СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважины многопластового нефтяного месторождения.

Известен способ заканчивания строительства скважины, включающий бурение скважины до проектной глубины, закачку в интервал продуктивного пласта раствора с химически-активными компонентами, нейтрального к фильтрационным свойствам продуктивного пласта, перфорирование последнего перфораторами взрывного действия, спуск эксплуатационной колонны и цементирование (1). При этом раствор, нейтральный фильтрационным свойствам продуктивного пласта, заполняя поры и каналы пласта, предохраняет пласт от загрязняющего действия жидкости, фильтратов цементного раствора и продуктов его гидратации.

Однако известный способ, обладая прогрессивностью, имеет ряд недостатков. Например, он неприменим при строительстве скважин многопластового нефтяного месторождения. Объясняется это тем, что при бурении скважин многопластового нефтяного месторождения, в случае использования его в первом нефтяном пласте, вскрытого бурением, закачанный нейтральный раствор при последующем продолжении бурения под действием знакопеременных давлений в скважине, раствор, защищающий пласт от загрязнений, обратно выходит из каналов и пор пласта и следовательно перестает выполнять свои защитные свойства. Кроме того, способ сложен и не технологичен. Требует вызова геофизической партии для прострела, строгого соблюдения весовых соотношений компонентов состава, приготовления, доставки в скважину.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование (2).

Этот способ применим при строительстве скважин многопластового нефтяного месторождения с целью защиты от загрязнений продуктивных пластов. При использовании этого способа наличие дополнительной стальной оболочки вызывает ряд трудностей, связанных со вторичным вскрытием продуктивного пласта - при создании гидродинамической связи пласта со скважиной.

Объясняется это тем, что создание дополнительной преграды - установкой стальной оболочки напротив продуктивного пласта приводит к снижению эффективности и качества вскрытия при использовании обычных перфораторов. Следовательно, возникает необходимость создания более мощных кумулятивных перфораторов. Использование которых тоже привело бы к нарушению целостности цементного камня за колонной. Кроме того, установка стальной оболочки напротив продуктивного пласта требует сложного оборудования и связано с неоправданной большой затратой времени буровых бригад.

Далее, бурение скважины долотом одного диаметра до проектной глубины в условиях многопластового месторождения приводит к сильному загрязнению ранее вскрытых бурением нефтеносных пластов как в процессе бурения фильтратами бурового раствора, так и фильтратами цементного, а также продуктами гидратации цемента, под действием больших перепадов давлений, при бурении - столбами бурового раствора, а при цементировании - цементного.

Техническим результатом изобретения является создание способа строительства скважины для многопластового нефтяного месторождения, обеспечивающего максимальную сохранность коллекторских свойств верхнего (верхних) продуктивного пласта на базе традиционных и прогрессивных методов строительства скважин.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающему бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, согласно изобретению, после вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят, установив напротив продуктивного пласта разобщитель, спускаемый в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины, продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины, при этом последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив продуктивного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например, из стеклопластикового.

На фиг.1 изображена скважина в продольном разрезе, где видно, что первый нефтеносный пласт вскрыт бурением долотом одного диаметра, а другие - долотом меньшего диаметра, первый и последний продуктивные пласты защищены от контакта цементного раствора разобщителями, образующие напротив этих пластов пустоты в затрубном пространстве. На фиг.2 - сечение по А-А фиг.1.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Бурением вскрывают первый нефтеносный пласт 1 (см. фиг.1) промышленного значения долотом одного диаметра. В составе обсадной колонны 2 спускают разобщитель с пакерующими элементами 3 и 4 с цементировочными трубками 5, пропущенными через них, и устанавливают его напротив продуктивного пласта. В качестве такого разобщителя могут быть использованы устройства для защиты продуктивного пласта от загрязнений при цементировании устройства типа "УСИП" или описанное в патенте Р.Ф. N 2091564, кл. E 21 B 33/14, опубликов. в Б. И. N 27, 97 г., содержащие такие же конструктивные элементы, что было отмечено выше.

После приведения в рабочее положение пакерующих элементов скважину 6 цементируют традиционным методом с использованием цементировочных агрегатов. Цементный раствор через башмак обсадной колонны попадает в затрубное пространство, заполняет его и, достигнув нижнего пакерующего элемента, по цементировочным трубкам 5 разобщителя, не соприкасаясь с продуктивным пластом, поднимается вверх и заполняет затрубное пространство над верхним пакерующим элементом 3. Так происходит защита продуктивного пласта от цементного раствора, его фильтрата и продуктов гидратации цемента, являющихся кольматантами пласта, вызывающих большие трудности при освоении скважины.

Необходимость цементирования пробуренной части скважины после вскрытия первого продуктивного пласта бурением диктуется тем, что при дальнейшем продолжении бурения до достижения проектной глубины этот пласт сильно загрязняется фильтратами буровых растворов, а также различными технологическими и тампонирующими жидкостями при проводке скважины. Под действием больших перепадов давлений в скважине они проникают далеко вглубь пласта, образуя прочный кольматационный слой, трудно поддающийся очистке. Кроме того, как показала практика разработки Ромашкинского нефтяного месторождения в Татарстане, все эти вышеописанные факторы загрязнений продуктивного пласта усиливаются тем, что пластовые давления верхних горизонтов значительно ниже, чем нижних, а промывочный раствор для бурения выбирают исходя из максимального давления в скважине.

Далее скважину продолжают бурить долотом меньшего диаметра до проектной глубины, вскрывая в разрезах имеющиеся продуктивные пласты 7. Затем спускают колонну труб, так называемую "хвостовиком" эксплуатационной колонны, в пробуренную часть скважины с запасом так, чтобы последние трубы 8 хвостовика 9 эксплуатационной колонны перекрывали интервал первого продуктивного пласта 1. Эти трубы 8 выбирают из легкоразбуриваемого материала, например, из стеклопластикового, на фиг.1 стеклопластиковые трубы изображены штрихпунктирными линиями. Необходимость в стеклопластиковой трубе в составе хвостовика диктуется тем, что она легче разбуривается, поддается обработке без осложнений.

Цементируют хвостовик 9 эксплуатационной колонны по обычной технологии, аналогично, что было описано выше, при необходимости защитив продуктивные пласты нижних горизонтов от загрязняющих действий цементного раствора, используя, например, 2- х ступенчатое цементирование, или оттеснив цементный раствор из интервала продуктивных пластов резино-тканевыми рукавами (см. а. с. N 1765372, кл. E 21 B 43/11, опубликов. в Б.И. N 36, 92), или применив устройство типа "УСИП".

После завершения процесса продавки расчетного объема цементного раствора верхнюю часть колонны труб отсоединяют от стеклопластиковых труб 8 и поднимают на поверхность.

Переход на бурение долотом меньшего диаметра осуществляют с целью защиты верхних продуктивных пластов от загрязняющих действий буровых растворов и т. п. , поскольку в условиях бурения с разницей давлений между верхним и нижним продуктивными пластами, верхние пласты (они имеют меньшее пластовое давление) больше подвержены загрязнению буровым и цементным растворами.

Разработку таких скважин с несколькими продуктивными пластами ведут по традиционной системе, начиная с нижнего пласта. После выработки нижних продуктивных пластов приступают к эксплуатации верхнего продуктивного пласта, после предварительного отключения нижних пластов установкой цементных мостов и разбуривания стеклопластиковых труб.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

В сравнении с традиционной (базовой) технологией строительства скважины, предложенный способ значительно меньше приводит к загрязнению продуктивных пластов, имеющих разные пластовые давления, что дает возможность сохранить их коллекторские свойства, сократить сроки освоения скважины с минимальными затратами труда и энергии, повысить продуктивность пластов. Кроме того, использование способа позволит сократить и затраты материальных средств - металла, цемента и т.д.

Широкое применение способа на нефтяных промыслах даст ощутимые экономические выгоды.

Источники информации
1. RU 2061837 C1, 10.06.1996.

2. SU 911015 A, 07.03.1982.

Изобретение относится к способам строительства скважин многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ предусматривает бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. После вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят. Далее бурение скважины продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины. Последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив первого нефтеносного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например стеклопластикового. При этом перед цементированием скважины напротив продуктивного пласта устанавливают разобщитель, спускаемый в скважину в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины под и над разобщителем. 2 ил.

Способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационный колонны и ее цементирование, отличающийся тем, что после вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят, установив напротив продуктивного пласта разобщитель, спускаемый в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины под и над разобщителем, далее бурение скважины продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины, при этом последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив первого продуктивного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например из стеклопластикового.