Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

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

Известен способ проходки горизонтальной скважины, включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления и бурение горизонтального участка, при этом стабилизацию зенитного угла осуществляют до интервала устойчивых горных пород, расположенных ниже подошвы продуктивного пласта, а добор зенитного угла до 80° и бурение горизонтального участка осуществляют на длину, обеспечивающую после набора зенитного угла более 90° вскрытие продуктивного пласта в проектной точке с последующей проходкой наклонного или горизонтального участка в продуктивном пласте (патент РФ №2159318, опубл. 20.11.2000 г.).

Известен также способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем, включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, (патент РФ №2278939, опубл. 27.06.2006 г.).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства горизонтальной скважины, включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участка стабилизации зенитного угла, участка набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола. Глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом α_вх менее 60°, при этом если зенитный угол α_вх составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а если зенитный угол α_вх составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю, причем конкретное значение зенитного угла входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта α_вх определяют расстоянием от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта A и радиусом искривления R при наборе кривизны в этом интервале до необходимого ее значения по формуле: α_вх=arcsin(1-A/R), где α_вх - зенитный угол входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта в градусах, A - расстояние от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, R - радиус набора кривизны в интервале от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, обеспечивающий достижение значения A при допустимом значении интенсивности искривления для данной компоновки бурильного инструмента и обсадных труб, при этом для предотвращения кавернообразования проходку кыновского горизонта и ниже осуществляют в режиме гарантированного ламинарного течения в заколонном кольцевом канале вязкопластичного бурового раствора с крепящими свойствами, а для ускорения проходки кыновских глин используют способ создания и контролирования необходимой нагрузки на долото при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем с большим смещением забоев от устья скважины, причем для бурения интервалов стабилизации зенитного угла малоинтенсивное увеличение или уменьшение его производят с использованием наддолотного центратора-стабилизатора для бурения забойными двигателями (Патент РФ №2421586, опубл. 20.06.2011).

Общим недостатком известных технических решений является существенное отклонение забоя от точки входа в продуктивный пласт, потеря производительной части скважины и уменьшение зоны питания скважины.

В предложенном изобретении решается задача увеличение производительной части скважины, зоны питания скважины и увеличения дебита скважины.

Задача решается тем, что в способе строительства горизонтальной скважины, включающем проходку вертикального участка, участка искривления и горизонтального ствола, спуск обсадной колонны в скважину и цементирование, согласно изобретению, проходку вертикального участка выполняют с входом в продуктивный пласт, в скважину спускают эксплуатационную колонну с фильтровой нижней частью с длиной, не меньшей глубины входа в продуктивный пласт, выше фильтровой части колонны устанавливают пакер, выше пакера устанавливают циркуляционный клапан и цементируют заколонное пространство через циркуляционный клапан, а после цементирования разбуривают пакер и продолжают бурение с входом в нижележащий пласт, подъемом в продуктивный пласт и бурением по продуктивному пласту.

Сущность изобретения

В настоящее время стали вовлекать в разработку карбонатные коллектора с небольшими толщинами до 4,5-5 м бурением горизонтальных стволов добывающих скважин. Однако из-за различных технических осложнений навигационного оборудования и изменчивости абсолютных отметок кровли пласта при бурении под эксплуатационную колонну вскрытие пласта происходит до его середины. Это обстоятельство приводит к тому, что для выхода на горизонтальный ствол вынуждены бурением опускаться ниже подошвы продуктивного пласта и большую часть ствола до 30% вести по непродуктивному пласту.. При этом прикровельная часть продуктивного пласта, перекрытая эксплуатационной колонной, вскрыта в точке, отстоящей на расстоянии более чем 100 м от точки входа в пласт. Для условий разработки с проектной сеткой 400*400 м это уже недопустимое смещение проектной точки, которое приводит к потере производительной части скважины и уменьшению зоны питания скважины. В предложенном изобретении решается задача увеличения производительной части скважины и уменьшение зоны питания скважины. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлен профиль горизонтальной скважины, на котором 1 - эксплуатационная колонна, 2 - циркуляционный клапан, 3 - пакер, 4 - фильтровая часть эксплуатационной колонны 5 - открытый ствол скважины, 6 - продуктивный пласт, 7 - глинистые породы, 8 - водонасыщенный пласт, 9 - непродуктивный пласт, 10 - участок искривления. Прикровельная часть продуктивного пласта 6, перекрытая эксплуатационной колонной 1, вскрыта в точке «B» на расстоянии более чем 100 м от проектной точки входа в пласт 6 в точке «A».

Выполняют проходку вертикального участка скважины от дневной поверхности через глинистые породы 7 с входом в продуктивный нефтенасыщенный пласт 6. Спускают эксплуатационную колонну 1 с фильтровой нижней частью 4 с длиной, не меньшей глубины входа в продуктивный нефтенасыщенный пласт 6. Выше фильтровой части 4 колонны 1 устанавливают пакер 3, выше пакера 3 устанавливают циркуляционный клапан 2. Цементируют заколонное пространство через циркуляционный клапан 2. Проводят выдержку для схватывания и твердения цемента. Разбуривают пакер 3, промывают скважину. Из пробуренного ствола бурят открытый ствол скважины 5 с участком искривления 10 по непродуктивному пласту 9 с входом в продуктивный нефтенасыщенный пласт 6 и проходки по нему.

Нижняя часть эксплуатационной колонны 1 в интервале фильтровой части остается нецементированной. Для предотвращения попадания цементного раствора в пласт 6 выше этой фильтровой части 4 колонны 1 установлен пакер 3. Выше пакера 3 циркуляционный клапан 2 обеспечивает прокачку цементного раствора при цементаже колонны 1.

В результате часть скважины в интервале фильтровой части 4 оказывается сообщенной с нефтенасыщенным продуктивным пластом 6 и участвует в добыче нефти.

Пример конкретного выполнения

Выполняют строительство нефтедобывающей скважины с горизонтальным стволом.

Бурением вскрыт продуктивный карбонатный пласт-коллектор на глубине 1320 м, эксплуатационная колонна 6″ спущена на глубину 1336 м, что на 2 м ниже кровли нефтенасыщенного продуктивного пласта по вертикали. Нижняя часть 6″ эксплуатационной колонны длиной 12 м представляет фильтровую часть, также имеет щелевые отверстия длиной 5×200 мм в количестве 8 щелевых отверстий на погонный метр колонны. Выше щелевого фильтра на 1 м установлен надувной пакер и через 0,5 м выше пакера - циркуляционный клапан. Цементируют заколонное пространство через циркуляционный клапан. Проводят выдержку для схватывания и твердения цемента. Разбуривают пакер, промывают скважину. Из пробуренного ствола бурят открытый ствол скважины с участком искривления по непродуктивному пласту с входом в продуктивный нефтенасыщенный пласт и проходки по нему.

В результате часть скважины в интервале фильтровой части оказывается сообщенной с нефтенасыщенным продуктивным пластом и участвует в добыче нефти. Дебит скважины увеличился на 35% и составил 15 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу увеличения производительной части скважины, зоны питания скважины и увеличения дебита скважины.