способ строительства многозабойной скважины

Классы МПК:E21B7/04 направленное бурение 
E21B43/14 добыча из скважин на нескольких горизонтах 
Автор(ы):, , ,
Патентообладатель(и):Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2013-07-24
публикация патента:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины. Сначала бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью. Пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм. Затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора. Осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно. При этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола. Обеспечивается снижение кольматации стволов скважины и увеличение ее производительности. 1 пр.

Формула изобретения

Способ строительства многозабойной скважины, включающий бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины, отличающийся тем, что вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ проведения и крепления многозабойной скважины (патент РФ № 2074944, опубл. 10.03.1997 г.), заключающийся в бурении основного ствола до последнего по глубине разветвления, креплении основного ствола трубами, бурении дополнительных стволов с последующим их креплением хвостовиками из основного ствола.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины, который включает бурение основного ствола до последнего по глубине разветвления, крепление его трубами, бурение дополнительных стволов с последующим их креплением хвостовиками из основного ствола. Основной ствол сначала бурят до кровли верхнего продуктивного пласта с набором зенитного угла и крепят его, потом углубляют его до размещения в толще наиболее продуктивного пласта с креплением экспандируемыми трубами с размещенными на них при необходимости пакерами, отсекающими продуктивные пласты друг от друга, и производят его освоение. Затем из основного ствола проводят последовательное бурение, крепление и освоение дополнительных стволов от забоя к кровле верхнего продуктивного пласта с размещением забоев дополнительных стволов в различных продуктивных пластах. Ранее пробуренные и освоенные стволы изолируют от следующего дополнительного ствола в процессе его бурения, крепления и освоения. Обеспечивает повышение добычных возможностей скважины, снижение временных, трудовых и материальных затрат на проведение, крепление и освоение многозабойной скважины (Патент РФ № 2386006, опубл. 10.04.2010 - прототип).

Недостатком известных способов является высокая кольматация продуктивных стволов скважины и, как следствие, малая продуктивность скважины.

В предложенном изобретении решается задача снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличение ее продуктивности.

Задача решается тем, что в способе строительства многозабойной скважины, включающем бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины, согласно изобретению вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.

Сущность изобретения

При бурении второго ствола многозабойной скважины происходит кольматация первого уже пробуренного ствола. При этом при бурении первым ствола скважины в наиболее продуктивный пласт в последующем при бурении стволов скважины в менее продуктивные пласты происходит кольматация первого наиболее продуктивного пласта и наибольшее снижение дебита всей скважины. Чем более продуктивный пласт, тем в большей степени происходит его кольматация при бурении последующих пластов. При этом от кольматации наиболее продуктивного ствола не спасает ни последовательное освоение пластов, на отсекание пластов друг от друга, на прочие мероприятия, направленные на исключение кольматации. В предложенном изобретении решается задача снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличение ее продуктивности. Задача решается следующим образом.

При строительстве многозабойной скважины вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.

Освоение скважины наиболее рационально проводить с помощью свабирования по колонне насосно-компрессорных труб с установкой пакера в районе башмака эксплуатационной колонны на вертикальном участке скважины и последующей соляно-кислотной обработкой стволов.

В качестве жидкости на углеводородной основе используют жидкости, в которых в качестве основы используют углеводородную жидкость, например, нефть, керосин, дизтопливо и т.п. Жидкость на углеводородной основе может содержать загустители, наполнители, поверхностно-активные вещества, пеногасители, бактерициды и пр. Такая жидкость практически не кольматирует околоскважинную зону, а при эксплуатации скважины растворяется в нефти и выносится из скважины.

Применение в первом стволе жидкости на углеводородной основе с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола, способствует обеспечению минимального проникновения бурового раствора в пробуренный ствол скважины при бурении второго ствола и минимальной кольматации породы в околоскважинной зоне первого ствола.

Этот же эффект минимизации кольматации околоскважинной зоны пробуренного пласта обеспечивается при применении жидкости на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм.

В результате минимальной кольматации дебит скважины увеличивается.

Пример конкретного выполнения

Строят многозабойную нефтедобывающую скважину. Продуктивность нижнего пласта 4,05 т/сут*МПа, продуктивность верхнего пласта 2,00 т/сут*МПа.

Пласты расположены на глубинах, верхний - 1138 м и нижний - 1162 м. Вначале бурят первый ствол длиной 150 м в верхнем пласте с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, соответствующей ТУ 2413-003-52412574-01 и представляющей собой 40%-ный раствор сложных зфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот в дизельном топливе с добавками кремнийорганического стабилизатора, 2% оксида алкилдиметиламина и неионогенного поверхностно-активного вещества. По внешнему виду представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета, имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°C.

Свойства применяемой углеводородной жидкости: плотность 1,14 г/см3, условная вязкость 30-50 сек, показатель фильтрации (водоотдача) способ строительства многозабойной скважины, патент № 2518585 6 мл/30 мин по ВМ-6, толщина фильтрационной корки способ строительства многозабойной скважины, патент № 2518585 0,5 мм, содержание песка способ строительства многозабойной скважины, патент № 2518585 1% об., СНС 110 (статическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 710,5 дПа, ДНС 110 (динамическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 36 дПа, электрическое сопротивление способ строительства многозабойной скважины, патент № 2518585 0,8 Ом*м, пластическая вязкость 5-19 мПа*с.

Бурят второй ствол длиной 200 м в нижнем пласте с большей продуктивностью с использованием в качестве промывочной жидкости (бурового раствора) биополимер-карбонатного безглинистого раствора с плотностью, изменяющейся в процессе бурения от 1 до 1,08 г/см3. Пробуренные стволы не обсаживают. Обсаживают вертикальный ствол скважины. В вертикальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером в районе башмака эксплуатационной колонны. Осваивают оба пласта одновременно с помощью свабирования и с последующей соляно-кислотной обработкой стволов.

В результате продуктивность скважины составляет 5,65 т/сут*МПа. Продуктивность скважины по прототипу составляет 4,76 т/сут*МПа.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличения продуктивности.

Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2518585

patent-2518585.pdf

Класс E21B7/04 направленное бурение 

способ разработки изометрических залежей природного битума -  патент 2528760 (20.09.2014)
способ разработки месторождения сверхвязкой нефти -  патент 2527984 (10.09.2014)
способ проведения встречных выработок при их сбойке -  патент 2527955 (10.09.2014)
способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием -  патент 2526047 (20.08.2014)
способ разработки битумных месторождений изометрической формы -  патент 2524705 (10.08.2014)
способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины -  патент 2520033 (20.06.2014)
способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением вблизи первой скважины (варианты) -  патент 2515930 (20.05.2014)
способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии -  патент 2513744 (20.04.2014)
способ разработки залежи вязкой нефти или битума -  патент 2513484 (20.04.2014)
способ разработки месторождения высоковязкой нефти -  патент 2504647 (20.01.2014)

Класс E21B43/14 добыча из скважин на нескольких горизонтах 

способ воздействия на застойную зону интервалов пластов гарипова и установка для его реализации -  патент 2529072 (27.09.2014)
способ разработки двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения -  патент 2528306 (10.09.2014)
способ разработки многопластового нефтяного месторождения -  патент 2528305 (10.09.2014)
способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины -  патент 2527958 (10.09.2014)
способ разработки четырех эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения -  патент 2527957 (10.09.2014)
способ эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта -  патент 2527422 (27.08.2014)
способ снижения водопритока в горизонтальный ствол скважины трещинно-порового коллектора -  патент 2527413 (27.08.2014)
способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи -  патент 2526937 (27.08.2014)
устройство для одновременно-раздельной эксплуатации пластов (варианты) -  патент 2526080 (20.08.2014)
способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами -  патент 2524800 (10.08.2014)
Наверх