СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/00 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации и проводке горизонтального ствола скважины в нефтяных пластах, в которых встречаются зоны поглощения бурового раствора.

Известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий 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, опубл. 2000.12.27).

Недостатком способа является то, что при вскрытой зоне поглощения с крайне высокой проницаемостью, называемой зоной полного ухода бурового раствора, процесс бурения становится неуправляемым из-за трудности контроля за уходом бурового раствора. Буровой раствор проникает в пласт на значительную глубину, ухудшает коллекторские свойства. В результате после окончания бурения скважина вводится в эксплуатацию с низким дебитом нефти. Ее эксплуатация затягивается на длительное время, что связано с увеличенным расходом на ее обслуживание

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации и проводки горизонтального ствола скважины, включающий проводку ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора, остановку проводки, эксплуатацию скважины до достижения нерентабельности или обводнения добываемой продукции, изоляцию зоны полного ухода бурового раствора, спуск с помощью установки колтюбинг длинномерных гибких труб с забойным двигателем и эксцентричным долотом и продолжение проводки до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки с промывкой нефтью по замкнутому циклу ее циркуляции, эксплуатацию скважины (Патент РФ № 2234597, опубл. 2004.08.20 - прототип).

Известный способ предполагает изоляцию зоны полного ухода бурового раствора после выработки продуктивного интервала, что снижает дебит скважины, т.к. при этом остаются невскрытыми прочие продуктивные интервалы, затягивается время выработки запасов залежи. В изобретении решается задача повышения надежности изоляции зоны полного ухода бурового раствора, повышение дебита скважины и сокращение сроков выработки запасов нефти.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации и проводки скважины, включающем проводку ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора, остановку проводки, изоляцию зоны полного ухода бурового раствора, продолжение проводки до следующей зоны полного ухода бурового раствора и ее изоляции или проектной точки и эксплуатацию скважины, согласно изобретению при изоляции зоны полного ухода вначале закачивают смесь нефти, цемента и хлорида кальция в соотношении нефть: цемент: хлорид кальция как 1:(1-4):(0,002-0,24) по объему соответственно в объеме 6-12 м³, проводят технологическую выдержку в течение 12-14 ч, закачивают цементный раствор, содержащий 2-6% хлорида кальция в объеме 6-18 м³, проводят технологическую выдержку до 2 сут., а эксплуатацию скважины в первые 10 сут. ведут на минимальных расходах и давлениях, при которых возможна эксплуатация скважины.

Сущность изобретения

При проводке скважины в неоднородной залежи встречаются зоны с чрезвычайно высоким поглощением жидкостей - зоны полного ухода, характеризующиеся тем, что даже при небольшом избыточном давлении зоны поглощают в неограниченных объемах подаваемую жидкость, например буровой раствор. Изоляция таких зон чрезвычайно сложна и известными способами малоэффективна. При наличии таких зон скважина работает неустойчиво, отмечаются падения дебитов или чрезмерное увеличение приемистости без явного повышения пластового давления. В предложенном способе решается задача повышения надежности изоляции зоны полного ухода бурового раствора, повышение дебита скважины и сокращение сроков выработки запасов нефти. Задача решается следующим образом.

Ведут проводку ствола скважины со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора. Эта зона характеризуется тем, что полностью поглощает буровой раствор под давлением выше гидростатического. Останавливают проводку. Проводят изоляцию зоны полного ухода бурового раствора. Для этого в зону полного ухода бурового раствора закачивают смесь нефти, цемента и хлорида кальция в соотношении нефть: цемент: хлорид кальция как 1:(1-4):(0,002-0,24) по объему соответственно. Объем закачиваемой смеси составляет 6-12 м³. Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 12 -14 час. Затем закачивают цементный раствор, содержащий 2-6% хлорида кальция в объеме 6-18 м³, закрывают скважину и проводят технологическую выдержку до 2 сут. Продолжительность технологической выдержки определяется количеством хлорида кальция, являющегося ускорителем схватывания цементного раствора. Как правило, технологическую выдержку назначают от 0,5 до 2 сут. Продолжают проводку до следующей зоны полного ухода бурового раствора и ее изоляции или проектной точки. Эксплуатацию скважины в первые 10 сут. ведут на минимальных расходах и давлениях, при которых возможна эксплуатация скважины, т.е. на минимальных дебитах порядка 0,5-2 т/сут. Это позволяет сохранить в пласте установленный изоляционный материал и продлить срок его твердения.

Применение нефтецемента способствует заполнению зоны полного ухода вязкой малоподвижной массой, медленно схватывающейся по мере замены нефти на воду в пластовых условиях. Наличие в нефтецементе хлорида кальция способствует быстрому схватыванию и твердению цемента при первых же контактах с пластовой водой. За счет этого в зоне полного ухода создается прочный и плотный тампонирующий слой. Последующая закачка цементного раствора с хлоридом кальция позволяет быстро создать за слоем нефтецемента прочный слой прочного цементного камня. Однако даже при такой изоляции освоение скважины проводят на щадящих режимах, не допускающих резких технологических нагрузок на изоляцию зоны полного ухода.

Пример конкретного выполнения

Ведут проводку ствола нефтедобывающей скважины со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора в интервале 825-827 м. Останавливают проводку. Проводят изоляцию зоны полного ухода бурового раствора. Для этого закачивают смесь нефти, цемента и хлорида кальция в соотношении нефть: цемент: хлорид кальция как 1:2:0,1 по объему, соответственно в объеме 7 м³. Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 12 час. Закачивают цементный раствор, содержащий 4% хлорида кальция в объеме 12 м³, закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 1,5 сут. Продолжают проводку до следующей зоны полного ухода на отметках 830-832 м, аналогично вышеизложенному изолируют эту зону и продолжают проводку скважины до проектной точки на отметке 840 м. Эксплуатацию скважины в первые 10 сут ведут на минимальном дебите 1 т/сут.

В результате удается полностью заизолировать зону полного ухода, запустить скважину в эксплуатацию и добывать нефть из всего продуктивного интервала и тем самым повысить дебит скважины и сократить срок выработки запасов нефти.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности изоляции зоны полного ухода бурового раствора, повышения дебита скважины и сокращения сроков выработки запасов нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации и проводке горизонтального ствола скважины в нефтяных пластах, в которых встречаются зоны поглощения бурового раствора. Обеспечивает повышение надежности изоляции зоны полного ухода бурового раствора, повышение дебита скважины и сокращение сроков выработки запасов нефти. Сущность изобретения: при изоляции зоны полного ухода вначале закачивают смесь нефти, цемента и хлорида кальция в соотношении нефть: цемент: хлорид кальция как 1:(1-4):(0,002-0,24) по объему соответственно в объеме 6-12 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 12-14 час. Закачивают цементный раствор, содержащий 2-6% хлорида кальция в объеме 6-18 м³. Проводят технологическую выдержку до 2 сут. Эксплуатацию скважины в первые 10 сут. ведут на минимальных расходах и давлениях, при которых возможна эксплуатация скважины.

Способ эксплуатации и проводки скважины, включающий проводку ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора, остановку проводки, изоляцию зоны полного ухода бурового раствора, продолжение проводки до следующей зоны полного ухода бурового раствора и ее изоляции или проектной точки и эксплуатацию скважины, отличающийся тем, что при изоляции зоны полного ухода вначале закачивают смесь нефти, цемента и хлорида кальция в соотношении нефть : цемент : хлорид кальция как 1:(1-4):(0,002-0,24) по объему соответственно в объеме 6 -12 м³, проводят технологическую выдержку в течение 12-14 ч, закачивают цементный раствор, содержащий 2-6% хлорида кальция в объеме 6-18 м³, проводят технологическую выдержку до 2 сут, а эксплуатацию скважины в первые 10 сут ведут на минимальных расходах и давлениях, при которых возможна эксплуатация скважины.