СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2004 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при строительстве скважины многопластового нефтяного месторождения.

Известен способ заканчивания скважины, включающий бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование затрубного пространства эксплуатационной колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование затрубного пространства хвостовика, снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта, при этом бурение из-под кондуктора и спуск эксплуатационной колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее затрубного пространства - до устья скважины, в результате чего эксплуатационная колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, причем первичное вскрытие, цементирование затрубного пространства хвостовика и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении (Патент РФ № 2140521, кл. Е 21 В 33/13, опубл. 1999 г.).

Известный способ не позволяет надежно изолировать непродуктивные обводненные интервалы, кроме того, не обеспечивается сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Известен способ заканчивания скважины, включающий полное вскрытие бурением продуктивного горизонта, характеризующегося чередованием продуктивных и непродуктивных пропластков, спуск и цементирование эксплуатационной колонны и перекрытие пропластков путем установки непроницаемых оболочек. При этом осуществляют перекрытие каждого непродуктивного пропластка и его кровли и подошвы, начиная с нижнего, а спуск эксплуатационной колонны осуществляют до кровли верхнего пропластка (Авторское свидетельство СССР № 1667428, кл. Е 21 В 33/13, опубл. 1999.10.20).

Известный способ не позволяет надежно изолировать непродуктивные обводненные интервалы вследствие наличия перетоков между пластами и не обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, предусматривающий 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 (Патент РФ № 2161239, кл. Е 21 В 33/13, опублик. 2000.12.27 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать непродуктивные обводненные интервалы, но не обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

В предложенном способе решается задача сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающем бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, дальнейшее бурение долотом меньшего диаметра, спуск колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком из стеклопластика, разобщение пластов и тампонирование обводненных интервалов скважины, согласно изобретению низ хвостовика из стеклопластика устанавливают на 2-3 м ниже нефтенасыщенного пласта, ствол скважины выше хвостовика из стеклопластика заполняют нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород, внутрь колонны насосно-компрессорных труб и хвостовика из стеклопластика спускают до забоя скважины гибкую металлическую трубу с порцией тампонирующего материала, необходимого для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2-3 м ниже хвостовика из стеклопластика, тампонирование обводненных интервалов проводят выдавливанием порции тампонирующего материала из гибкой металлической трубы, после чего гибкую металлическую трубу поднимают из скважины с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды, а на колонне штанг опускают насос в колонну насосно-компрессорных труб.

При наличии верхних обводненных интервалов их изолируют профильными перекрывателями.

Признаками изобретения являются:

1) бурение скважины до проектной глубины;

2) спуск эксплуатационной колонны;

3) цементирование эксплуатационной колонны;

4) дальнейшее бурение долотом меньшего диаметра;

5) спуск колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком из стеклопластика;

6) разобщение пластов;

7) тампонирование обводненных интервалов скважины;

8) установка низа хвостовика из стеклопластика на 2-3 м ниже нефтенасыщенного пласта;

9) заполнение ствола скважины выше хвостовика из стеклопластика нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород;

10) спуск внутрь колонны насосно-компрессорных труб и хвостовика из стеклопластика до забоя скважины гибкой металлической трубы с порцией тампонирующего раствора, необходимого для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2-3 м ниже хвостовика из стеклопластика;

11) тампонирование непродуктивных интервалов выдавливанием порции тампонирующего раствора из гибкой металлической трубы;

12) подъем гибкой металлической трубы из скважины с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды;

13) опускание на колонне штанг насоса в колонну насосно-компрессорных труб;

14) изолирование верхних обводненных интервалов профильными перекрывателями.

Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-13 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 14 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

На поздней стадии разработки многопластового нефтяного месторождения продуктивные пласты имеют различную степень выработанности. Вскрытие пластов с различной выработанностью (обводненностью) приводит к высокой обводненности продукции. Имеющаяся вода в продукции скважины во время простоя скважины попадает в нефтенасыщенный пласт и снижает фазовую проницаемость пласта по нефти, а также приводит к разбуханию глинистых пород, находящихся между продуктивными пластами. В результате разбухания глин начинается их смещение и происходит разрушение ствола скважины. Это приводит к прекращению притока за счет перекрытия глинистыми породами продуктивных пластов. Коллекторские свойства продуктивных пластов ухудшаются.

В предложенном способе решается задача сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Задача решается предложенным способом строительства скважины многопластового нефтяного месторождения. Способ включает бурение скважины до проектной глубины, т.е. до кровли продуктивного интервала, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. Дальнейшее бурение проводят долотом меньшего диаметра. В скважине проводят геофизические исследования для определения нефтенасыщенных и обводненных интервалов. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м ниже подошвы нижнего нефтенасыщенного пласта. Предварительно в колонне насосно-компрессорных труб на глубине спуска глубинного вставного насоса устанавливают замковую опору для посадки насоса. Ниже башмака эксплуатационной колонны подвеску колонны насосно-компрессорных труб собирают из стеклопластикового материала - хвостовика из стеклопластика. Хвостовик из стеклопластика необходим для того, чтобы в случае осыпания стенок скважины или выноса песка не произошло прихвата, как это случается с металлической колонной насосно-компрессорных труб. В случае прихвата стеклопластиковые трубы разрушаются. При попытке их извлечения происходит срыв резьбы. В результате основная часть металлической колонны насосно-компрессорных труб освобождается и извлекается из скважины.

Обратной промывкой заполняют затрубное пространство нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород, например, минерализованной водой. В колонну насосно-компрессорных труб спускают гибкую металлическую трубу до забоя. При этом гибкая металлическая труба с нижнего конца заполнена порцией тампонирующего материала, необходимого для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2-3 м ниже хвостовика из стеклопластика. Производят тампонирование выдавливанием порции тампонирующего материала из гибкой металлической трубы из расчета заполнения пространства от забоя до глубины на 2-3 м ниже башмака хвостовика из стеклопластика. В качестве тампонирующего материала могут быть использованы водорастворимые полимеры, цементный раствор или др. Извлекают гибкую металлическую трубу с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды и поддержанием уровня жидкости в скважине на постоянной отметке. Закрывают скважину на срок затвердевания тампонирующего материала. На колонне штанг опускают насос в колонну насосно-компрессорных труб и запускают скважину в работу.

При наличии верхних обводненных интервалов их изолируют профильными перекрывателями, спускаемыми в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Низ и верх перекрывателя развальцеванием прижимают к эксплуатационной колонне и в интервале кровли обводненного пласта. Для герметичности пространства между хвостовиком и стенкой скважины на участках развальцевания устанавливают прижимные пакера (манжеты).

Для предотвращения разбухания глинистых пород, перекрытых хвостовиком, его установку производят после заполнения ствола скважины нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород.

При работе глубинного насоса продукция пласта всасывается в колонну насосно-компрессорных труб. Расположение низа колонны насосно-компрессорных труб ниже подошвы продуктивного пласта вблизи непроницаемого моста предотвращает скапливание воды в открытой части ствола скважины. Поступающая нефть в ствол скважины сначала заполняет пространство между колонной насосно-компрессорных труб и стенкой скважины и потом начинает всасываться через колонну насосно-компрессорных труб насосом. Наличие нефти в стволе скважины предотвращает набухание глинистых пород и сохраняет фазовую проницаемость пластов по нефти.

Пример конкретного выполнения

Строят скважину на многопластовом нефтяном месторождении. Бурят основной ствол скважины долотом диаметром 216 мм до глубины 1842 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 168 мм и цементируют заколонное пространство. Дальнейшее бурение ведут долотом меньшего диаметра 145 мм до глубины 1869 м. В скважине проводят геофизические исследования и определяют верхний обводненный пласт на глубине 1842-1845 м, средний нефтенасыщенный пласт на глубине 1848-1851 м и нижний обводненный пласт на глубине 1860-1865 м. Верхний обводненный пласт изолируют профильным перекрывателем. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с замковой опорой на глубине установки глубинного насоса. При этом часть колонны насосно-компрессорных труб длиной 50 м, спускаемая ниже башмака колонны, выполнена из стеклопластикового материала (хвостовик из стеклопластика). Низ хвостовика из стеклопластика устанавливают на 2 м ниже нефтенасыщенного пласта на глубине 1853 м. Ствол скважины выше колонны насосно-компрессорных труб заполняют нефтью для предотвращения набухания глинистых пород. Внутрь колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую металлическую трубу диаметром 38 мм до забоя скважины и закачивают цементный раствор в объеме 0,3 м³, что достаточно для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2 м ниже хвостовика из стеклопластика. Затем гибкую металлическую трубу поднимают из скважины с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды и поддержанием уровня жидкости в скважине на постоянном уровне. Скважину закрывают на срок затвердевания цементного раствора. На колонне штанг спускают глубинный насос и запускают в работу. При этом дебит скважины оказывается на 25% выше, чем в соседних скважинах, вскрывших тот же продуктивный пласт по технологии прототипа.

Проведенные исследования показывают, что в скважине достигается изоляция выработанных (обводненных) пластов без кольматации нефтенасыщенного пласта, т.о. сохраняются коллекторские свойства нефтенасыщенного пласта.

Применение предложенного способа позволит сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта и за счет этого повысить продуктивность скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при строительстве скважины многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу бурят скважину до проектной глубины. Спускают эксплуатационную колонну и ее цементируют. Дальнейшее бурение продолжают долотом меньшего диаметра. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с хвостовиком из стеклопластика. Низ хвостовика из стеклопластика устанавливают на 2-3 м ниже нефтенасыщенного пласта. Ствол скважины выше хвостовика из стеклопластика заполняют нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород. Внутрь колонны насосно-компрессорных труб и хвостовика из стеклопластика спускают до забоя скважины гибкую металлическую трубу с порцией тампонирующего материала, необходимого для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2-3 м ниже хвостовика из стеклопластика. Проводят тампонирование обводненных интервалов выдавливанием порции тампонирующего материала из гибкой металлической трубы. Поднимают гибкую металлическую трубу из скважины с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды. На колонне штанг опускают насос в колонну насосно-компрессорных труб. При наличии верхних обводненных интервалов их изолируют профильными перекрывателями. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, дальнейшее бурение долотом меньшего диаметра, спуск колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком из стеклопластика, разобщение пластов и цементирование обводненных интервалов скважины, отличающийся тем, что низ хвостовика из стеклопластика устанавливают на 2-3 м ниже нефтенасыщенного пласта, ствол скважины выше хвостовика из стеклопластика заполняют нефтью или раствором, предотвращающим разбухание глинистых пород, внутрь колонны насосно-компрессорных труб и хвостовика из стеклопластика спускают до забоя скважины гибкую металлическую трубу с порцией тампонирующего материала, необходимого для установки непроницаемого моста в интервале от забоя до глубины на 2 - 3 м ниже хвостовика из стеклопластика, тампонирование обводненных интервалов проводят выдавливанием порции тампонирующего материала из гибкой металлической трубы, после чего гибкую металлическую трубу поднимают из скважины с доливом в колонну насосно-компрессорных труб воды, а на колонне штанг опускают насос в колонну насосно-компрессорных труб.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии верхних обводненных интервалов их изолируют профильными перекрывателями.