СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ

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

Известен способ строительства многозабойной скважины, включающий бурение до продуктивного горизонта и закрепление обсадными трубами основного ствола, последовательное сверху вниз бурение основного и боковых стволов, заполнение каждого бокового ствола герметично только на входе в боковой ствол в виде пакер-пробки, выполненной из легкоразбуриваемых материалов (номер публикации 2005109458, опублик. 2006.11.27).

Известный способ требует обязательного разбуривания пакер-пробки, что приводит к накоплению в стволе скважины нежелательных продуктов или вызывает необходимость дополнительных операций по глушению, промывке и освоению скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства многозабойной скважины, включающий бурение до продуктивного горизонта и закрепление обсадными трубами основного ствола, последовательное сверху вниз бурение основного и боковых стволов, исследование плотности жидкости, находящейся в боковом стволе, заполнение герметично только на входе в боковой ствол материалом в виде затвердевающего в жидкой среде вещества такой же плотности, что и плотность жидкости в данном боковом стволе, и выдержку, достаточную для отверждения вещества, с последующим его вымыванием из боковых стволов после бурения (патент РФ №2283417, опублик. 2006.09.10 - прототип).

Известный способ предполагает герметизацию бокового ствола на входе, однако применяемый для герметизации материал растворим в воде, а следовательно, и в водных растворах, используемых при бурении, что приводит к снижению надежности герметизации бокового ствола. Кроме того, при этом не исключается отрицательное воздействие на продуктивный пласт буровых растворов и жидкостей глушения под герметизирующим материалом. В результате продуктивность стволов скважины снижается.

В предложенном изобретении решается задача сохранения продуктивности каждого ствола многозабойной скважины.

Задача решается тем, что в способе строительства многозабойной скважины, включающем бурение основного и боковых стволов, заполнение входа в боковой ствол после бурения изолирующим материалом, вымывание изолирующего материала из стволов после бурения последнего ствола и освоение скважины, согласно изобретению боковые стволы бурят разной длины, в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию, после бурения низ каждого ствола, кроме последнего, заполняют раствором эмульгатора Ринго-ЭМ, после бурения последнего ствола при освоении скважины все стволы заполняют нефтью, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером, пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство.

Дополнительно обрабатывают призабойную зону одного или нескольких стволов раствором соляной кислоты со свабированием.

Сущность изобретения

При строительстве многозабойных горизонтальных скважин особое значение имеет сохранение продуктивности каждого ствола. Ранее проведенные горизонтальные стволы подвергаются более длительному воздействию промывочной жидкости по сравнению со стволами, построенными позже. В силу этого глубина проникновения фильтрата промывочной жидкости в ранее проведенные стволы увеличивается, что приводит к уменьшению продуктивности стволов. Блокирование поступления промывочной жидкости в построенный ствол в известных технических решениях не обладает надежностью. При этом не исключается отрицательное воздействие на продуктивный пласт буровых растворов и жидкостей глушения под герметизирующим материалом. В результате продуктивность стволов скважины снижается. В предложенном изобретении решается задача сохранения продуктивности каждого горизонтального ствола многозабойной скважины. Задача решается следующим образом.

При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение нескольких (2-х и более) горизонтальных стволов. Горизонтальные стволы бурят разной длины, что позволяет по длине ствола безошибочно контролировать проведение работ в каждом конкретном стволе. В качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию. Построенный первый горизонтальный ствол многозабойной скважины заполняют от забоя обратной эмульсией - водным раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. Таким образом, ствол оказывается заблокированным для воздействия промывочной жидкости при строительстве очередного ствола. Бурят следующие горизонтальные стволы с использованием в качестве бурового раствора естественной водной суспензии и каждый ствол заполняют от забоя обратной эмульсией - водным раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. Последний ствол после бурения не заполняют водным раствором эмульгатора Ринго-ЭМ.

После бурения всех стволов естественную водную суспензию из последнего ствола и обратную эмульсию из предыдущих стволов заменяют на нефть путем продавки нефти на забой каждого ствола через бурильный инструмент. Обратная эмульсия на основе эмульгатора Ринго-ЭМ при контакте с нефтью деэмульгируется, становится менее вязкой и легко выносится из скважины. По завершении процесса замены на нефть проводят освоение скважины свабированием.

Освоение многозабойной скважины производится после полного разбуривания скважины. При освоении скважины все стволы заполняют нефтью, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером, пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство.

Для увеличения продуктивности скважины возможна дополнительная обработка призабойной зоны одного или нескольких стволов 10-15%-ным раствором соляной кислоты с последующим свабированием.

В качестве естественной водной суспензии используют раствор технической воды плотностью 1,0 г/см³ с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. На 100 м³ технической воды добавляют 180 - 220 л МЛ-81Б.

МЛ-81Б (по ТУ 2481-007-48482528-99) является моющим препаратом, представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета с массовой долей ПАВ 30%. Представляет собой смесь неионоактивного и анионактивного ПАВ. Предназначен для использования в составах, применяемых для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, с целью интенсификации добычи или приемистости, для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения гидравлических потерь в скважинах и трубопроводах, особенно при добыче и транспортировке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также очистки нефтеналивных емкостей, танкеров и деталей машин.

Эмульгатор Ринго-ЭМ (по ТУ 2413-003-52412574-01) представляет собой 40%-ный раствор сложных эфиров 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 эмульгатор Ринго-ЭМ представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета. Эмульгатор Ринго-ЭМ имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°С. При смешении эмульгатора Ринго-ЭМ с минерализованной водой образуется жидкость повышенной вязкости. Для обеспечения необходимых вязкостных свойств оптимальным является соотношение эмульгатора и воды в пределах (2-10):(90-98) (по массе). Для заполнения ствола скважины используют 10%-ный раствор Ринго-ЭМ в воде.

Пример конкретного выполнения

Строят многозабойную нефтедобывающую скважину. Из основного ствола, пробуренного в кровельную часть продуктивного пласта с углублением на 1 м по вертикали от кровли пласта и обсаженного эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, с глубины 1336 м (абсолютная отметка - 914,9 м) выполняют бурение первого горизонтального ствола долотом диаметром 143,9 мм. Бурят первый горизонтальный ствол длиной 153 м по коллекторам продуктивного пласта до глубины 1489 м (абсолютная отметка - 920,2 м). При бурении в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию - раствор технической воды плотностью 1,0 г/см³ с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б (на 100 м³ технической воды добавляют 200 л МЛ-81Б). Спускают буровой инструмент до забоя пробуренного первого ствола и от забоя заполняют ствол обратной эмульсией на основе эмульгатора Ринго-ЭМ в виде 10%-ного раствора в воде.

Затем из первого ствола на глубине 1340 м (абсолютная отметка - 915,4 м) выполняют зарезку второго горизонтального ствола долотом диаметром 123,9 мм. Бурят второй боковой ствол длиной 182 м по коллекторам продуктивного горизонта до глубины 1558 м (абсолютная отметка - 941,5 м). Спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя пробуренного первого ствола и от забоя заполняют ствол нефтью. Колонну насосно-компрессорных труб поочередно спускают в первый и второй горизонтальные стволы до забоя. По длине колонны контролируют попадание в каждый боковой ствол. Первый и второй горизонтальные стволы заполняют нефтью.

Проводят освоение скважины. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером в вертикальный ствол выше зарезки верхнего горизонтального ствола. Пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство.

Для увеличения продуктивности скважины дополнительно на забое каждого бокового ствола продавливают в пласт 15%-ный раствор соляной кислоты из расчета 1 м³ раствора на 15 м продуктивного пласта, проводят технологическую выдержку в течение 2 ч и свабируют до притока из скважины.

Вызывают приток из всех горизонтальных стволов. В скважину спускают глубинонасосное оборудование и добывают нефть.

В результате удается сохранить продуктивность скважины. Дебит скважины по прототипу составил 12 м³/сут, тогда как дебит скважины по предложенному способу составил 25 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит сохранить продуктивность каждого ствола многозабойной скважины.