Способ строительства нефтедобывающей скважины


 


Владельцы патента RU 2524089:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну. Обеспечивается предотвращение прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

 

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

Известен способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины. Для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход промывочной жидкости выбирают на 20-30% меньше критического расхода, при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей (патент РФ №2256762, опубл. 20.07.2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины, включающий бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду, разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами, поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом, через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор, при вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м, продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве, поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки (Патент РФ №2439274, опубл. 10.01.2012 - прототип).

Недостатком известных способов является прихват бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород.

В предложенном изобретении решается задача предотвращения прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород.

Задача решается тем, что в способе строительства нефтедобывающей скважины, включающем бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы, с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт, согласно изобретению, при вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3 и расхаживанием бурильной компоновки на длину ведущей трубы, при обсаживании ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку для затвердевания цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами, по результатам каротажа принимают решение о целесообразности цементирования хвостовика.

Сущность изобретения

При строительстве горизонтальной нефтедобывающей скважины, проходящей через неустойчивые глинистые породы, возникают сложности с проведением ствола скважины. Существующие способы строительства скважины не всегда обеспечивают бурение без осложнений, вызванных прихватом бурового инструмента. В предложенном изобретении решается задача предотвращения прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. Задача решается следующим образом.

При строительстве нефтедобывающей скважины выполняют включающем бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства. Далее бурят вертикальную часть скважины в продуктивном пласте или проводят бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны. Бурение ствола скважины производят с применением бурильной компоновки с навигационной системой из телесистемы и наддолотного модуля.

При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3. Такие режимы приводят к тому, что буровой раствор успевает вынести шлам и осыпающиеся частицы породы с забоя и обеспечивают очистку бурового инструмента и отсутствие его прихвата.

После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном. Процесс закачки бурового раствора, обработанного фиброволокном, производится следующим образом: набирают в технологическую емкость буровой раствор в объеме 6-15 м3 с последующим вводом в него фиброволокна из расчета 1-2 кг на 1 м3 бурового раствора, далее производится закачка приготовленной смеси бурового раствора и фиброволокна в бурильный инструмент с последующим вымыванием его на дневную поверхность, при этом производится постоянное вращение бурильного инструмента ротором с частотой 20-80 об/мин и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы (длина ведущей трубы 16 м).

Фиброволокно представляет собой синтетические волокна белого цвета, материал - синтетический гомополимер, форма - мононитное волокно, удельный вес - 1,0 в обработанном виде, длина - 5-13 мм, цвет - белый, химическая стойкость - инертный, абсорбция - ноль, точка размягчения - 157°C.

Для ускорения обсаживания неустойчивых пород девонских отложений и недопущения аварии производят секционный спуск эксплуатационной колонны. Первую секцию эксплуатационной колонны длиной от 400 до 1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции. Стыковку секций производят при помощи стыковочного патрубка с резиновыми уплотнителями. Цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента и опрессовывают эксплуатационную колонну.

Далее ведут бурение вертикального или горизонтального участка скважины. Выход на горизонтальный участок осуществляют через «башмак» эксплуатационной колонны или с помощью клина отклонителя с вырезанием окна в необходимом интервале эксплуатационной колонны. Бурение горизонтального участка ведут аналогичной компоновкой, как и под эксплуатационную колонну, но меньшим диаметром.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами, по результатам каротажа принимают решение о целесообразности цементирования хвостовика.

В результате удается пройти неустойчивые породы без прихвата бурового инструмента.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют строительство нефтедобывающей скважины глубиной 2146 м. Бурят направление, кондуктор и основной ствол скважины. Бурение ствола скважины производят с применением бурильной компоновки с телесистемой и наддолотным модулем. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами на абсолютных отметках от -1400 м до -1450 м механическую скорость бурения поддерживают в интервале от 2 до 6 м/час. Бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости в пределах от 30 до 40 л/с с применением бурового раствора плотностью 1,3 г/см3. После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора в пределах от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном в количестве 1 кг на 1 м3 раствора, в объеме 6 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы. Выполняют обсаживание ствола скважины. Для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 700 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции. Проводят технологическую выдержку на затвердение цемента в течение 24 час. Производят спуск второй секции эксплуатационной колонны до устья скважины, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента в течение 24 час, опрессовывают эксплуатационную колонну на давление 10,0 МПа.

Далее ведут бурение горизонтального участка скважины длиной 150 м. Бурение горизонтального участка ведут аналогичной компоновкой, как и под эксплуатационную колонну, но меньшим диаметром.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6 м3, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами с цементированием затрубья хвостовика.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Бурение ведут с применением буровых растворов плотностью 1,12 г/см3. Первую секцию эксплуатационной колонны используют длиной 400 м.

После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора в пределах от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном в количестве 1,5 кг на 1 м3 раствора, в объеме 10 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы. Выполняют обсаживание ствола скважины.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 10 м3, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами без цементирования затрубья хвостовика.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Бурение ведут с применением буровых растворов плотностью 1,4 г/см3. Первую секцию эксплуатационной колонны используют длиной 1000 м.

После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора в пределах от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном в количестве 2 кг на 1 м3 раствора, в объеме 15 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы. Выполняют обсаживание ствола скважины.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 15 м3, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами без цементирования затрубья хвостовика.

При бурении скважин по примерам 1-3 не наблюдается явлений прихвата бурового инструмента.

Применение предложенного способа позволит решить задачу предотвращения прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород.

1. Способ строительства нефтедобывающей скважины, включающий бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт, отличающийся тем, что при вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами, по результатам каротажа принимают решение о целесообразности цементирования хвостовика.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к установке для бурения по породе и способу ее движения вниз по склону. Установка содержит передвижную ходовую часть, не содержащее двигатель внутреннего сгорания приводное оборудование.

Группа изобретений относится к способу позиционирования установки бурения по породе и к самой установке. Способ заключается в том, что осуществляют перемещение установки бурения по породе с помощью приводного оборудования без двигателя внутреннего сгорания, создают необходимый крутящий момент приводным электродвигателем, передают вращательное движение приводного электродвигателя по механическому передаточному соединению с противоскольжением к ведущему колесу, позиционируют установку бурения по породе на месте бурения в случае неровной или наклонной поверхности движения, используют электродвигатель для перемещения и остановки установки во время позиционирования, поддерживают постоянным отношения между скоростью вращения приводного электродвигателя и скоростью вращения ведущего колеса во время движения установки при позиционировании независимо от изменений нагрузки крутящим моментом.

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано для бурения глубоких скважин с отбором керна в ледовых массивах Арктики и Антарктики. Электромеханический буровой снаряд включает колонковый набор, кабельный замок, электроотсек, насосный узел, приводной узел, шламосборник, включающий сетчатый фильтр с центральной перфорированной трубой.

Изобретение относится к области капитального ремонта скважин и может быть использовано для бурения в шламовом осадке, очистки каверны и установки цементного моста.

Изобретение относится к опорно-центрирующим устройствам, применяемым в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) при наклонно-направленном бурении скважин. Обеспечивает повышение эффективности бурения скважин.

Группа изобретений относится к области добычи полезных ископаемых из подземных месторождений, в частности касается способа обеспечения доступа к подземному угольному пласту.

Изобретение относится к способам бурения скважин, а именно способу бурения высокопроницаемых горных пород. Техническим результатом является повышение скорости проходки при разбуривании высокопроницаемых горных пород в наклонном и горизонтальном бурении.

Изобретение может быть использовано в строительстве для улучшения физико-механических свойств грунта и повышения его несущей способности. Устройство содержит базовую машину со стрелой, шарнирно соединенный с ней рабочий орган, включающий ударный трамбующий механизм со штампом и гидроцилиндры.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При бурении эксплуатационной колонны перед разбуриванием горизонта с осыпающимися породами проверяют герметичность скважины.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть использована для эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности погружными центробежными электронасосами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин с помощью погружных электроцентробежных насосных установок и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в соединительных звеньях электрического погружного насоса. Электрическая погружная насосная система включает протектор и двигательную секцию, и уплотнители, препятствующие утечке из протектора и двигательной секции во время сборки.

Изобретение относится к компенсаторам давления, предназначенным для компенсации давления между окружающей средой вокруг подводного устройства и жидкой средой, заполняющей объем подводного устройства.

Группа изобретений относится к скважинным насосным системам, погружаемым в скважинные флюиды. Более конкретно, настоящие изобретения относятся к рециркуляции части потока, подаваемого погружным насосом скважинной насосной системы на впуск последней.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов - ЭЦН.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способу добычи нефти из обводненных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет более эффективной сепарации газа, охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтепромыслового оборудования с использованием его радиочастотной идентификации.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх