способ строительства скважины малого диаметра

Формула изобретения

1. Способ строительства скважины малого диаметра, включающий бурение ствола скважины, спуск и крепление обсадных и эксплуатационных колонн, отличающийся тем, что первую часть ствола скважины - направление бурят диаметром не более 300 мм с применением глинистого бурового раствора плотностью 1,12-1,20 кг/м³, вторую часть - кондуктор бурят диаметром не более 220 мм, третью основную часть бурят диаметром не более 160 мм, в качестве бурового раствора при бурении кондуктора и третьей части используют техническую воду плотностью 1,00-1,09 кг/м³, расход технической воды задают превышающими поглощение технической воды зонами поглощений, бурение продуктивного интервала ведут с использованием технической воды с добавкой смеси поверхностно-активных веществ марки МЛ-81Б в количестве 1-3%, после бурения ствол скважины от забоя до устья или при наличии зоны поглощения до зоны поглощения заполняют глинистым раствором плотностью 1,12-1,20 кг/м³, проводят каротажные исследования, спускают компоновку для бурения, прокачивают техническую воду и вращающимся долотом проходят 2-4 раза интервал продуктивного пласта со скоростью 20-30 м/ч, при этом в качестве обсадных и эксплуатационных колонн используют колонны с наружным диаметром, обеспечивающим в заколонном пространстве толщину стенки цементного кольца не менее 16 мм.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в интервале продуктивного пласта ствол скважины бурят диаметром от 160 до 93 мм.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ эксплуатации скважины, включающий бурение скважины по заданному профилю и спуск обсадных колонн различных типов, включая потайную перфорированную вне скважины. Осуществляют крепление их съемными якорями. Изолируют их в скважине предварительной закачкой термостойкой, седиментационно устойчивой, высокоструктурированной, антикоррозийной, вязкопластичной жидкостью-гидрозатвором в совокупности с герметичным разделителем среды. Эксплуатационную колонку не перфорируют, крепят на устье за предыдущую колонну с дополнительным усилием от выдавливания из скважины весом столба жидкости-гидрозатвора, действующего на герметичный разделитель среды от устья скважины. Герметичный разделитель среды размещают в потайной перфорированной колонне над кровлей продуктивного пласта. В ее торце размещают центратор на роликах с гидромониторным соплом для размыва осадков и компенсации гидрогазоударов со стороны продуктивного пласта. Контроль и управление затрубными, межтрубными и трубными пространствами осуществляют циркуляцией жидкости-гидрозатвора через гидравлические клапаны, датчики контроля среды, установленные над герметичными разделителями среди всех колонн. Приводят в транспортное положение съемные якоря с герметичными разделителями. После предварительной циркуляции жидкости-гидрозатвора поочередно полностью извлекают и полностью заменяют трубные конструкции колонн с их оснасткой (Патент РФ № 2139413, опубл. 1999.10.10).

Известный способ сложен, требует больших затрат на бурение, конструкция скважины металлоемкая.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважины, включающий бурение ствола скважины с заданным направлением, спуск и крепление нескольких обсадных колонн, включая последнюю - "хвостовик", малогабаритную эксплуатационную колонну и закачку активного изоляционного материала - гидрозатвора. Первую обсадную колонну спускают, крепят крепящим узлом и изолируют близким к вязкопластичной массе гидрозатвором, скважину углубляют, закачивают гидрозатвор, получаемый из бурового раствора при добавлении вяжущих и нейтрализующих реагентов при помощи малогабаритного устройства - узла приготовления и закачки цементного раствора до требуемых параметров в зависимости от устойчивости и проницаемости пройденных горных пород, спускают следующую очередную, по меньшей мере, одну обсадную колонну, крепят ее снизу крепящим узлом, а последнюю обсадную колонну, нижний конец которой вне скважины перфорирован и оборудован фильтром грубой очистки, спускают выше водонефтяного контура и крепят крепящим узлом выше кровли продуктивного пласта, в последнюю очередь спускают, предварительно закачав гидрозатвор, малогабаритную эксплуатационную колонну, оборудованную пакером с якорем и фильтром средней очистки, устанавливают пакер над продуктивным пластом и вызывают приток свабированием, скважину эксплуатируют, а затем при необходимости консервируют и/или ликвидируют (Патент РФ № 2320849, опубл. 27.03.2008 - прототип).

Известный способ требует больших затрат на бурение, конструкция скважины металлоемкая.

В предложенном изобретении решается задача снижения затрат на строительство скважины.

Задача решается тем, что в способе строительства скважины малого диаметра, включающем бурение ствола скважины, спуск и крепление обсадных и эксплуатационных колонн, согласно изобретению первую часть ствола скважины - направление бурят диаметром не более 300 мм с применением глинистого бурового раствора плотностью 1,12-1,20 кг/м³, вторую часть - кондуктор бурят диаметром не более 220 мм, третью основную часть бурят диаметром не более 160 мм, в качестве бурового раствора при бурении кондуктора и третьей части используют техническую воду плотностью 1,00-1,09 кг/м³, расход технической воды задают превышающими поглощение технической воды зонами поглощений, бурение продуктивного интервала ведут с использованием технической воды с добавкой смеси поверхностно-активных веществ марки МЛ-81Б в количестве 1-3%, после бурения ствол скважины от забоя до устья или, при наличии зоны поглощения, до зоны поглощения заполняют глинистым раствором плотностью 1,12-1,20 кг/м³, проводят каротажные исследования, спускают компоновку для бурения, прокачивают техническую воду и вращающимся долотом проходят 2-4 раза интервал продуктивного пласта со скоростью 20-30 м/час, при этом в качестве обсадных и эксплуатационных колонн используют колонны с наружным диаметром, обеспечивающим в заколонном пространстве толщину стенки цементного кольца не менее 16 мм.

В интервале продуктивного пласта ствол скважины бурят диаметром от 160 до 93 мм.

Сущность изобретения

До 60% затрат на строительство скважины зависят от ее диаметра. Обычно для бурения направления скважины используют долото диаметром 393,4 мм, при бурении кондуктора - долото диаметром 295,3 мм, при бурении основного ствола - долото диаметром 215,9 мм. При переходе от диаметра долота 215,9 мм к диаметру долота 143,9 мм снижается расход цемента для крепления обсадных колонн более чем наполовину, сокращаются объемы выбуренной породы и земляных работ, расход бурового раствора и металла. При этом дебит скважин не зависит от их диаметра. Стоимость 1 м проходки при традиционном бурении составляет 9220 рублей, при бурении малого диаметра - 5517 рублей, т.е. на 40 процентов меньше. В предложенном изобретении решается задача бурения скважин малого диаметра и, вследствие этого, снижения затрат на строительство скважины. Задача решается следующим образом.

При строительстве скважины малого диаметра бурят скважину с заданным направлением, бурение кондуктора и основного ствола скважины, спуск и крепление обсадных и эксплуатационных колонн. Направление бурят диаметром не более 300 мм, например, долотом диаметром 295,3 мм. Кондуктор бурят диаметром не более 220 мм, например, долотом диаметром 215,9 мм. Основной ствол бурят диаметром не более 160 мм, например, долотом диаметром 146 или 155,6 мм. В интервале продуктивного ствола возможно бурение диаметром от 160 до 93 мм, например, долотом диаметром 93,114 или 155,6 мм. В качестве бурового раствора при бурении направления используют буровой глинистый раствор плотностью 1,12-1,20 кг/м³ , в остальном используют техническую воду плотностью 1,00-1,09 кг/м³. Поскольку в большинстве случаев при бурении встречаются зоны поглощений бурового раствора, то расход технической воды задают превышающими поглощение технической воды зонами поглощений. Этот параметр определяется из практики бурения соседних скважин на данном месторождении. Бурение интервала продуктивного пласта ведут с использованием технической воды с добавкой смеси поверхностно-активных веществ марки МЛ-81Б в количестве 1-3%, что способствует более полному удалению частиц породы с забоя скважины, промывке и отсутствию кольматации призабойной зоны кольматирующими веществами. После бурения ствол скважины от забоя до устья (при отсутствии зоны поглощения) или до зоны поглощения заполняют глинистым раствором плотностью 1,12-1,20 кг/м³, проводят каротажные исследования, спускают компоновку для бурения, прокачивают через компоновку техническую воду и вращающимся долотом проходят 2-4 раза интервал продуктивного пласта со скоростью 20-30 м/час. Этим выравнивают стенки скважины в интервале продуктивного пласта. Спускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство скважины. Для обеспечения толщины стенки цементного кольца в заколонном пространстве не менее 16 мм применяют обсадные и эксплуатационные колонны с соответствующими наружными диаметрами. При этом в качестве обсадной колонны в направлении используют колонну с наружным диаметром, например, 245 мм, в кондукторе, например, 178 мм, в основном стволе, например, 114 мм.

В интервале продуктивного пласта возможно использование эксплуатационной колонны или хвостовиков малого диаметра порядка 50-102 мм для создания в заколонной пространстве цементного кольца повышенной толщины.

При наличии зоны поглощений цементирование проводят в направлении от забоя до зоны поглощения и от устья до зоны поглощения.

МЛ-81Б выпускается согласно 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 очистке нефтеналивных емкостей, танкеров и деталей машин.

Пример конкретного выполнения

Бурят поисковую скважину в карбонатных отложениях Кизеловского горизонта глубиной 1354 м. Под направление скважины от дневной поверхности до глубины 54 м бурение проводят с применением глинистого бурового раствора плотностью 1,80 кг/м³ долотом диаметром 295,9 мм. Колонну направления диаметром 245 мм спускают на глубину 54 м и цементируют заколонное пространство. После затвердения цемента проводят опрессовку давлением 3 МПа на герметичность - герметично. Разбуривают цементный камень на глубине 46-54 м и проводят опрессовку направления - герметично. Дальнейшее бурение под кондуктор ведут с применением технической воды плотностью 1,04 кг/м³ долотом диаметром 215,9 мм до глубины 360 мм. Колонну кондуктора диаметром 168 мм спускают на глубину 360 м. Цементируют заколонное пространство. После затвердения цемента проводят опрессовку давлением 7 МПа на герметичность - герметично. Разбуривают цементный камень в интервале 350-360 м и проводят опрессовку кондуктора при давлении 3,5 МПа при разбуренном башмаке - герметично. Дальнейшее бурение проводят с применением технической воды плотностью 1,04 кг/м³ долотом диаметром 146 мм до глубины 1344 м. В скважину до забоя на глубине 1344 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Цементируют заколонное пространство. Опрессовывают заколонное пространство давлением 10 МПа - герметично. Бурят интервал продуктивного пласта на глубине 1344-1354 м с использованием технической воды с добавкой смеси поверхностно-активных веществ марки МЛ-81Б в количестве 2% долотом диаметром 114 мм. Интервал продуктивного пласта обсаживают колонной диаметром 50,8 мм. Цементируют заколонное пространство и опрессовывают давлением 10 МПа - герметично.

Расход технической воды задают равными 15 л/с, т.е. превышающими поглощение технической воды зонами поглощений (как правило, поглощение составляет 5-10 л/с). После бурения ствол скважины от забоя до устья заполняют глинистым раствором плотностью 1,14 кг/м ³, проводят каротажные исследования, спускают компоновку для бурения, прокачивают техническую воду и вращающимся долотом проходят 3 раза интервал продуктивного пласта со скоростью 25 м/час.

В результате удается построить скважину малого диаметра, не уступающую по своим характеристикам обычной скважине.

Применение технической воды плотностью в пределах от 1,0 до 1,09 кг/м³, добавка МЛ-81Б в пределах от 1 до 3%, применение глинистого раствора плотностью в пределах от 1,12 до 1,20 кг/м³, проходка продуктивного интервала от 2 до 4 раз со скоростью в пределах от 20 до 30 м/час приводит к результату, аналогичному результату в примере конкретного выполнения.

Применение предложенного способа позволит добиться снижения затрат на строительство скважины.