Группа изобретений относится к выполнению операций во множестве скважин через один основной ствол с операциями одновременного бурения и заканчивания одним станком. Обеспечивает повышение эффективности подготовки и эксплуатации множества скважин. Сущность изобретения: система для эксплуатации множества скважин с кольцевым пространством, имеющим возможность сообщения по текучей среде через один основной ствол, содержит, по меньшей мере, одну обсадную трубу, по меньшей мере, одну камеру, образующую кольцевой проход, который имеет возможность сообщения по текучей среде со множеством скважин, и первый канал, имеющий возможность сообщения с, по меньшей мере, одной обсадной трубой и множеством дополнительных каналов. Каждый из этих каналов имеет возможность сообщения с выбранной скважиной из множества скважин. Система содержит инструмент выбора ствола, имеющий необходимый размер для введения через первый канал и имеющий возможность совмещения с, по меньшей мере, одним дополнительным каналом из множества дополнительных каналов и содержащий верхнее отверстие, имеющее возможность совмещения с первым каналом, и, по меньшей мере, одно нижнее отверстие, имеющее возможность поворотного совмещения со множеством дополнительных каналов. Каждое нижнее отверстие выполнено с возможностью избирательного совмещения с одним из множества дополнительных каналов. При этом инструмент выбора ствола предотвращает сообщение с, по меньшей мере, одним из дополнительных каналов. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 97 ил.
Наверх