Способ строительства горизонтальной скважины

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.

Известен 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).

Недостатком известного способа является невысокий дебит после освоения скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины, в котором ведут 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 и бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны. Проводят спуск хвостовика длиной от забоя до глубины выше неустойчивых глинистых пород не менее 50 м, цементирование пространства за хвостовиком, перфорацию горизонтального ствола и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе с размещением компоновки гидроразрыва в эксплуатационной колонне и установкой пакера гидроразрыва и башмака колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационной колонне над хвостовиком (патент РФ №2520033, опубл. 20.06.2014 - прототип).

При реализации способа обеспечивается повышение дебита скважины. Однако при проведении гидроразрыва нередко возникает сообщение трещины разрыва и внутреннего пространства скважины через неустойчивые глинистые породы, что приводит к перетокам пластовых жидкостей, обводнению добываемой нефти, к возможному смятию эксплуатационной колонны выше установки пакера.

В предложенном изобретении решается задача исключения перетоков по трещине гидроразрыва, смятие эксплуатационной колонны выше места установки пакера при ГРП и снижение обводненности добываемой продукции.

Задача решается тем, что в способе строительства горизонтальной скважины, включающем бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые 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 (хвостовика) 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 гидроразрыва и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе, согласно изобретению в составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего продуктивного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, пакер размещают и устанавливают в интервале обсадных труб повышенной толщины, при проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну, после проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта, освоение скважины, при этом 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.

Сущность изобретения

При строительстве и освоении горизонтальной скважины, проходящей через два продуктивных пласта, разделенных неустойчивыми глинистыми породами, при проведении гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте возникает опасность смятия обсадной колонны в интервале над пакером. Давление разрыва передается от нижнего пласта по неустойчивым глинистым породам вдоль скважины по заколонному пространству, достигает интервала выше пакера, где давление в обсадной колонне незначительное, вызывает смятие обсадной колонны и разрушение цементного кольца за обсадной колонной. В этих условиях извлечь пакер из скважины не представляется возможным, а сама скважина подлежит ремонту или списанию. В предложенном изобретении решается задача исключения смятия обсадной колонны и разрушения цементного кольца за обсадной колонной. Задача решается с помощью компоновки скважины, представленной на фиг. 1.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - устойчивые карбонатные породы, 2 - неустойчивые глинистые породы, 3 - верхний нефтяной пласт, 4 - известняк репер, 5 - аргиллиты, 6 - нижний нефтяной пласт, 7 - верхняя обсадная колонна из труб стандартной толщины, 8 - верхняя обсадная колонна из обсадных труб повышенной толщины, 9 - нижняя обсадная колонна, 10 - цемент, 11 - горизонтальный ствол, 12 - надпакерная зона, 13 - пакер, 14 - подпакерная зона, 15 - колонна насосно-компрессорных труб, 16 - верх нижней обсадной колонны.

Как правило, обсадную колонну формируют из обсадных труб с толщиной стенки 7-8 мм. Такой толщины бывает достаточно для того, чтобы обсадная колонна выдерживала все нагрузки при строительстве и эксплуатации скважины. Применение обсадных труб с повышенной толщиной стенки 10-12 мм нерационально с экономической точки зрения, поэтому такие трубы не используют. В предложенном варианте строительства скважины обсадную колонну 7 из обсадных труб стандартной толщины 7-8 мм выполняют длиной от устья скважины до устойчивых карбонатных пород 1. Далее формируют обсадную колонну 8, проходящую через неустойчивые глинистые породы 2, верхний нефтяной пласт 3 и известняки 4 и состоящую из обсадных труб с повышенной толщиной стенки 10-12 мм.

При строительстве горизонтальной скважины бурят наклонно-направленный ствол через горные породы 1, 3, 4, 5, 6, в том числе через неустойчивые глинистые породы 2. Спускают верхнюю обсадную колонну 7 и 8. Цементируют заколонное пространство за верхней обсадной колонной 7 и 8. Из верхней обсадной колонны 7 и 8 бурят горизонтальный ствол 11 в нижний нефтяной пласт 6, спускают нижнюю обсадную колонну 9 с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны 8. Заколонное пространство цементируют с заполнением цементом пространства между обсадными колоннами 8 и 9.

Высоту частичного размещения нижней обсадной колонны 9 в верхней обсадной колонне 8 формируют не выше подошвы верхнего нефтяного пласта 3. Высоту цементного кольца в заколонном пространстве между верхом пакера 13 и нижним нефтяным пластом 6 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.

Перфорируют нижнюю обсадную колонну 9 в интервале горизонтального ствола 11, размещенного в нижнем нефтяном пласте 6. Спускают в верхнюю обсадную колонну 7 и 8 колонну насосно-компрессорных труб 15 с пакером 13. Устанавливают пакер 13 в интервале обсадных труб повышенной толщины 8. Создают давление в надпакерной зоне 12, допустимое на верхнюю обсадную колонну 7 и 8, и давление гидроразрыва в колонне насосно-компрессорных труб 15 и в подпакерной зоне 14. Проводят гидроразрыв нижнего нефтяного пласта 6. После проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления в надпакерной 12 и подпакерной 14 зоне. Перфорируют верхнюю обсадную колонну 8 в интервале верхнего нефтяного пласта 3. Осваивают скважину.

Испытания показали отсутствие смятия обсадной колонны 8, отсутствие перетоков по трещине гидроразрыва, роста обводненности добываемой продукции.

Пример конкретного выполнения

Выполняют строительство горизонтальной скважины. При строительстве горизонтальной скважины бурят наклонно-направленный ствол через карбонатные 1, неустойчивые глинистые породы 2 и входят в верхний нефтяной пласт 3. Спускают верхнюю обсадную колонну 7 диаметром 168 мм и толщиной стенки 8 мм и верхнюю обсадную колонну 8 диаметром 168 мм и толщиной стенки 10 мм. Колонны стыкуют муфтой. В составе верхней обсадной колонны 8 в интервале верхнего нефтяного пласта 3 используют обсадные трубы повышенной толщины 10 мм. Цементируют заколонное пространство за верхней обсадной колонной 7 и 8. Из верхней обсадной колонны 7 и 8 бурят горизонтальный ствол 11 в нижний нефтяной пласт 6, спускают нижнюю обсадную колонну 9 диаметром 114 мм с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны 8.

Нижняя обсадная колонна 9 размещена в верхней обсадной колонне 8 до подошвы верхнего нефтяного пласта 3.

Высоту цементного кольца между верхом пакера 13 и нижним пластом 6 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.

Цементируют заколонное пространство за нижней обсадной колонной 9 с заполнением цементом межколонного пространства между нижней 9 и верхней 8 обсадными колоннами. Перфорируют нижнюю обсадную колонну 9 в интервале горизонтального ствола 11, размещенного в нижнем нефтяном пласте 6. Спускают в верхнюю обсадную колонну 7 и 8 трехдюймовую колонну насосно-компрессорных труб 15 с пакером 13. Устанавливают пакер 13 в интервале обсадных труб повышенной толщины 8. Проводят гидроразрыв нижнего нефтяного пласта 6, при этом создают давление над пакером 13, равное 15 МПа, допустимое на верхнюю обсадную колонну 7 и 8, и давление гидроразрыва 45 МПа в колонне насосно-компрессорных труб 15 и под пакером 13. После проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления в надпакерной 12 и подпакерной 14 зоне. Перфорируют верхнюю обсадную колонну 8 в интервале верхнего нефтяного пласта 3. Осваивают скважину.

Испытания показали отсутствие перетоков по трещине гидроразрыва и отсутствие обводненности добываемой продукции и смятия колонны 8.

Применение предложенного способа позволит решить задачу ликвидации перетоков по трещине гидроразрыва, отсутствие обводненности добываемой продукции и смятия обсадной колонны.

Способ строительства горизонтальной скважины, включающий бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые 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, отличающийся тем, что в составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, пакер размещают и устанавливают в интервале обсадных труб повышенной толщины, при проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну, после проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта и освоение скважины, при этом 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для выверки и, в частности, к устройствам, которые могут быть использованы для выверки буровых установок с обеспечением правильного азимута бурения.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта.

Изобретение относится к способу проведения встречных выработок при их сбойке в рудных шахтах. Технический результат заявляемого изобретения заключается в снижении затрат на проведение встречных выработок при их сбойке посредством уменьшения величины отклонения от заданного направления при их сбойке.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве горизонтальной нефтедобывающей скважины ведут 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 и бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны.
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.

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеизвлечения из продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными штанговыми глубинно-насосными установками.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к способам обработки продуктивного пласта и призабойной зоны с применением генераторов гидроимпульсного воздействия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с автоматической настройкой постоянной частоты генерации заключается в формировании колебаний давления в потоке жидкости, закачиваемой в продуктивный пласт по насосно-компрессорной трубе (НКТ) путем ее прокачивания через струйный резонатор Гельмгольца (СРГ).

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с автоматической настройкой резонансного режима генерации заключается в формировании колебаний давления в потоке жидкости, закачиваемой в продуктивный пласт по насосно-компрессорным трубам (НКТ), путем ее прокачивания через струйный резонатор Гельмгольца (СРГ).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин с целью очистки и улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Представлен способ генерирования волнового поля на забое нагнетающей скважины и настройки струйного резонатора Гельмгольца на поддержание постоянной частоты колебаний давления в потоке жидкости, нагнетаемой в пласт, при изменении пластового давления.

Сваб // 2540728
Изобретение относится к оборудованию - свабу для снижения уровня жидкости и интенсификации притока прдукции при освоении нефтяных, газовых, водозаборных скважин. Технический результат - повышение надежности работы и расширение технологических возможностей сваба.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для воздействия на продуктивный пласт. Устройство для гидроударного воздействия на пласт в составе колонны насосно-компрессорных труб включает гидроцилиндр с переводником, плунжер с радиальными отверстиями, подпружиненный толкатель с кольцевой проточкой и кольцевой поршень.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, а именно к способам восстановления проницаемости скважин, и может быть использовано для ремонта скважин. Способ включает воздействие на скважинную жидкость с помощью лазерного излучения с энергией, обеспечивающей возникновение в жидкости плазменных пробоев.
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.

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, МПам. Обеспечивается исключение перетоков по трещине гидроразрыва, смятия эксплуатационной колонны выше места установки пакера и снижение обводненности добываемой продукции. 1 ил, 1 пр.

Наверх