СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ

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) ≤6 мл/30 мин по ВМ-6, толщина фильтрационной корки ≤0,5 мм, содержание песка ≤1% об., СНС 1\10 (статическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 7\10,5 дПа, ДНС 1\10 (динамическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 36 дПа, электрическое сопротивление ≥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.