СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/00 E21B7/00 

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

Известен способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины. Для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход промывочной жидкости выбирают на 20-30% меньше критического расхода, при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей (патент РФ №2256762, опубл. 20.07.2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины, включающий бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду, разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами, поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом, через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор, при вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м, продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве, поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки (Патент РФ №2439274, опубл. 10.01.2012 - прототип).

Недостатком известных способов является прихват бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород.

В предложенном изобретении решается задача предотвращения прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород.

Задача решается тем, что в способе строительства нефтедобывающей скважины, включающем бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы, с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт, согласно изобретению, при вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см³, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м³ и расхаживанием бурильной компоновки на длину ведущей трубы, при обсаживании ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку для затвердевания цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м³, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами, по результатам каротажа принимают решение о целесообразности цементирования хвостовика.

Сущность изобретения

При строительстве горизонтальной нефтедобывающей скважины, проходящей через неустойчивые глинистые породы, возникают сложности с проведением ствола скважины. Существующие способы строительства скважины не всегда обеспечивают бурение без осложнений, вызванных прихватом бурового инструмента. В предложенном изобретении решается задача предотвращения прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. Задача решается следующим образом.

При строительстве нефтедобывающей скважины выполняют включающем бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства. Далее бурят вертикальную часть скважины в продуктивном пласте или проводят бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны. Бурение ствола скважины производят с применением бурильной компоновки с навигационной системой из телесистемы и наддолотного модуля.

При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см³. Такие режимы приводят к тому, что буровой раствор успевает вынести шлам и осыпающиеся частицы породы с забоя и обеспечивают очистку бурового инструмента и отсутствие его прихвата.

После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном. Процесс закачки бурового раствора, обработанного фиброволокном, производится следующим образом: набирают в технологическую емкость буровой раствор в объеме 6-15 м³ с последующим вводом в него фиброволокна из расчета 1-2 кг на 1 м³ бурового раствора, далее производится закачка приготовленной смеси бурового раствора и фиброволокна в бурильный инструмент с последующим вымыванием его на дневную поверхность, при этом производится постоянное вращение бурильного инструмента ротором с частотой 20-80 об/мин и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы (длина ведущей трубы 16 м).

Фиброволокно представляет собой синтетические волокна белого цвета, материал - синтетический гомополимер, форма - мононитное волокно, удельный вес - 1,0 в обработанном виде, длина - 5-13 мм, цвет - белый, химическая стойкость - инертный, абсорбция - ноль, точка размягчения - 157°C.

Для ускорения обсаживания неустойчивых пород девонских отложений и недопущения аварии производят секционный спуск эксплуатационной колонны. Первую секцию эксплуатационной колонны длиной от 400 до 1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции. Стыковку секций производят при помощи стыковочного патрубка с резиновыми уплотнителями. Цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента и опрессовывают эксплуатационную колонну.

Далее ведут бурение вертикального или горизонтального участка скважины. Выход на горизонтальный участок осуществляют через «башмак» эксплуатационной колонны или с помощью клина отклонителя с вырезанием окна в необходимом интервале эксплуатационной колонны. Бурение горизонтального участка ведут аналогичной компоновкой, как и под эксплуатационную колонну, но меньшим диаметром.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м³, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами, по результатам каротажа принимают решение о целесообразности цементирования хвостовика.

В результате удается пройти неустойчивые породы без прихвата бурового инструмента.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют строительство нефтедобывающей скважины глубиной 2146 м. Бурят направление, кондуктор и основной ствол скважины. Бурение ствола скважины производят с применением бурильной компоновки с телесистемой и наддолотным модулем. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами на абсолютных отметках от -1400 м до -1450 м механическую скорость бурения поддерживают в интервале от 2 до 6 м/час. Бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости в пределах от 30 до 40 л/с с применением бурового раствора плотностью 1,3 г/см³. После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора в пределах от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном в количестве 1 кг на 1 м³ раствора, в объеме 6 м³ и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы. Выполняют обсаживание ствола скважины. Для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 700 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции. Проводят технологическую выдержку на затвердение цемента в течение 24 час. Производят спуск второй секции эксплуатационной колонны до устья скважины, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента в течение 24 час, опрессовывают эксплуатационную колонну на давление 10,0 МПа.

Далее ведут бурение горизонтального участка скважины длиной 150 м. Бурение горизонтального участка ведут аналогичной компоновкой, как и под эксплуатационную колонну, но меньшим диаметром.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6 м³, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами с цементированием затрубья хвостовика.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Бурение ведут с применением буровых растворов плотностью 1,12 г/см³. Первую секцию эксплуатационной колонны используют длиной 400 м.

После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора в пределах от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном в количестве 1,5 кг на 1 м³ раствора, в объеме 10 м³ и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы. Выполняют обсаживание ствола скважины.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 10 м³, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами без цементирования затрубья хвостовика.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Бурение ведут с применением буровых растворов плотностью 1,4 г/см³. Первую секцию эксплуатационной колонны используют длиной 1000 м.

После бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора в пределах от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном в количестве 2 кг на 1 м³ раствора, в объеме 15 м³ и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы. Выполняют обсаживание ствола скважины.

При бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 15 м³, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами без цементирования затрубья хвостовика.

При бурении скважин по примерам 1-3 не наблюдается явлений прихвата бурового инструмента.

Применение предложенного способа позволит решить задачу предотвращения прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см³, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м³ и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну. Обеспечивается предотвращение прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

1. Способ строительства нефтедобывающей скважины, включающий бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт, отличающийся тем, что при вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см³, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м³ и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при бурении горизонтального ствола из пробуренного вертикального после добуривания горизонтального участка скважины производят очистительный рейс бурильной компоновкой по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом, при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, и прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м³, затем выполняют геофизические исследования и обсаживают горизонтальный участок обсадными трубами, по результатам каротажа принимают решение о целесообразности цементирования хвостовика.