Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом


 


Владельцы патента RU 2587660:

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

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Техническим результатом является забуривание бокового ствола без прихватов бурового инструмента. В способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте. 3 пр.

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием.

Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (см. патент РФ №2089714, кл. Е21В 7/04, опубл. 10.09.1997).

Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего количества жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.

Известен способ вскрытия вторым стволом обводненных продуктивных пластов при восстановлении бездействующих скважин нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ вскрытия обводненных продуктивных пластов, заключающийся в бурении через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины второго ствола, который заканчивают горизонтальным участком в продуктивном пласте, имеет отличительные особенности в том, что через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины производят бурение наклонного пилотного ствола (пилот-ствола), которым пересекают продуктивный пласт от кровли до подошвы (с зенитным углом до 50°), проводят в пилотном стволе геофизические исследования последнего, выявляют нефтенасыщенный пропласток продуктивного пласта, устанавливают изолирующий этот пласт цементный мост от забоя пилотного ствола до места забуривания горизонтального участка второго ствола и бурят этот участок по нефтенасыщенному пропластку в секторе, направление которого определяется азимутом пилотного ствола. Изобретение позволяет осуществлять вскрытие обводненных продуктивных пластов по нефтенасыщенным пропласткам и извлекать из них безводную нефть с месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (патент РФ №2220271, кл. Е21В 7/04, опубл. 27.12.2003).

Недостатком данного способа является бурение наклонного пилотного ствола под зенитным углом не более 50° и цементный мост, используемый для срезки. После установки цементного моста в пилотном стволе необходимо время его затвердевания. Обычно 48 часов. Пилотный ствол бурится под зенитным углом не более 50° из-за того, что при большем зенитном угле с помощью цементного моста практически невозможно выйти из пилотного ствола. В связи с зенитным углом менее 50° бурится протяженный участок от места забуривания горизонтального ствола до набора зенитного угла в 90° и входа в продуктивный пласт (протяженный участок в дальнейшем именуется транспортный ствол). Так как цементный мост по прочности значительно слабее вмещающих пород, редко получается сразу наработка желоба и качественная срезка с выходом из пилотного ствола. Приходится ставить повторный цементный мост и повторять срезку. Чтобы решить проблему выхода из пилотного ствола, цементный мост ставят гораздо выше и производят наработку желоба с изменением нагрузки на долото и скорости вращения до тех пор, пока не произведут срезку. За время бурения транспортного ствола происходит значительное смещение горизонтального участка от пилотного ствола по направлению его азимута. Это повышает вероятность изменения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщение, т.е. возможно пересечение горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков. Для решения этой проблемы ставят цементный мост значительно выше кровли продуктивного пласта, производят срезку против направления азимута пилотного моста, проводят дальнейшее бурение так, чтобы вскрыть продуктивный пласт в одной точке с пилотным стволом. Это увеличивает протяженность транспортного ствола до 900 м. За время бурения транспортного ствола производят замеры кривизны ствола геофизическим прибором (инклинометром или гироскопом). Однако на больших расстояниях из-за погрешности прибора происходит расхождение между значениями абсолютных отметок в пилотном и транспортном стволе до 2 м по вертикали, что не позволяет четко вскрыть продуктивный пласт в намеченном пропластке. Все вышеперечисленное приводит к увеличению цикла строительства скважины, снижению притока из пласта с возможным существенным содержанием воды.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта и проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. Осуществляют бурение горизонтального ствола, включающего горизонтальный участок, срезку под его бурение проводят из пилотного ствола, который снабжен средством для срезки, выполненным с возможностью изменения зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89°. Средство может быть выполнено в виде клина-отклонителя. Клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой или устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой или ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны. Кроме того, средство может быть выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром или в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола. Пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка (патент РФ №2351734, кл. Е21В 7/04, опубл. 10.04.2009 - прототип).

Недостатком известного способа является сложность забуривания бокового ствола вследствие прихвата бурового инструмента в пилотном стволе.

В предложенном изобретении решается задача забуривания бокового ствола без прихватов бурового инструмента.

Задача решается тем, что в способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Сущность изобретения

При зарезке бокового ствола весьма часто происходит прихват инструмента с его поломкой. В результате возникает необходимость в ловильных работах, замене инструмента, изменении режимов забуривания. В предложенном способе решается задача забуривания бокового ствола без прихватов бурового инструмента. Задача решается следующим образом.

После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час. Большая скорость приводит к не полной очистке пилотного ствола.

Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья.

Долив необходим для компенсации избыточного пластового давления, предотвращения возможных газонефтеводопроявлений, предупреждения обвалов стенок скважины.

Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Посадка свидетельствует о наличие шлама в скважине, что может привести к недохождению компоновки до забоя и прихвату.

Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3, фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с. Более значительные осевые нагрузки могут привести к преждевременному выходу фреза за колонну и укорочению длины «окна», что может привести к поломке бурильных труб.

Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

В результате удается забурить боковой ствол без прихватов бурового инструмента.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют зарезку бокового ствола в пилотной скважине со следующими характеристиками: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм с забоем на глубине 1936 м, искусственный забой на глубине 1926 м, зенитный угол в интервале установки клина-отклонителя 83,5°, азимутальный - 287,8°. Требуемая глубина зарезки бокового ствола (верх клина) 1887 м. Азимут желоба клина по отношению к текущей кривизне - 30-40°.

При бурении под эксплуатационную колонну проведены каротажные исследования скважины, отобран керн в интервале продуктивного пласта.

После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 5 МПа роторной компоновкой со скоростью 20 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 12,5 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 200 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150 г/см3, вращают компоновку при 25 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0 т и оборотах 60 об/мин, после фрезерования 0,4 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5 т при оборотах 70 об/мин, расход устанавливают 12 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-х кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 3 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 7 МПа роторной компоновкой со скоростью 19 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 12 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1250 г/см3, вращают компоновку при 35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0,5 т и оборотах 50 об/мин, после фрезерования 0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 4,5 т при оборотах 80 об/мин, расход устанавливают 16 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2,5 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 6 МПа роторной компоновкой со скоростью 18 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 10 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 250 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1200 г/см3, вращают компоновку при 30 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1200 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0,3 т и оборотах 50 об/мин, после фрезерования 0,5 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 4,0 т при оборотах 75 об/мин, расход устанавливают 14 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

В результате удается забурить боковой ствол без прихватов бурового инструмента.

Применение предложенного способа позволит забуривать боковой ствол без прихватов бурового инструмента.

Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, отличающийся тем, что перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин, снижение затрат на разработку залежи.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам направленного бурения и корректировки траектории скважины. Техническим результатом является обеспечение предотвращения прямых или косвенных пересечений стволов скважины.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности проводки ствола скважины в пределах продуктивного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Способ бурения горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового профиля содержит следующие этапы: бурение наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием, вскрытие нефтяных пластов большой толщины, сложенных терригенными отложениями, а также пластов малой мощности при применении колтюбинговой технологии, не нарушающей структуру пласта.

Способ доставки взрывных устройств с помощью установки горизонтально-направленного бурения. Изобретение относится к области борьбы с терроризмом и может быть использовано для выборочного подрыва зданий, укрепленных сооружений и коммуникаций в городских условиях при максимальной защищенности личного состава взрывной команды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа.

Изобретение относится к кустовой разработке месторождений нефти и газа при использовании направленного бурения с применением скважинной телеметрической системы и станции геолого-технологических исследований (СГТИ).
Наверх