Способ заканчивания скважины


 


Владельцы патента RU 2527978:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов. Способ заканчивания скважины включает бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. Выделяют нефтенасыщенные участки. Размещают в горизонтальном стволе перфорированный хвостовик с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью. Цементируют заколонное пространство средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части. Ожидают затвердевание цемента. Снижают гидростатический уровень и получают приток пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика. При наличии слабого притока проводят работы по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием. Устанавливают заглушенный пакер. Осуществляют соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента. Осуществляют промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика. Техническим результатом является повышение дебита скважины. 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов.

Известен способ заканчивания горизонтальной скважины, в котором после вскрытия продуктивного пласта спускают в скважину обсадную колонну, оснащенную пакерами и отверстиями с магниевыми заглушками, затем цементируют надпакерную (вертикальную) часть колонны и последовательно растворяют магниевые заглушки с последующим поинтервальным пакерованием колонны (Патент РФ №2055156, опубл. 27.02.1996 г.).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны с отверстиями, оснащенной пакерами и заглушками отверстий, промывку скважины, цементирование надпакерной части колонны и последующее пакерование горизонтальной части скважины, в котором пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе, а обсадная колонна имеет запорный клапан, при этом совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек, допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами, при этом длину цементной перемычки устанавливают в соответствии со специальной формулой (Патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001 - прототип).

Известные способы не обеспечивает надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины из-за негерметичности пакеровки непроницаемыми эластичными оболочками, имеющими ограниченное расширение вследствие неопределенной формы сечения ствола, наличия желобных выработок, обвалов стенок на горизонтальном участке. Следствием этого является снижение общего дебита скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины.

Задача решается способом заканчивания скважины, включающим бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.

Сущность изобретения

При строительстве и заканчивании нефтедобывающих скважин не обеспечивается надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины. Вследствие этого не удается интенсифицировать каждый интервал продуктивного пласта отдельно, что негативно отражается на общем дебите скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины. Задача решается следующим образом.

При заканчивании скважины выполняют бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. На фиг.1 изображена предлагаемая конструкция горизонтальной скважины. На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - хвостовик, 3 - часть хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, 4 - часть хвостовика с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части, 5 - пакер, 6 - эксплуатационное глубинное оборудование; 7 - цементировочный узел; 8 - цельная часть хвостовика, ближняя к устью скважины.

Проводят выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика 2 с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части 3, с цементировочным узлом 7 и с закрытыми кислоторастворимыми, например, магниевыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части 4 и с ближней к устью скважины цельной частью 8, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика 4 через цементировочный узел 7 с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части 8, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика 3. При наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, например, проведение кислотной обработки, гидроразрыва пласта и пр. Далее проводят установку заглушенного пакера 5, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика 4 до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика, например, проведение кислотной обработки, гидроразрыва пласта и пр.

Пример конкретного выполнения

Скважину бурят на девонские отложения с необходимым набором зенитного угла (до 75-80°), обсаживают эксплуатационной колонной диаметра 168 мм на кровлю продуктивного пашийского горизонта (на подошву "верхнего известняка") и цементируют. Вскрытие продуктивной части производят бурением ствола диаметром 144 мм с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта. Горизонтальная часть по пласту составляет 400 м и перекрывается хвостовиком диаметра 114 мм. Конструкцию скважины выполняют согласно фиг.1. После проведения геофизических исследований в горизонтальной части определяются потенциальные продуктивные нефтенасыщенные участки. Сборка конструкции хвостовика осуществляется с учетом намеченных участков. В удаленную часть горизонтального ствола размещается фильтровая незацементированная колонна. Затем глухая колонна с цементировочным узлом. Следующим размещают на определенных участках фильтр с магниевыми заглушками, поинтервально разделенные сплошной колонной. Ближний конец хвостовика размещают с перекрытием 100 м в эксплуатационной колонне диаметра 168 мм.

Данная конструкция позволяет на первом этапе освоить интервал с незацементированной частью хвостовика. Определить продуктивность вскрытой части геологического разреза, провести гидроразрыв пласта.

Далее спуском «глухового» пакера производят изоляцию от опробованного интервала. Спускают разделительный пакер с проходным отверстием и пакеруют его в намеченном участке. С помощью колтюбинговой установки «Гибкая труба» производят вторичное вскрытие отсеченного участка горизонтального ствола при помощи соляно-кислотной обработки. Соляная кислота растворяет магниевые заглушки и частично разъедает цемент за хвостовиком. После вымыва соляной кислоты производят процесс опробования и гидравлический разрыв отсеченного интервала.

Данный процесс производят поэтапно в намеченных интервалах.

По результату полученной продуктивности каждого участка горизонтального ствола проектируется глубинно-насосное оборудование для производства раздельной эксплуатации запланированных участков.

Хвостовик диаметром 114 мм снабжен перфорационными отверстиями диаметром 10 мм из расчета 10 отв/м и магниевыми заглушками.

По результату опробования зон спускают глубинное оборудование с учетом организации раздельной эксплуатации горизонтального ствола.

Согласно предлагаемой технологии скважина завершена строительством с подобной конструкцией и суточный дебит нефти составил в ней 17,7 т/сут. С того же куста бурения была завершена строительством вторая скважина с конструкцией в горизонтальном стволе с незацементированной фильтровой частью в продуктивном разрезе и суточный дебит нефти составляет 8,5 т/сут. Т.о. предлагаемая конструкция позволяет получить интенсификацию прироста добычи нефти в 2 раза.

Применение предложенного способа позволит повысить дебит скважины.

Способ заканчивания скважины, включающий бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо.

Изобретение относится к устройствам для цементирования потайных обсадных колонн - хвостовиков обсадных колонн. Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны включает корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения и, в частности, к креплению нефтяных и/или газовых скважин хвостовиками обсадных колонн.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к устройствам для воздействия вибрацией на тампонажный раствор с целью обеспечения его оптимального размещения в заколонном пространстве при креплении скважин.

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов и может быть использовано при цементировании газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение работ в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам установки хвостовика в нужном положении и его цементирования. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Обеспечивает увеличение производительной части скважины, зоны ее питания и увеличение дебита скважины. Сущность изобретения: способ строительства горизонтальной скважины включает проходку вертикального участка, участка искривления и горизонтального ствола, спуск обсадной колонны в скважину и цементирование. Согласно изобретению проходку вертикального участка выполняют с входом в продуктивный пласт. В скважину спускают эксплуатационную колонну с фильтровой нижней частью с длиной, не меньшей глубины входа в продуктивный пласт. Выше фильтровой части колонны устанавливают пакер. Выше пакера устанавливают циркуляционный клапан и цементируют заколонное пространство через циркуляционный клапан. После цементирования разбуривают пакер и продолжают бурение с входом в нижележащий пласт, подъемом в продуктивный пласт и бурением по продуктивному пласту. 1 пр., 1 ил.

Способ может быть использован в области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов. В процессе бурения в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом создают расширенную кольцевую камеру, которая сообщается с внутриколонным пространством через отверстия специальной муфты обсадной колонны. Камеру и внутриколонное пространство заполняют гидрозатворной жидкостью, которая создает постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа. Техническим результатом является повышение эффективности и качества строительства газовых скважин, а также безопасность их эксплуатации за счет создания надежного, более качественного и постоянно действующего гидрозатвора, предотвращающего миграцию газа через заколонное пространство. 4 ил.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления тампонажного раствора в промысловых условиях с использованием активаторов цементного раствора гидроструйно-механического действия типа «струя в струю». Способ приготовления тампонажного раствора с использованием цементосмесительной машины, цементировочного агрегата (ЦА) и осреднительной емкости включает смешивание цемента в жидкости затворения. Перекачивают полученный раствор насосом цементировочного агрегата по высоконапорной нагнетательной гидролинии в осреднительную емкость. Нагнетают полученный тампонажный раствор в скважину по высоконапорной нагнетательной гидролинии с помощью другого цементировочного агрегата. При этом в одну из высоконапорных нагнетательных гидролиний подключают активатор цементного раствора гидромеханического действия типа «струя в струю». Струи, истекающие из двух боковых конусоидальных гидромониторных насадок, направлены навстречу друг другу и образуют при встрече гидравлический экран. Центральная струя, истекающая из конусоидальной насадки, снабженной вставкой, направлена перпендикулярно к гидравлическому экрану. При этом упомянутый активатор цементного раствора гидромеханического действия подключают в высоконапорную нагнетательную гидролинию для перекачивания цементного раствора в осреднительную емкость. Причем вставку центральной насадки активатора цементного раствора гидромеханического действия выбирают с возможностью формирования центростремительного потока. К присоединительным резьбам втулки и меньшей ступени корпуса привинчены переходники, снабженные элементами быстросъемного соединения. Техническим результатом является повышение прочности цементного камня, сокращение сроков схватывания цемента. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. Устройство включает полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним. Верхнее радиальное отверстие перекрыто срезным штифтом. Нижнее радиальное отверстие перекрыто кольцевой подпружиненной втулкой с внутренней кольцевой проточкой. Снаружи корпуса помещен кожух, образующий с ним кольцевую камеру. Устройство содержит переключатель положений с профилированным пазом, в котором помещена часть полого срезного штифта снаружи корпуса. В нижней части устройства, ниже профилированного паза корпуса, помещен пакер. Кольцевая втулка и переключатель положений устройства соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере с возможностью перемещения, при гидравлическом сообщении полости корпуса с профилированным пазом, по коду переключателя. Один из этих кодов содержит такое положение устройства, при котором полость корпуса гидравлически сообщена с полостью пакера через нижние отверстия корпуса, внутреннюю кольцевую проточку кольцевой втулки и наружный продольный паз корпуса. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы устройства и расширение области применения. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины. При ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. При цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе. В составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего продуктивного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, где размещают пакер. При проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну. Затем производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта, освоение скважины. Высоту цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом определяют из соотношения: , где Ргрп - давление гидроразрыва пласта, МПа; Рнп - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа; L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м; 2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м. Обеспечивается исключение перетоков по трещине гидроразрыва, смятия эксплуатационной колонны выше места установки пакера и снижение обводненности добываемой продукции. 1 ил, 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины с горизонтальным окончанием. Обеспечивает ликвидацию аварийности при спуске хвостовика в условиях осыпания пород в скважине. Перед спуском хвостовика проводят заполнение горизонтального окончания глинистым раствором повышенной вязкости. Хвостовик снабжают центраторами в наиболее плотных частях интервалов зон осыпания и спускают на бурильных трубах с колонным разъединителем до интервала в начале горизонтального окончания с малой скоростью, не оставляя колонну без движения. При спуске хвостовика периодически выполняют выравнивание бурового раствора. По окончании спуска проводят технологическую выдержку до прихватывания хвостовика, контролируют прихватывание хвостовика, промывают хвостовик и заколонное пространство, отворачивают бурильные трубы от хвостовика, наворачивают цементировочную головку, прокачивают по хвостовику цементный раствор в заколонное пространство и проводят цементирование заколонного пространства хвостовика. После подъема бурильных труб проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, разбуривают остатки цемента в хвостовике и элементы оснастки хвостовика, промывают и осваивают скважину. 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва. Облегченный тампонажный материал содержит цемент ПЦТ-I-100, облегчающую добавку - вспученный вермикулит, техническую соль, химический реагент Крепь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент ПЦТ-I-100 - 84,75; вермикулит - 9,42; Крепь - 1,13; NaCl - 4,7. Технический результат - предотвращение гидроразрыва в процессе цементирования скважин за счет улучшения параметров тампонажного цемента, повышение прочности цементного камня при низких и умеренных температурах на ранней стадии твердения при одновременном снижении плотности тампонажного раствора. При затворении тампонажного раствора - вспученный вермикулит, техническая соль. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации скважины. Обеспечивает цементирование кондуктора ликвидируемой скважины с сохранением целостности эксплуатационной колонны. Способ цементирования кондуктора включает создание отверстий в кондукторе выше его башмака и нагнетание цементного раствора через отверстия. На устье скважины герметизируют пространство между кондуктором и эксплуатационной колонной. Отверстия в кондукторе создают одновременной перфорацией эксплуатационной колонны и кондуктора через эксплуатационную колонну. Затем разобщают эксплуатационную колонну в интервале ниже подошвы кондуктора, по эксплуатационной колонне через перфорационные отверстия и заколонное пространство кондуктора прокачивают цементный раствор и разбуривают место разобщения эксплуатационной колонны. В период тепловыделения при твердении цементного раствора, закаченного в заколонное пространство кондуктора, проводят термометрию по эксплуатационной колонне, анализируют термограмму, интервалы с увеличенными значениями температуры отмечают как зацементированные. 1 пр.

Изобретение относится к области тампонирования (цементирования) скважин различного назначения, в частности тампонирования нефтяных и газовых скважин. Устройство содержит несущий элемент, втулку, жестко связанную с несущим элементом и размещенную под ним, первый эластичный запорный элемент, размещенный во втулке, цементировочную головку, расположенную на устье скважины на первой обсадной трубе, и второй эластичный запорный элемент, размещенный в цементировочной головке. Несущий элемент выполнен в виде «стоп-кольца» с осевым сквозным каналом. В нижней части несущего элемента выполнено нижнее посадочное седло, в верхней части - верхнее посадочное седло. Втулка выполнена с радиальными отверстиями. Первый эластичный запорный элемент выполнен с возможностью регулирования потока тампонажного раствора во время тампонирования обсадной колонны и предотвращения обратного перетока этого раствора в обсадную колонну после окончания тампонирования обсадной колонны. Цементировочная головка выполнена с осевым сквозным каналом и имеет стопорное устройство. Второй эластичный запорный элемент имеет плотность меньше плотности тампонажного раствора и выполнен с возможностью перемещения из цементировочной головки по всей обсадной колонне на верхнее посадочное седло несущего элемента и фиксации момента «стоп». Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы, обеспечение герметичности устройства, недопущение оставления цементного стакана в обсадной колонне и оголения башмака, уменьшение трудозатрат, экономия материальных средств. 17 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх