RU2520033C1

RU2520033C1 - Способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины

Info

Publication number: RU2520033C1
Application number: RU2013132655/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Айрат Рафкатович Рахманов; Рашит Марданович Миннуллин; Руслан Рустямович Фасхутдинов; Рафаэль Расимович Гараев; Игорь Иванович Кротков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2013-07-16
Filing date: 2013-07-16
Publication date: 2014-06-20

Abstract

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. 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. Обеспечивается повышение дебита скважины. 1 пр.

Description

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, следоватяельно, 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 нерешенность вопроса освоения скважины с достижением высокого дебита.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины.

Задача решается тем, что в способе строительства горизонтальной 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 горизонтального ствола из эксплуатационной колонны, согласно изобретению 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.

Сущность изобретения

При строительстве и освоении горизонтальной нефтедобывающей скважины, проходящей через неустойчивые глинистые породы, возникают сложности с проведением гидроразрыва пласта в горизонтальной части скважины. Давление разрыва передается вдоль скважины по затрубному пространству, достигает неустойчивых глинистых пород, вызывает образование трещин в этих породах и поступление туда проппанта. При этом интервалы продуктивного пласта оказываются не охваченными воздействием, вследствие чего дебит скважины оказывается низким. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита горизонтальной нефтедобывающей скважины, проходящей через неустойчивые глинистые породы. Задача решается следующим образом.

При строительстве горизонтальной нефтедобывающей скважины выполняют 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. Спускают хвостовик длиной от забоя до глубины выше неустойчивых глинистых пород не менее 50 м, цементируют пространство за хвостовиком, проводят перфорацию горизонтального ствола и проводят поинтервальный гидроразрыв пласта в горизонтальном стволе. При этом размещают компоновку гидроразрыва в эксплуатационной колонне с установкой пакера гидроразрыва и башмака колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационной колонне над хвостовиком.

Предложенные мероприятия позволяют исключить распространение энергии разрыва вдоль по скважине, т.к. пространство между хвостовиком и породой зацементировано. Размещение верхнего конца хвостовика выше неустойчивых глинистых пород на высоту не менее 50 м и цементирование затрубного пространства исключает возможность распространения давления разрыва к неустойчивым глинистым породам сверху, т.е. из эксплуатационной колонны. Размещение нижнего конца хвостовика на забое горизонтального ствола скважины и цементирование затрубного пространства исключает распространения давления разрыва к неустойчивым глинистым породам снизу, т.е. из горизонтального ствола. Вся энергия разрыва направляется через перфорационные отверстия в интервалы продуктивного пласта. Размещение колонны насосно-компрессорных труб с пакером на конце в эксплуатационной колонне над верхней частью хвостовика позволяет использовать для проведения гидроразрыва колонну с достаточно большим диаметром, необходимым для обеспечения режимов гидроразрыва. Размещение колонны насосно-компрессорных труб в хвостовике также возможно, но потребует применения колонны малого диаметра и осложнений при проведении гидроразрыва.

В результате удается провести гидроразрыв пласта в горизонтальной части скважины и освоить скважину с высоким дебитом.

Пример конкретного выполнения

Выполняют строительство горизонтальной нефтедобывающей скважины. При бурении вертикального ствола проходят неустойчивые глинистые породы в интервалах 2022-2136 м. Бурение выполняют долотом диаметром 215,9 мм. Бурением входят в продуктивный пласт, расположенный в интервалах 2136-2258 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 168 мм до продуктивного пласта и цементируют заколонное пространство. Из эксплуатационной колонны выполняют бурение горизонтального ствола длиной 150 м по продуктивному пласту долотом диаметром 146 мм. Спускают хвостовик диаметром 73 мм длиной 250 м, т.е. от забоя до глубины выше неустойчивых глинистых пород на 50 м. Цементируют пространства за хвостовиком с выходом цемента в эксплуатационную колонну. Проводят перфорацию горизонтального ствола с плотностью перфорации 15 отв/м. В эксплуатационную колонну спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с пакером на конце. Нижний конец (башмак) колонны насосно-компрессорных труб размещают над верхней частью хвостовика на расстоянии 20 м. Проводят гидроразрыв в горизонтальной части скважины. Осваивают скважину свабированием.

После освоения дебит скважины достиг 12 м³/сут. Аналогичные скважины данного месторождения, освоенные по прототипу имеют дебит порядка 5-6 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить дебит скважины.

Claims

Способ строительства горизонтальной 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 и бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что 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.