СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/00 E21B33/13 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.

Известен способ строительства скважины, согласно которому бурят из-под кондуктора до кровли продуктивного пласта, спускают и цементируют техническую колонну, осуществляют первичное вскрытие продуктивного пласта с управлением забойным давлением, спускают и цементируют хвостовик, осуществляют вторичное вскрытие продуктивного пласта. В состав технической колонны включают муфту ступенчатого цементирования. Цементируют техническую колонну от башмака до глубины установки муфты. Циркуляционные отверстия муфты оставляют открытыми. Промывают верхнюю часть технической колонны до устья. Забойным давлением управляют созданием гидравлических сопротивлений от подачи промывочной жидкости с устья скважины, с регулированием скорости подачи, из пространства между кондуктором и технической колонной в пространство между технической колонной и бурильными трубами через циркуляционные отверстия муфты и обратно на устье вместе с промывочной жидкостью, закачиваемой по бурильным трубам (Патент РФ №2281369, опублик. 2006.08.10).

Недостатком способа является недостаточная надежность изоляции воды.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, включающий бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование технической колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование "хвостовика", снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта. Бурение из-под кондуктора и спуск технической колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее - до устья скважины, в результате чего техническая колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, причем первичное вскрытие, цементирование "хвостовика" и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении (Патент РФ №2140521, опублик. 1999.10.27 - прототип).

Известный способ не позволяет надежно изолировать скважину от поступления воды из нижнего обводненного пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности изоляции скважины от поступления воды из нижнего обводненного пласта.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование обсадной колонны с хвостовиком меньшего диаметра, чем диаметр обсадной колонны, бурение долотом одного размера ведут до нижнего водонасыщенного пласта, начало хвостовика в виде перехода от обсадной колонны к хвостовику размещают в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта, длину хвостовика подбирают достаточной для прохождения нижней зоны продуктивного нефтенасыщенного пласта и плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом, а длину цементного кольца в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта и в зоне плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом, определяют из расчета изоляции воды при перепаде давлений в скважине между текущим пластовым давлением и текущим забойным давлением, исходя из условия, что 1 погонный метр цементного кольца вокруг хвостовика выдерживает перепад давления 2 МПа без потери изоляционных свойств, при этом эксплуатацию скважины проводят с установлением забойного давления, при котором цементное кольцо вокруг хвостовика обеспечивает изоляцию воды от нижнего водонасыщенного пласта.

Кроме того, для увеличения толщины цементного кольца проводят расширение ствола скважины до спуска эксплуатационной колонны с хвостовиком, при этом расширение ствола скважины проводят в интервале установки хвостовика над нижним водонасыщенным пластом.

Сущность изобретения

На ряде нефтяных месторождений РФ, например на Ромашкинском месторождении, нефтеносными являются отложения нижнего карбона, представленные бобриковскими терригенными отложениями и турнейскими карбонатными отложениями. При этом турнейские отложения нефтеносными являются лишь в верхней части. Толщина нефтенасыщенного пласта в среднем 4-5 метров, ниже располагаются водонасыщенные пласты. Из-за небольшой глубины залегания (до 1200 м) бурение скважин на бобриковские отложения осуществляется долотом диаметром 144 мм. Скважина обсаживается 114 мм колонной. Толщина цементного кольца за обсадной колонной всего 15 мм, что может привести к затрубной циркуляции воды при разработке. В предложенном способе решается задача повышения надежности изоляции скважины от поступления воды из нижнего обводненного пласта. Задача решается следующим образом.

Выполняют бурение скважины из-под кондуктора долотом одного размера до нижнего водонасыщенного пласта, спускают и цементируют обсадную колонну с хвостовиком. Начало хвостовика в виде перехода от обсадной колонны к хвостовику размещают в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта. Длину цементного кольца в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта и в зоне плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом, определяют из расчета, обеспечивающего изоляцию воды при перепаде давлений в скважине между текущим пластовым давлением и текущим забойным давлением. При оценке обеспечения изоляции воды исходят из условия, что 1 погонный метр цементного кольца вокруг хвостовика выдерживает перепад давления 2 МПа без потери изоляционных свойств. Эксплуатацию скважины проводят с установлением такого забойного давления, при котором цементное кольцо вокруг хвостовика обеспечивает изоляцию воды.

За счет меньшего по сравнению с обсадной колонной диаметра хвостовика удается создать более толстое цементное кольцо вокруг хвостовика и, тем самым, повысить надежность изоляции воды. Для утолщения цементного кольца напротив водоносных пластов самая нижняя часть спускаемой колонны, по длине превышающая вскрытую водоносную часть пласта на 1-2 м, изготовляется из трубы меньшего типоразмера. Например, при обсадной колонне диаметром 114 мм хвостовик изготавливается из колонны диаметром 102 мм.

Для увеличения толщины цементного кольца может проводиться расширение ствола скважины до спуска эксплуатационной колонны с хвостовиком. Расширение ствола скважины проводят в интервале установки хвостовика над водоносным пластом.

В общем виде депрессия, выдерживаемая цементным кольцом, определяется по формуле:

D=2·h,

где D - депрессия, МПа;

h - общая высота цементного кольца, м;

2 - коэффициент, равный перепаду давления, в МПа, выдерживаемый 1 метром цементного кольца.

Длина - высота цементного кольца h складывается из его длины в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта и зоне плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом.

Пример конкретного выполнения

Конструкция нефтедобывающей скважины с обсадной колонной и хвостовиком представлена на чертеже.

В скважине размещена обсадная колонна 1 с хвостовиком 2. Скважиной вскрыт нефтенасыщенный песчаник 3, карбонатный нефтенасыщенный пласт 4, карбонатный водонасыщенный пласт 5, прослой аргиллитов 6 и прослой плотных непроницаемых карбонатов 7.

Выполняют бурение нефтедобывающей скважины из-под кондуктора долотом диаметром 144 мм до нижнего водонасыщенного пласта 5 на глубине 1100 м. Спускают и цементируют обсадную колонну 1 диаметром 114 мм с хвостовиком 2 диаметром 102 мм и длиной 8 м. Начало хвостовика 2 в виде перехода от обсадной колонны 1 к хвостовику 2 размещают в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта 4 на глубине 1091 м. Длину хвостовика 2 назначают достаточной для прохождения нижней зоны продуктивного нефтенасыщенного пласта 4 в интервале 1091-1092 м и плотного непроницаемого пропластка 7, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом 4 в интервале 1092-1096 м. Длину - высоту цементного кольца, необходимую для изоляции воды, получают из длины h₁ в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта 4 и длины h₂ в зоне плотного непроницаемого пропластка 7, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом 4. Такая длина цементного кольца вокруг хвостовика 2 обеспечивает изоляцию воды при перепаде давлений в скважине между текущим пластовым давлением и текущим забойным давлением. Предполагают, что пластовое давление при разработке нефтяного месторождения в районе данной скважины будет в пределах от 8 до 10 МПа, а забойное давление в скважине будет в пределах от 2 до 4 МПа. Учитывают, что 1 погонный метр цементного кольца вокруг хвостовика 2 выдерживает перепад давления 2 МПа без потери изоляционных свойств. Проверяют расчетом, что цементное кольцо вокруг хвостовика 2 высотой 5 м обеспечивает изоляцию воды от нижнего водонасыщенного пласта 5. Эксплуатацию скважины проводят с установлением забойного давления, равного, например, 2 МПа, при котором цементное кольцо вокруг хвостовика 2 обеспечивает изоляцию воды.

Для увеличения толщины цементного кольца может проводиться расширение ствола скважины до спуска эксплуатационной колонны с хвостовиком. Расширение ствола скважины проводят в интервале установки хвостовика над водоносным пластом.

Применение предложенного способа позволит надежно изолировать скважину от поступления воды из нижнего обводненного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Обеспечивает повышение надежности изоляции скважины от поступления воды из нижнего обводненного пласта. Сущность изобретения: способ включает бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование обсадной колонны с хвостовиком меньшего диаметра, чем диаметр обсадной колонны. Согласно изобретению бурение долотом одного размера ведут до нижнего водонасыщенного пласта. Начало хвостовика в виде перехода от обсадной колонны к хвостовику размещают в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта. Длину хвостовика подбирают достаточной для прохождения нижней зоны продуктивного нефтенасыщенного пласта и плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом. Длину цементного кольца в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта и в зоне плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом, определяют из расчета изоляции воды при перепаде давлений в скважине между текущим пластовым давлением и текущим забойным давлением, исходя из условия, что 1 погонный метр цементного кольца вокруг хвостовика выдерживает перепад давления 2 МПа без потери изоляционных свойств. При этом эксплуатацию скважины проводят с установлением забойного давления, при котором цементное кольцо вокруг хвостовика обеспечивает изоляцию воды от нижнего водонасыщенного пласта. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ эксплуатации скважины, включающий бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование обсадной колонны с хвостовиком меньшего диаметра, чем диаметр обсадной колонны, отличающийся тем, что бурение долотом одного размера ведут до нижнего водонасыщенного пласта, начало хвостовика в виде перехода от обсадной колонны к хвостовику размещают в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта, длину хвостовика подбирают достаточной для прохождения нижней зоны продуктивного нефтенасыщенного пласта и плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом, а длину цементного кольца в нижней зоне продуктивного нефтенасыщенного пласта и в зоне плотного непроницаемого пропластка, расположенного под продуктивным нефтенасыщенным пластом, определяют из расчета изоляции воды при перепаде давлений в скважине между текущим пластовым давлением и текущим забойным давлением, исходя из условия, что 1 погонный метр цементного кольца вокруг хвостовика выдерживает перепад давления 2 МПа без потери изоляционных свойств, при этом эксплуатацию скважины проводят с установлением забойного давления, при котором цементное кольцо вокруг хвостовика обеспечивает изоляцию воды от нижнего водонасыщенного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для увеличения толщины цементного кольца проводят расширение ствола скважины до спуска эксплуатационной колонны с хвостовиком, при этом расширение ствола скважины проводят в интервале установки хвостовика над нижним водонасыщенным пластом.