Способ сооружения наклонно-направленной скважины Российский патент 2022 года по МПК E21B7/04 

Изобретение относится к бурению эксплуатационных нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия продуктивных залежей с деформирующимися пластами в процессе эксплуатации.

Известен способ сооружения наклонно-направленных скважин, включающий предварительное проектирование траектории ствола скважины, позволяющей вскрыть продуктивную залежь на требуемом удалении от вертикали, а также на необходимую глубину с целью обеспечения лучшей продуктивности скважины после ввода ее в эксплуатацию, реализацию самого процесса бурения и оснащение скважины необходимым оборудованием, в том числе колонной обсадных труб (Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, 632 с.).

Недостатком этого способа является не учет дополнительных нагрузок, действующих на колонну обсадных труб в результате деформации пластов продуктивной залежи по мере снижения в ней первоначального пластового давления.

Наиболее близким к описываемому способу является способ сооружения скважин, включающий бурение горных пород, расположенных выше продуктивного пласта по проектному профилю, вскрытие и бурение продуктивного пласта под расчетным углом между нормалью к поверхности продуктивного пласта и осью скважины, при котором возникающие сминающие нагрузки от горного давления в процессе деформации продуктивного пласта не превышают прочностных свойств труб обсадной колонны, спускаемой после бурения (Авторское свидетельство СССР SU 1469074 А1, 30.03.1989. Бюл. №12).

Недостатком этого способа является, что его использование не позволяет избегать смятия обсадной колонны в области кровли продуктивного пласта в процессе его деформации.

Технической задачей описываемого изобретения является предупреждение нарушения целостности обсадной колонны в интервале продуктивной залежи.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе сооружения наклонно-направленной скважины, включающего бурение горных пород, расположенных выше продуктивной залежи по проектному профилю, вскрытие и бурение продуктивной залежи под углом к плоскости залегания ее пластов и оборудование ствола скважины колонной обсадных труб, до проводки скважины определяют величину деформации пластов продуктивной залежи в процессе ее эксплуатации, относительное изменение длины участка ствола скважины в интервале вскрытия продуктивной залежи и дополнительные осевые нагрузки, воспринимаемые колонной обсадных труб в этом интервале в результате деформации пластов, а вскрытие пластов продуктивной залежи реализуют под углом и на расстояние, при которых возникающие осевые нагрузки не превышают прочностных свойств обсадных труб.

На чертеже показана схема расположения участка наклонно-направленной скважины в продуктивной залежи, на которой обозначено: АС - первоначальная длина интервала скважины в продуктивной залежи толщиной h, DC - длина этого интервала после деформации продуктивной залежи на величину Δh, α - угол отклонения от вертикали траектории ствола скважины в продуктивной залежи.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При деформации горных пород залежи толщиной h на величину Δh длина скважины в этом интервале изменяется от величины АС до DC, угол отклонения скважины от вертикали составляет величину α, а удаление забоя - ВС.

С учетом того, что, как правило, удаление от забоя (ВС) значительно больше толщины залежи (h), то изменение (уменьшение) длины скважины (в соответствии с принятой схемой) можно определять по формуле ΔL=Δh⋅cos α.

Формула для определения нормального напряжения в колонне из-за техногенных деформационных процессов в дренируемой залежи по законам механики принимает вид (Н.В. Черский, В.Н. Виноградов, Г.Г. Жиденко и др. Влияние осадки горных пород на подземные сооружения при извлечении флюидов из продуктивных пластов / Доклады АН СССР. 1988. Т. 302, №2. С. 413-416) δ=Δh⋅cos α ⋅ Е/L, где Δh - величина деформации горных пород залежи, м; Е - модуль Юнга материала труб обсадной колонны, МПа; L - первоначальная длина колонны в интервале продуктивной залежи (на чертеже - АС), м.

Для предупреждения нарушения целостности обсадной колонны необходимо, чтобы определяемое нормальное напряжение не превышало прочностных свойств обсадных труб - Р_п≤Δh⋅cos α ⋅ Е/L. Под прочностными свойствами обсадных труб в данном случае, когда они работают на продольное сжатие, можно принять нагрузки, при которых происходит их изгиб или увеличение диаметра - «раздутие». В реальных случаях величиной возникающей техногенной нагрузки можно варьировать изменением угла α или длиной участка скважины в продуктивном пласте L. При этом, чем больше угол α и длина участка скважины L, тем меньше возникающие техногенные нагрузки. Первоначально на основании технологических и экономических расчетов процесса бурения и необходимой продуктивности сооружаемой скважины можно определить величину L, затем вычисляется величина деформации продуктивной залежи в интервале ее вскрытия, далее определяется минимальный допустимый угол отклонения траектории ствола скважины α в продуктивной залежи. Если расчетный угол отклонения меньше, чем угол, получаемый в результате задания величин L и h (arccos(h/L)), то выбранную траекторию ствола скважины в продуктивной залежи можно считать безопасной.

Например, длина наклонного участка скважины в продуктивной залежи составляет L=200 м, толщина вскрытой ее части h=100 м, расчетная величина деформации продуктивной залежи в интервале ее вскрытия Δh=1 м, модуль Юнга материала труб Е=2⋅10⁵ МПа, допустимые продольные нагрузки для колонны составляют Р_п=600 МПа. По приведенной выше формуле определяем максимальную допустимую величину косинуса угла α - cos α=L⋅P_п/Δh⋅E=200⋅600/1⋅2⋅10⁵=0,6. Таким образом для наших условий угол α должен быть не менее 53,1 градуса. По первоначальным проектным данным величина этого угла составляет (α=arccos(h/L) - 60 градусов, значит условия безопасной работы колонны обсадных труб выполняются.

Использование описываемого способа позволяет на стадии проектирования наклонно-направленных скважин прогнозировать техногенные нагрузки, воспринимаемые колонной обсадных труб в деформируемой продуктивной залежи в результате ее разработки, и определять безопасные параметры траектории ствола скважины в ней.

Изобретение относится к бурению эксплуатационных нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия продуктивных залежей с деформирующимися пластами в процессе эксплуатации. Способ сооружения наклонно-направленной скважины включает бурение горных пород, расположенных выше продуктивной залежи по проектному профилю, вскрытие и бурение продуктивной залежи под углом к плоскости залегания ее пластов и оборудование ствола скважины колонной обсадных труб. До проводки скважины определяют величину деформации пластов продуктивной залежи в процессе ее эксплуатации, относительное изменение длины участка ствола скважины в интервале вскрытия продуктивной залежи и дополнительные осевые нагрузки, воспринимаемые колонной обсадных труб в этом интервале в результате деформации пластов. Вскрытие пластов продуктивной залежи реализуют под углом и на расстояние, при которых возникающие осевые нагрузки не превышают прочностных свойств обсадных труб. Обеспечивается предупреждение нарушения целостности обсадной колонны в интервале продуктивной залежи. 1 ил.

Способ сооружения наклонно-направленной скважины, включающий бурение горных пород, расположенных выше продуктивной залежи по проектному профилю, вскрытие и бурение продуктивной залежи под углом к плоскости залегания ее пластов и оборудование ствола скважины колонной обсадных труб, отличающийся тем, что до проводки скважины определяют величину деформации пластов продуктивной залежи в процессе ее эксплуатации, относительное изменение длины участка ствола скважины в интервале вскрытия продуктивной залежи и дополнительные осевые нагрузки, воспринимаемые колонной обсадных труб в этом интервале в результате деформации пластов, а вскрытие пластов продуктивной залежи реализуют под углом и на расстояние, при которых возникающие осевые нагрузки не превышают прочностных свойств обсадных труб.