Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта



Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта
Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта
Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта
Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта

Владельцы патента RU 2564316:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заканчивании строительства скважин. При осуществлении способа эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью. На наружной поверхности каждого фильтра установлен водонабухающий пакер в виде эластичного рукава с отверстиями. При контакте с водой отверстия в эластичном рукаве стягиваются и герметично перекрывают снаружи отверстия в фильтрах. Производят разъединение технологической колонны труб от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика, извлекают технологическую колонну труб на поверхность, спускают в горизонтальную скважину колонну труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. Повышается эффективность и надежность способа, упрощается технология, повышается нефтеотдача продуктивного пласта. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта и оборудования в этих интервалах фильтрами при заканчивании строительства скважин.

Известен способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК Е21В 43/11, опубл. в бюл. №33 от 10.08.1999 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным заглушками в отверстиях фильтра из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом, для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что производят тампонирование как эксплуатационной колонны, так и фильтра, при этом за фильтром образуется цементный камень, ухудшающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная тем, что при прорыве воды в каком-либо интервале фильтра происходит обводнение всей добываемой продукции;

- в-третьих, несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворимые под действием химического реагента заглушки, рассчитано без учета фильтрационно-емкостных характеристик пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет превышать объем отбора нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины (патент RU №2516062, МПК Е21В 43/02, опубл. 20.05.2014 г.), включающий бурение ствола добывающей горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра. В процессе бурения добывающей горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную добывающую горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем в скважину спускают колонну труб и закачивают химический реагент и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, производят ее перемещение от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб цементного раствора, которым заливают нижний периметр фильтра, производят спуск в горизонтальную скважину колонны труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность, связанная с тем, что при прорыве воды из пласта в ствол горизонтальной скважины в одной или нескольких зонах фильтра, разделенного заколонными нефтенабухающими пакерами, происходит обводнение всей добываемой продукции в стволе горизонтальной скважины;

- во-вторых, низкая надежность, обусловленная тем, что отверстия в фильтре перед спуском в скважину оснащают заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, а при заканчивании строительства горизонтальной скважины закачивают химический реагент в ствол горизонтальной скважины и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции, при этом существует высокая вероятность того, что заглушки не разрушатся или разрушатся частично вследствие разбавления химического реагента скважинной жидкостью, что значительно уменьшает пропускную способность фильтра, кроме того, невозможно извлечь фильтр на ревизию, так как он спущен в составе зацементированной эксплуатационной колонны;

- в-третьих, низкая нефтеотдача продуктивного пласта, так как не проводятся работы по интенсификации притока нефти в ствол горизонтальной скважины при заканчивании ее строительством;

- в-четвертых, сложный и трудоемкий технологический процесс его осуществления, связанный с одновременным спуском эксплуатационной колонны, фильтра и заколонных нефтенабухающих пакеров в горизонтальный ствол скважины, а также закачкой химического реагента для растворения заглушек в отверстиях и заливкой нижнего периметра фильтра цементным раствором.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности реализации способа, а также повышение нефтеотдачи продуктивного пласта, упрощение технологического процесса и снижение его трудоемкости.

Поставленные технические задачи решаются способом заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта, включающим бурение ствола добывающей горизонтальной скважины с определением фильтрационно-емкостных характеристик пласта и их изменения по стволу горизонтальной скважины, разделение ствола скважины на зоны, отличающиеся фильтрационно-емкостными характеристиками пласта в 1,5-1,6 раза, подбор пропускной способности отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количества отверстий в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик, спуск в ствол пробуренной горизонтальной скважины эксплуатационной колонны с фильтром и заколонными нефтенабухающими пакерами, размещение пакеров на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, крепление эксплуатационной колонны, спуск в горизонтальную скважину колонны труб с насосом и запуск горизонтальной скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, затем производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола горизонтальной скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол горизонтальной скважины на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров в стволе горизонтальной скважины с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью, причем на наружной поверхности каждого фильтра установлен водонабухающий пакер, выполненный в виде эластичного рукава с отверстиями и натянутый на фильтр, причем отверстия в фильтрах соосны с отверстиями, выполненными в эластичных рукавах, а диаметры отверстий в эластичном рукаве выполнены в два раза больше диаметров отверстий в фильтрах и при контакте с водой отверстия в эластичном рукаве стягиваются и герметично перекрывают снаружи отверстия в фильтрах, производят разъединение технологической колонны труб от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика путем срабатывания скважинного разъединителя, после чего извлекают технологическую колонну труб на поверхность, спускают в горизонтальную скважину колонну труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию.

На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ.

На фиг. 3 изображено сечение А-А.

На фиг. 4 изображено сечение Б-Б.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В процессе бурения добывающей горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение в пределах продуктивного пласта 1 (см. фиг. 1) по стволу горизонтальной скважины 2.

Делят ствол горизонтальной скважины 2 на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза.

Например, длина L ствола горизонтальной добывающей скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 420 м, фильтрационно-емкостные свойства и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 разделены на три зоны следующим образом: зона 3′ - проницаемость 1,0 Дарси, длина L1=120 м; зона 3″ - проницаемость 1,55 Дарси, длина L2=160 м (в 1,5 раза относительно зоны 3′); зона 3′′′ - проницаемость 2,48 Дарси, длина L3=140 м (в 1,6 раза относительно зоны 3″).

Границами зон 3′, 3″, 3′′′ являются границы длин L1, L2, L3, в которых фильтрационно-емкостные характеристики отличаются в 1,5-1,6 раза.

Затем подбирают пропускную способность (площадь проходных сечений) отверстий 4′, 4″, 4′′′ (на фиг. 1 показаны условно) соответствующих фильтров 5′, 5″, 5″′, например, для фильтра диаметром 168 мм, отдельно для каждой зоны 3′, 3″, 3″′ в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик.

Подбор площади проходных сечений отверстий 4′, 4″, 4′″ соответствующих фильтров 5′, 5″, 5″′ для каждой соответствующей зоны 3′, 3″, 3″′ осуществляют любым известным способом, например, так, как описано в патенте RU №2134341, МПК Е21В 43/11, опубл. в бюл. №33 от 09.12.1999 г.

Фильтр 5′, 5″, 5″′ изготавливают из соединенных между собой муфтами обсадных труб с внешним диаметром D, равным 168 мм, и внутренним диаметром Dвф, равным 140,3 мм. Площадь поперечного сечения фильтра 5 Fк равна 154,5 см2.

Далее определяют количество отверстий 4′, 4″, 4″′ (см. патент RU №2516062, МПК Е21В 43/02, опубл. 20.05.2014 г.), выполняемых в фильтре 5′, 5″, 5″′ в каждой зоне, по формуле:

Nzi=(K1/Ki)·(4·Fк/π·do 2)·Li/k·а,

где K1 - минимальная проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Ki - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Fк - площадь поперечного сечения фильтра, см;

π=3,14;

do - диаметр одного отверстия 4′, 4″, 4″′ (см. фиг. 1 и 3) соответствующих фильтров 5′, 5″, 5″′, см. do=1,0 см;

Li - длина зоны продуктивной части горизонтальной скважины;

k - коэффициент скважинности, учитывающий, что отбор нефти производят по всему периметру фильтров 5′, 5″, 5″′, k=10;

а - коэффициент кратности увеличения дебита после проведения гидравлического разрыва пласта определяется опытным путем в зависимости от предполагаемого дебита отдельно для каждой нефтяной залежи и равен от 2 до 5, примем а=3.

Проведение поинтервального гидравлического разрыва пласта после бурения горизонтального ствола позволяет кратно увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта при запуске горизонтальной скважины в эксплуатацию после ее заканчивания строительством, кроме того, приток нефти происходит в открытый ствол горизонтальной скважины, а не в обсаженный, как описано в прототипе.

Таким образом, подставляя значения в формулу, получим количество отверстий, выполняемых в фильтре 5 в каждой отдельной зоне с учетом коэффициента кратности увеличения дебита после проведения гидравлического разрыва пласта:

NZ1=(1,0/1,0)·(4·154,5/3,14·1,02)120/10·3=7085 шт.

NZ2=(1,0/1,55)·(4·154,5/3,14·1,02)160/10·3=6093 шт.

NZ3=(1,0/2,48)·(4·154,5/3,14·1,02)140/5·3=3306 шт.

Расстояние между отверстиями 4′ по длине фильтра 5′ и по периметру фильтра определяют расчетным путем.

Например, для зоны длиной L2 с количеством отверстий NZ2=6093 шт. выполняют радиальный ряд отверстий 4″, например, восемь отверстий диаметром 10 мм по периметру фильтра 5″ и на расстоянии 0,21 м между рядами радиальных отверстий 4″, т.е. (160 м / 6093 шт.)·8=0,21 м.

Аналогичным образом выполняют отверстия 4′ и 4′′′ в соответствующих фильтрах 5′ и 5″′ в оставшихся зонах 3′ и 3″′ с длинами L1 и L3 соответственно.

Эксплуатационную колонну 6 спускают и крепят до начала горизонтального участка 6′ скважины 2.

В предлагаемом способе в отличие от прототипа отверстия в фильтрах перед спуском в горизонтальную скважину не оснащают заглушками из материала, разрушающегося при последующем химическом воздействии на них, благодаря тому, что фильтр спускают в открытый ствол горизонтальной скважины в составе колонны труб, а не в составе цементируемой эксплуатационной колонны. Это позволяет увеличить надежность реализации способа за счет исключения риска потери пропускной способности фильтра из-за неполного разрушения заглушек в отверстиях фильтров.

Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта 1 с образованием трещин 7′, 7″, 7″′ соответственно в зонах 3′, 3″, 3″′ с соответствующей длиной L1, L2, L3 в стволе горизонтальной скважины 2. Поинтервальный гидравлический разрыв пласта производят любым известным способом, например, согласно способу многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2013) или способу многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2515651, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.05.2014).

В ствол горизонтальной скважины 2 на колонне технологических труб 8 (на фиг. 1 и 2 не показано) спускают гидравлически разъединяемый с помощью скважинного разъединителя 8′ любой известной конструкции, например, патент RU №2439281, МПК Е21В 17/06, опубл. 10.01.2012 или патент RU №2444607, МПК Е21В 17/06, опубл. 10.03.2012, заглушенный снизу извлекаемый хвостовик 9, оснащенный фильтрами 5′, 5″, 5″′, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры 10′, 10″, 10″′. Количество фильтров 5′, 5″, 5″′ равно количеству трещин 7′, 7″, 7″′ в стволе горизонтальной скважины, в которых произведен гидравлический разрыв пласта 1. Фильтры 5′, 5″, 5″′ спущены в составе заглушенного снизу извлекаемого хвостовика 9, что позволяет при необходимости с помощью ловильного инструмента извлечь заглушенный снизу хвостовик 9 для ревизии фильтров 5′, 5″, 5′″.

Производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров 10′, 10″, 10″′ (см. фиг. 1 и 2) в стволе 2″ горизонтальной скважины 2 так, чтобы они имели возможность герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта, т.е. трещин 7′, 7″, 7′″ друг от друга. На наружной поверхности фильтров 5′, 5″, 5″′ установлены соответствующие водонабухающие пакеры 11′, 11″, 11″′.

Водонабухающие пакеры выполнены в виде эластичного рукава 11′, 11″, 11″′ с отверстиями 12′, 12″, 12″′ и натянутые на соответствующие фильтры 5′, 5″, 5″′.

Отверстия 4′, 4″, 4″′ в фильтрах 5′, 5″, 5″′ соосны с отверстиями 12′, 12″, 12″′, выполненными в эластичном рукаве 11′, 11″, 11″′.

Диаметры отверстий 12′, 12″, 12″′ в эластичном рукаве 11′, 11″, 11″′ в два раза больше диаметров отверстий 4′, 4″, 4″′ в фильтрах 5′, 5″, 5″′.

В качестве заколонных нефтенабухающих пакеров 10′, 10″, 10″′ и водонабухающих пакеров, выполненных в виде эластичного рукава 11′, 11″, 11′″, используют, например, пакеры марки FREECAP.

Заколонные нефтенабухающие пакеры 10′, 10″, 10″′ расширяются (разбухают), вызывая разобщение зон 3′, 3″, 3″′ ствола горизонтальной скважины после воздействия нефти на их манжету.

По сравнению с прототипом упрощается технологический процесс осуществления способа и снижается его трудоемкость вследствие того, что фильтры спускаются на конце колонны труб с насосом и имеют возможность извлечения, при этом исключаются технологические операции по закачке химического реагента для растворения заглушек в отверстиях и заливка нижнего периметра фильтра цементным раствором.

Производят разъединение технологической колонны труб 8 от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика 9 путем срабатывания скважинного разъединителя 8′, после чего извлекают технологическую колонну труб 8 на поверхность, а хвостовик 9 остается в стволе горизонтальной скважины 2.

Спускают в горизонтальную скважину 2 (см. фиг. 2) колонну труб 13 с насосом 14.

Включением насоса 14 запускают горизонтальную скважину 2 в эксплуатацию, при этом начинается приток нефти в ствол горизонтальной скважины 2. При контакте с нефтью манжеты заколонных нефтенабухающих пакеров 10′, 10″, 10″′ набухают, что приводит к герметичному разделению интервалов гидравлического разрыва пласта, т.е. трещин 7′, 7″, 7″′ друг от друга.

В процессе эксплуатации горизонтальной скважины 2 нефть из пласта 1, в том числе из интервалов гидравлического разрыва пласта, т.е. из трещин 7′, 7″, 7″′ (см. фиг. 1 и 3) поступает в ствол горизонтальной скважины 2 и далее через отверстия 12′, 12″, 12″′ в эластичном рукаве 11′, 11″, 11″′ и отверстия 4′, 4″, 4″′ в фильтрах 5′, 5″, 5″′ поступает внутрь ствола горизонтальной скважины 2 раздельно из каждого из интервалов гидравлического разрыва пласта, т.е. из трещин 7′, 7″, 7″′. Откуда насосом 14 по колонне труб 13 перекачивают нефть на поверхность.

Также в процессе эксплуатации горизонтальной скважины 2 возможен прорыв воды в ствол горизонтальной скважины 2 в любом интервале вскрытия продуктивного пласта 1 горизонтальной скважиной 2, в том числе через интервалы проведения гидравлического разрыва пласта, т.е. трещины 7′, 7″, 7″′. Например, прорыв воды в ствол горизонтальной скважины 2 произошел в интервале гидравлического разрыва пласта, т.е. трещину 7″. Нефть из пласта 1 по трещинам 7′ и 7″′ (см. фиг. 2 и 4) поступает в ствол горизонтальной скважины 2 и далее через отверстия 12′, 12″′ в эластичном рукаве 11′ и 11″′ поступает внутрь ствола горизонтальной скважины 2 раздельно из каждого интервала гидравлического разрыва пласта, т.е. из трещин 7′, 7″′, а вода из водоносного пласта 15, разделенного от продуктивного пласта 1 прослоем (глинистым) по трещине 7″, поступает в ствол горизонтальной скважины 2 и далее попадает в отверстия 12″ эластичного рукава 11″, при этом происходит объемное расширение водонабухающего пакера (эластичного рукава 11″) и отверстия 4″ в фильтре 5″, в которые поступает вода, герметично перекрываются снаружи за счет стягивания отверстий 12″ в эластичном рукаве 11″. Таким образом, происходит отсечение зоны 3″ ствола горизонтальной скважины 2, обводняющей нефть.

Благодаря наличию водонабухающих пакеров, выполненных в виде эластичных рукавов 11′, 11″, 11″′ с отверстиями 12′, 12″, 12″′, повышается эффективность реализации способа вследствие того, что при начале обводнения продукции в какой-либо из зон 3′, 3″, 3″′ ствола горизонтальной скважины 2 происходит отсечение этой зоны, что обеспечивает продолжительный безводный период эксплуатации горизонтальной скважины 2.

Диаметры отверстий 12′, 12″, 12″′ - D (см. фиг. 3 и 4) в эластичном рукаве 11′, 11″, 11″′ выполнены в два раза больше диаметров отверстий 4′, 4″, 4″′ - d фильтрах 5′, 5″, 5″′, так как объемное расширение эластичного рукава достигает 200%, что обеспечивает сужение отверстия 12′, 12″, 12″′ в эластичном рукаве 11′, 11″, 11″′ до герметичного перекрытия снаружи отверстий 4′, 4″, 4″′ в фильтрах 5′, 5″, 5″′.

Предлагаемый способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта позволяет повысить эффективность и надежность реализации способа, а также повысить нефтеотдачу продуктивного пласта за счет проведения поинтервального гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины, а также упростить технологический процесс и снизить его трудоемкость.

Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта, включающий бурение ствола добывающей горизонтальной скважины с определением фильтрационно-емкостных характеристик пласта и их изменения по стволу горизонтальной скважины, разделение ствола скважины на зоны, отличающиеся фильтрационно-емкостными характеристиками пласта в 1,5-1,6 раза, подбор пропускной способности отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количества отверстий в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик, спуск в ствол пробуренной горизонтальной скважины эксплуатационной колонны с фильтром и заколонными нефтенабухающими пакерами, размещение пакеров на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, крепление эксплуатационной колонны, спуск в горизонтальную скважину колонны труб с насосом и запуск горизонтальной скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, затем производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола горизонтальной скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол горизонтальной скважины на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров в стволе горизонтальной скважины с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью, причем на наружной поверхности каждого фильтра установлен водонабухающий пакер, выполненный в виде эластичного рукава с отверстиями и натянутый на фильтр, причем отверстия в фильтрах соосны с отверстиями, выполненными в эластичных рукавах, а диаметры отверстий в эластичном рукаве выполнены в два раза больше диаметров отверстий в фильтрах и при контакте с водой отверстия в эластичном рукаве стягиваются и герметично перекрывают снаружи отверстия в фильтрах, производят разъединение технологической колонны труб от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика путем срабатывания скважинного разъединителя, после чего извлекают технологическую колонну труб на поверхность, спускают в горизонтальную скважину колонну труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для формирования устойчивого расширенного ствола скважины в мощных продуктивных пластах с низкой прочностью пород пласта-коллектора.

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти и может быть использовано при заканчивании строительства добывающих горизонтальных скважин.

Изобретение относится к оборудованию фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки. Технический результат - повышение эффективности гидроразрыва пласта. Предварительно по дискретным интервалам времени, выбираемым с последовательным возрастанием временного диапазона, замеряют в скважине сигналы сейсмоакустической эмиссии из пластовой среды. По изменению их уровня от фонового значения оценивают изменения напряженно-деформационного состояния горных пород. При этом проводят бароколебательное воздействие на пласт так, чтобы давление на забое не превышало давление разрыва пород пласта. Величину изменений забойного давления и частоту создаваемых колебаний определяют по фильтрационно-емкостным параметрам пластовой среды. Проводят спектральный анализ акустической эмиссии из пласта и по сопоставлению временной динамики развития минимумов и максимумов напряженно-деформационного состояния горных пород выявляют диапазоны частот отклика пластовой среды. При стабилизации изменений забойного давления бароколебательное воздействие прекращают и подают в пласт жидкость гидроразрыва с одновременным волновым воздействием на частотах по выявленным диапазонам. Непрерывно используют информацию по состоянию реальной среды. Эту информацию обрабатывают в режиме реального времени и используют для организации энергетически оптимального процесса образования глубоких и разветвленных трещин. Одновременно учитывают особенности строения и внутренние процессы геологической среды, чем обуславливают максимальный приток нефти из пласта в скважины и повышение нефтеотдачи. 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снижение затрат на обслуживание скважины за счет сокращения периода выработки запасов газа из месторождения. По способу с берега осуществляют бурение основного ствола до уровня морского дна. В нижней части основного ствола выполняют наклонно направленный участок с отклонением от вертикали до 80°. Далее осуществляют бурение горизонтального участка, который прокладывают под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи в требуемой проектной точке продуктивного пласта. Горизонтальный участок выполняют с окончанием, которое располагают перпендикулярно горизонтальному участку, параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта. Перед указанным окончанием в основном стволе скважины выполняют боковой ствол, который направляют в диаметрально противоположном направлении от указанного окончания горизонтального участка основного ствола скважины в том же продуктивном пласте и располагают параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создание больших депрессий в процессе эксплуатации упомянутого трещинного коллектора. По способу циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку. Этим временно изолируют зону поглощения. Затем осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения. После этого вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек. Реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины. Затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта. Повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии». Этим перекрывают ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора. Выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото. Продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения. После этого операцию закрепления трещин повторяют. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт. Технический результат - повышение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации скважины без глушения скважины. По способу создают вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления. Для этого осуществляют предварительную оценку степени глинизации пласта по керновым данным и подбирают для воздействия наименее продуктивные скважины в зонах пласта, сложенных мелко- и среднезернистыми песчаниками с небольшим содержанием глины, алевролитами и известняками. Осуществляют подбор и спуск в скважину компоновки со струйным или центробежным насосом, обеспечивающей возможность создания глубокой депрессии на пласт с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины. Для формирования системы микротрещин в пласте забойное давление снижают постепенно до минимально технологически возможной величины. Процесс начала формирования и развития вторичной микротрещиноватости отслеживают с применением методов пассивного сейсмомониторинга. После завершения формирования системы микротрещин постепенно снижают депрессию на пласт до полного прекращения притока из пласта. После стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной. Осуществляют эксплуатацию путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт. Определяют оптимальную величину депрессии или репрессии и корректируют проектный режим эксплуатации. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-09-27 2015-09-27T02:22:09
Наверх