RU2568455C2

RU2568455C2 - Способ бурения горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового профиля

Info

Publication number: RU2568455C2
Application number: RU2014113018/03A
Authority: RU
Inventors: Вадим Абдуллович Файзуллин; Нелли Вадимовна Беляева; Алия Фаритовна Шайхутдинова; Ильдар Ильгизарович Хафизов
Priority date: 2014-04-03
Filing date: 2014-04-03
Publication date: 2015-11-20
Also published as: RU2014113018A

Abstract

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. Бурение горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового циклоидного профиля осуществляют одним горизонтальным стволом. Причем бурение маломощных пластов производится колтюбингом с оставлением гибкой трубы в качестве обсадной колонны. Проводка винтового ствола в продуктивном пласте большой толщины осуществляется бурением гармоничной трассы с равным шагом между полным оборотом винта по всей длине и правильной окружностью в разрезе, а в пластах малой мощности винтовой профиль выполняется уплощенным, то есть уменьшенным по вертикали и удлиненным по горизонтали. Освоение скважины производят свабированием всей трассы скважины последовательно от забоя и далее отдельными интервалами, дискретными по длине и времени в зависимости от строения пласта. Обеспечивается снижение аварийности, а также сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к строительству и эксплуатации нефтяных месторождений с помощью наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Применяемые традиционные методы строительства и освоения многозабойных и горизонтальных скважин со спуском и вхождением оборудования в стволы создают определенные трудности как в техническом плане, так и в плане финансовых затрат и приводят к удлинению сроков освоения, которые могут привести к потере добывных возможностей скважины.

Известен способ добычи углеводородов из подземного пласта с помощью сети горизонтальных параллельных скважин (см. патент США №5273111, E21B 43/24, 43/30, 1995 г.), из которых часть скважин бурят с расположением стволов ближе к кровле, а часть - к подошве продуктивного пласта. Причем верхних скважин должно быть не менее двух при одной нижней скважине, расположенной между двумя верхними. По верхним (нагнетательным) скважинам осуществляют нагнетание в пласт флюида, обеспечивающего вытеснение углеводородов в нижнюю добывающую скважину. Извлечение углеводородов из одной или нескольких горизонтальных скважин производят с суммарной скоростью, превышающей суммарную скорость нагнетания флюида в верхние горизонтальные скважины.

Недостатком способа является необходимость большого количества скважин для осуществления и отвода значительных земельных территорий для строительства скважин по такой сетке и их последующей эксплуатации, приводя к их экологическому загрязнению.

Известен также способ использования горизонтальных скважин, расположенных в радиальных направлениях, для интенсификации притока флюида из пласта (см. патент РФ №2130541, E21B 43/24, E21C 41/24, 1999 г.). Для осуществления способа производят бурение основного ствола скважины с увеличением его диаметра в нижней части и разбуривание дополнительных горизонтальных стволов малого диаметра от 0,036 до 0,059 м в радиальных направлениях. Повышение нефтеотдачи пласта обеспечивается за счет расширения радиуса действия на продуктивный пласт.

Недостатки способа заключаются в значительных финансовых и материальных затратах, применении дорогих геофизических исследований в поисках проницаемых зон, дорогого оборудования, отклонителей и клиньев-отклонителей.

Существует способ разработки битумного месторождения, включающий бурение нагнетательных скважин по пласту, бурение дренажных скважин ниже подошвы пласта и отбор продукции, причем при разработке месторождений вытянутой формы бурят наклонно-горизонтальные нагнетательные скважины с горизонтальными участками синусоидального типа в генеральном направлении месторождения, при этом азимут скважин циклически изменяют в горизонтальной проекции (см. патент РФ №2307926, E21B 43/24, 2007 г.).

Недостатки способа аналогичны предыдущим, бурение многозабойных скважин связано с большими материальными и финансовыми затратами и способствует экологическому загрязнению территорий.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого, экологически безопасного способа строительства скважин, в пластах большой толщины, сложенных терригенными отложениями, а также в пластах малой мощности при применении колтюбинговой технологии, не нарушающего структуру пласта и позволяющего работать в горизонтальных скважинах и наклонно-направленных скважинах с горизонтальным стволом.

Техническая задача решается способом бурения горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового (циклоидного) профиля.

В данном техническом решении разработана технология бурения нефтяной эксплуатационной скважины винтового циклоидного профиля в пластах большой толщины, сложенных терригенными отложениями, а также пластах малой мощности при применении колтюбинговой технологии, не нарушающей структуру пласта, бурением горизонтального участка скважины одним горизонтальным стволом. Бурение маломощных пластов осуществляется колтюбингом с оставлением гибкой трубы в качестве обсадной колонны, при этом бурение горизонтального участка скважины винтовым профилем позволяет осуществить максимально полное извлечение нефти из пласта.

Данная технология является стоимостной и технологической альтернативой многозабойному бурению.

Схема бурения горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового профиля представлена на фиг.1.

На фиг.2 изображена конструкция низа бурильной колонны.

Конструкция низа бурильной колонны (КНБК) в этой технологии ориентировочно состоит:

1. Долото типа PDS Викинг ViM 613 для бурения горизонтальных участков. Долото такого или аналогичного типа позволит осуществить проводку всего винтового профиля одним долотом без подъема КНБК и инструмента.

2. Наддолотный калибратор.

3. Осциллятор.

4. Ясс двойного действия.

5. Укороченный винтовой забойный двигатель возможно со встроенным в него отклоняющим устройством.

6. Навигационная система.

7. Гибкая труба. Если последняя остается в качестве обсадной колонны, то ее необходимо снабдить магниевыми заглушками по всей трассе скважины и набухающими водонефтяными пакерами для отсечения каналов водопроявления.

Способ бурения осуществляется следующим образом.

Бурение горизонтального участка винтового (циклоидного) профиля производится КНБК, в которой ключевую роль для успешности проходки всего профиля играет укороченный винтовой забойный двигатель 5, бурение происходит с применением навигационной системы 6. Кроме того, в составе КНБК предусмотрен осциллятор 3 для снижения сил трения с помощью низкочастотных колебаний, позволяющий осуществлять давление на забой и долото 1. Долото 1 позволяет без подъема колонны выполнить проходку горизонтального ствола за один рейс.

Предлагается два варианта проводки ствола эксплуатационной скважины.

Первый вариант предусматривает бурение скважины винтового профиля для пластов большой толщины (более 20 м), сложенных терригенными отложениями. Бурение в таких отложениях предполагает применение долот PDS (шетилопасные долота ВИКИНГ ViM 613 для горизонтального бурения) 1 с тем, чтобы пробурить горизонтальный участок целиком без подъема долота 1. Проводка винтового ствола в продуктивном пласте большой толщины позволяет пробурить гармоничную трассу с равным шагом между полным оборотом винта по всей длине и правильной окружностью в разрезе.

Необходимо чтобы апикальные части трассы не пересекали области кровли и подошвы продуктивного пласта и в особенности области водонефтяного контакта, следовательно, необходима высокая точность проводки ствола современными методами навигации типа MWD+1 WD или перископ 6. Если линейная длина винтовой скважины будет превышать 200-250 м, то для создания забойного давления и успешной проходки всей трассы необходимо применение осциллятора 3 достаточной мощности. Обсаживается скважина трубами с магниевыми заглушками с величиной скважинности 10-15% на 1 п.м. равномерно по всей длине трассы скважины (на фигуре не представлены). Этот вид перфорации позволяет отказаться от дорогостоящих поисков проницаемых зон, как это совершенно необходимо при многозабойном бурении или бурении дополнительных стволов из горизонтального ствола. Труба оборудуется пакерами ПРКС в зонах возможного водопроявления или тектонических нарушений.

Расчет предельных радиусов изгибов представлен ниже.

Длина всей трассы винтового профиля определяется по формуле:

где R - радиус одного витка;

i - угол набора кривизны 3 град на 10 м.

При таких относительно плавных углах набора кривизны для толщины пласта 20 м угол будет составлять всего 6 градусов.

Длина участка с полным оборотом спирали при толщине пласта 20 м составит 280 м.

По сложности проходки эта технология будет мало чем отличаться от бурения прямого горизонтального ствола со стабильным азимутом и зенитным углом отклонения, но исключает сложности при бурении, а самое главное при освоении и ремонте дополнительных стволов.

Расчет предельных радиусов кривизны для винтового забойного двигателя ДГ-108 длиной 2900 мм.

Угол искривления до 3 град.

Диаметр ЛБТ - 114 мм.

Допустимый угол 2.86 град/10 м.

где R_min - радиус;

ДГ - винтовой забойный двигатель;

L_t - длина двигателя;

m - масса двигателя;

D - диаметр скважины;

p - давление (малое);

E - модуль Юнга;

d - диаметр трубы;

σ₁ - напряжение изгиба трубы;

σ_К - напряжение изгиба критическое.

Второй вариант предусматривает бурение эксплуатационной скважины винтового профиля в пластах от 6 м до 10 м. Во втором варианте винтовой профиль должен быть уплощенным, т.е. уменьшенным по вертикали и удлиненным по горизонтали. Технология бурения в пластах малой мощности может быть связана в основном с колтюбинговой технологией, поскольку восходящие и нисходящие ветви спирали имеют большие углы (более 7-10 градусов). В этом варианте применение мощного осциллятора 3 совершенно необходимо. Сохраняются условия особенно тщательной и точной навигации профиля скважины методами навигации типа MWD+1 WD 6.

Освоение скважины состоит только в свабировании всей трассы скважины последовательно от забоя и далее отдельными интервалами, возможно дискретными по длине и времени в зависимости от строения пласта. Такой способ вскрытия обусловлен тем, что вся эксплуатационная колонна перфорирована равномерно по всей трассе. В этой технологии нет необходимости разобщения пластов и вторичного вскрытия. В том случае, когда применяется гибкая труба 7 в качестве обсадной колонны, то это позволяет упростить и удешевить технологию строительства винтового участка эксплуатационной скважины на нефть.

Преимущества бурения эксплуатационных скважин винтового профиля.

1. Технологические. Бурение всего горизонтального участка одним долотом без дополнительных спускоподъемных операций (СПО). Технология исключает или минимизирует сложности при бурении, при освоении и ремонте в отличие от многозабойного бурения, особенно при строительстве дополнительных стволов, которое требует определения наиболее проницаемых участков в пласте, что является одним из дорогостоящих исследований и предполагает установку отклоняющих устройств (клин-отклонитель, дефлектор).

2. Освоение скважины свабированием является наиболее простым и дешевым методом. Для маломощных пластов бурение колтюбингом и оставление гибкой трубы в качестве обсадной колонны существенно снижают затраты времени, материалов и инструмента.

3. Материальные затраты. Все преимущества, перечисленные в технологии бурения скважин винтового профиля, снижают стоимость строительства ориентировочно на 30-40%.

Способ бурения горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового профиля позволяет свести количество аварийных ситуаций до минимума, существенно уменьшить трудности при бурении, не нарушает структуру и позволяет сохранить коллекторские свойства эксплуатационного пласта, получить параметры для расчета по установлению дальнейшего технологического режима эксплуатации, ускорить сроки ввода и снизить затраты по строительству нефтяных месторождений.

Claims

Способ бурения горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового профиля, включающий 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, бурение горизонтального участка эксплуатационной скважины винтового циклоидного профиля одним горизонтальным стволом, причем бурение маломощных пластов производится колтюбингом с оставлением гибкой трубы в качестве обсадной колонны, проводка винтового ствола в продуктивном пласте большой толщины осуществляется бурением гармоничной трассы с равным шагом между полным оборотом винта по всей длине и правильной окружностью в разрезе, а в пластах малой мощности винтовой профиль выполняется уплощенным, то есть уменьшенным по вертикали и удлиненным по горизонтали, при этом освоение скважины производится свабированием всей трассы скважины последовательно от забоя и далее отдельными интервалами, дискретными по длине и времени в зависимости от строения пласта.