способ заканчивания скважины

Формула изобретения

Способ заканчивания скважины, включающий бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов.

Известен способ заканчивания горизонтальной скважины, в котором после вскрытия продуктивного пласта спускают в скважину обсадную колонну, оснащенную пакерами и отверстиями с магниевыми заглушками, затем цементируют надпакерную (вертикальную) часть колонны и последовательно растворяют магниевые заглушки с последующим поинтервальным пакерованием колонны (Патент РФ № 2055156, опубл. 27.02.1996 г.).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны с отверстиями, оснащенной пакерами и заглушками отверстий, промывку скважины, цементирование надпакерной части колонны и последующее пакерование горизонтальной части скважины, в котором пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе, а обсадная колонна имеет запорный клапан, при этом совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек, допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами, при этом длину цементной перемычки устанавливают в соответствии со специальной формулой (Патент РФ № 2171359, опубл. 27.07.2001 - прототип).

Известные способы не обеспечивает надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины из-за негерметичности пакеровки непроницаемыми эластичными оболочками, имеющими ограниченное расширение вследствие неопределенной формы сечения ствола, наличия желобных выработок, обвалов стенок на горизонтальном участке. Следствием этого является снижение общего дебита скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины.

Задача решается способом заканчивания скважины, включающим бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.

Сущность изобретения

При строительстве и заканчивании нефтедобывающих скважин не обеспечивается надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины. Вследствие этого не удается интенсифицировать каждый интервал продуктивного пласта отдельно, что негативно отражается на общем дебите скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины. Задача решается следующим образом.

При заканчивании скважины выполняют бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. На фиг.1 изображена предлагаемая конструкция горизонтальной скважины. На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - хвостовик, 3 - часть хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, 4 - часть хвостовика с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части, 5 - пакер, 6 - эксплуатационное глубинное оборудование; 7 - цементировочный узел; 8 - цельная часть хвостовика, ближняя к устью скважины.

Проводят выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика 2 с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части 3, с цементировочным узлом 7 и с закрытыми кислоторастворимыми, например, магниевыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части 4 и с ближней к устью скважины цельной частью 8, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика 4 через цементировочный узел 7 с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части 8, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика 3. При наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, например, проведение кислотной обработки, гидроразрыва пласта и пр. Далее проводят установку заглушенного пакера 5, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика 4 до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика, например, проведение кислотной обработки, гидроразрыва пласта и пр.

Пример конкретного выполнения

Скважину бурят на девонские отложения с необходимым набором зенитного угла (до 75-80°), обсаживают эксплуатационной колонной диаметра 168 мм на кровлю продуктивного пашийского горизонта (на подошву "верхнего известняка") и цементируют. Вскрытие продуктивной части производят бурением ствола диаметром 144 мм с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта. Горизонтальная часть по пласту составляет 400 м и перекрывается хвостовиком диаметра 114 мм. Конструкцию скважины выполняют согласно фиг.1. После проведения геофизических исследований в горизонтальной части определяются потенциальные продуктивные нефтенасыщенные участки. Сборка конструкции хвостовика осуществляется с учетом намеченных участков. В удаленную часть горизонтального ствола размещается фильтровая незацементированная колонна. Затем глухая колонна с цементировочным узлом. Следующим размещают на определенных участках фильтр с магниевыми заглушками, поинтервально разделенные сплошной колонной. Ближний конец хвостовика размещают с перекрытием 100 м в эксплуатационной колонне диаметра 168 мм.

Данная конструкция позволяет на первом этапе освоить интервал с незацементированной частью хвостовика. Определить продуктивность вскрытой части геологического разреза, провести гидроразрыв пласта.

Далее спуском «глухового» пакера производят изоляцию от опробованного интервала. Спускают разделительный пакер с проходным отверстием и пакеруют его в намеченном участке. С помощью колтюбинговой установки «Гибкая труба» производят вторичное вскрытие отсеченного участка горизонтального ствола при помощи соляно-кислотной обработки. Соляная кислота растворяет магниевые заглушки и частично разъедает цемент за хвостовиком. После вымыва соляной кислоты производят процесс опробования и гидравлический разрыв отсеченного интервала.

Данный процесс производят поэтапно в намеченных интервалах.

По результату полученной продуктивности каждого участка горизонтального ствола проектируется глубинно-насосное оборудование для производства раздельной эксплуатации запланированных участков.

Хвостовик диаметром 114 мм снабжен перфорационными отверстиями диаметром 10 мм из расчета 10 отв/м и магниевыми заглушками.

По результату опробования зон спускают глубинное оборудование с учетом организации раздельной эксплуатации горизонтального ствола.

Согласно предлагаемой технологии скважина завершена строительством с подобной конструкцией и суточный дебит нефти составил в ней 17,7 т/сут. С того же куста бурения была завершена строительством вторая скважина с конструкцией в горизонтальном стволе с незацементированной фильтровой частью в продуктивном разрезе и суточный дебит нефти составляет 8,5 т/сут. Т.о. предлагаемая конструкция позволяет получить интенсификацию прироста добычи нефти в 2 раза.

Применение предложенного способа позволит повысить дебит скважины.