RU2527978C1 - Способ заканчивания скважины - Google Patents
Способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527978C1 RU2527978C1 RU2013143185/03A RU2013143185A RU2527978C1 RU 2527978 C1 RU2527978 C1 RU 2527978C1 RU 2013143185/03 A RU2013143185/03 A RU 2013143185/03A RU 2013143185 A RU2013143185 A RU 2013143185A RU 2527978 C1 RU2527978 C1 RU 2527978C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liner
- well
- cement
- wellhead
- packer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов. Способ заканчивания скважины включает бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. Выделяют нефтенасыщенные участки. Размещают в горизонтальном стволе перфорированный хвостовик с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью. Цементируют заколонное пространство средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части. Ожидают затвердевание цемента. Снижают гидростатический уровень и получают приток пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика. При наличии слабого притока проводят работы по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием. Устанавливают заглушенный пакер. Осуществляют соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента. Осуществляют промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика. Техническим результатом является повышение дебита скважины. 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов.
Известен способ заканчивания горизонтальной скважины, в котором после вскрытия продуктивного пласта спускают в скважину обсадную колонну, оснащенную пакерами и отверстиями с магниевыми заглушками, затем цементируют надпакерную (вертикальную) часть колонны и последовательно растворяют магниевые заглушки с последующим поинтервальным пакерованием колонны (Патент РФ №2055156, опубл. 27.02.1996 г.).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны с отверстиями, оснащенной пакерами и заглушками отверстий, промывку скважины, цементирование надпакерной части колонны и последующее пакерование горизонтальной части скважины, в котором пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе, а обсадная колонна имеет запорный клапан, при этом совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в обсадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек, допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну для заполнения этим раствором уплотнительных элементов пакеров и промежутков между пакерами, при этом длину цементной перемычки устанавливают в соответствии со специальной формулой (Патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001 - прототип).
Известные способы не обеспечивает надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины из-за негерметичности пакеровки непроницаемыми эластичными оболочками, имеющими ограниченное расширение вследствие неопределенной формы сечения ствола, наличия желобных выработок, обвалов стенок на горизонтальном участке. Следствием этого является снижение общего дебита скважины.
В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины.
Задача решается способом заканчивания скважины, включающим бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.
Сущность изобретения
При строительстве и заканчивании нефтедобывающих скважин не обеспечивается надежность разобщения отдельных интервалов горизонтального ствола скважины. Вследствие этого не удается интенсифицировать каждый интервал продуктивного пласта отдельно, что негативно отражается на общем дебите скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины. Задача решается следующим образом.
При заканчивании скважины выполняют бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. На фиг.1 изображена предлагаемая конструкция горизонтальной скважины. На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - хвостовик, 3 - часть хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, 4 - часть хвостовика с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части, 5 - пакер, 6 - эксплуатационное глубинное оборудование; 7 - цементировочный узел; 8 - цельная часть хвостовика, ближняя к устью скважины.
Проводят выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика 2 с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части 3, с цементировочным узлом 7 и с закрытыми кислоторастворимыми, например, магниевыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части 4 и с ближней к устью скважины цельной частью 8, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика 4 через цементировочный узел 7 с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части 8, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика 3. При наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, например, проведение кислотной обработки, гидроразрыва пласта и пр. Далее проводят установку заглушенного пакера 5, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика 4 до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика, например, проведение кислотной обработки, гидроразрыва пласта и пр.
Пример конкретного выполнения
Скважину бурят на девонские отложения с необходимым набором зенитного угла (до 75-80°), обсаживают эксплуатационной колонной диаметра 168 мм на кровлю продуктивного пашийского горизонта (на подошву "верхнего известняка") и цементируют. Вскрытие продуктивной части производят бурением ствола диаметром 144 мм с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта. Горизонтальная часть по пласту составляет 400 м и перекрывается хвостовиком диаметра 114 мм. Конструкцию скважины выполняют согласно фиг.1. После проведения геофизических исследований в горизонтальной части определяются потенциальные продуктивные нефтенасыщенные участки. Сборка конструкции хвостовика осуществляется с учетом намеченных участков. В удаленную часть горизонтального ствола размещается фильтровая незацементированная колонна. Затем глухая колонна с цементировочным узлом. Следующим размещают на определенных участках фильтр с магниевыми заглушками, поинтервально разделенные сплошной колонной. Ближний конец хвостовика размещают с перекрытием 100 м в эксплуатационной колонне диаметра 168 мм.
Данная конструкция позволяет на первом этапе освоить интервал с незацементированной частью хвостовика. Определить продуктивность вскрытой части геологического разреза, провести гидроразрыв пласта.
Далее спуском «глухового» пакера производят изоляцию от опробованного интервала. Спускают разделительный пакер с проходным отверстием и пакеруют его в намеченном участке. С помощью колтюбинговой установки «Гибкая труба» производят вторичное вскрытие отсеченного участка горизонтального ствола при помощи соляно-кислотной обработки. Соляная кислота растворяет магниевые заглушки и частично разъедает цемент за хвостовиком. После вымыва соляной кислоты производят процесс опробования и гидравлический разрыв отсеченного интервала.
Данный процесс производят поэтапно в намеченных интервалах.
По результату полученной продуктивности каждого участка горизонтального ствола проектируется глубинно-насосное оборудование для производства раздельной эксплуатации запланированных участков.
Хвостовик диаметром 114 мм снабжен перфорационными отверстиями диаметром 10 мм из расчета 10 отв/м и магниевыми заглушками.
По результату опробования зон спускают глубинное оборудование с учетом организации раздельной эксплуатации горизонтального ствола.
Согласно предлагаемой технологии скважина завершена строительством с подобной конструкцией и суточный дебит нефти составил в ней 17,7 т/сут. С того же куста бурения была завершена строительством вторая скважина с конструкцией в горизонтальном стволе с незацементированной фильтровой частью в продуктивном разрезе и суточный дебит нефти составляет 8,5 т/сут. Т.о. предлагаемая конструкция позволяет получить интенсификацию прироста добычи нефти в 2 раза.
Применение предложенного способа позволит повысить дебит скважины.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважины, включающий бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013143185/03A RU2527978C1 (ru) | 2013-09-24 | 2013-09-24 | Способ заканчивания скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013143185/03A RU2527978C1 (ru) | 2013-09-24 | 2013-09-24 | Способ заканчивания скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527978C1 true RU2527978C1 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540198
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013143185/03A RU2527978C1 (ru) | 2013-09-24 | 2013-09-24 | Способ заканчивания скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527978C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626496C1 (ru) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355956A (en) * | 1992-09-28 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Plugged base pipe for sand control |
| RU2055156C1 (ru) * | 1992-07-13 | 1996-02-27 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2091564C1 (ru) * | 1994-04-18 | 1997-09-27 | Филиал акционерной нефтяной компании "Башнефть" - Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефти "БашНИПИнефть" | Устройство для заканчивания скважин |
| RU2109128C1 (ru) * | 1994-07-27 | 1998-04-20 | Афридонов Ильдар Фаатович | Способ заканчивания скважин |
| RU2171359C1 (ru) * | 2000-03-17 | 2001-07-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2427703C1 (ru) * | 2010-03-31 | 2011-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения |
-
2013
- 2013-09-24 RU RU2013143185/03A patent/RU2527978C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055156C1 (ru) * | 1992-07-13 | 1996-02-27 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| US5355956A (en) * | 1992-09-28 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Plugged base pipe for sand control |
| RU2091564C1 (ru) * | 1994-04-18 | 1997-09-27 | Филиал акционерной нефтяной компании "Башнефть" - Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефти "БашНИПИнефть" | Устройство для заканчивания скважин |
| RU2109128C1 (ru) * | 1994-07-27 | 1998-04-20 | Афридонов Ильдар Фаатович | Способ заканчивания скважин |
| RU2171359C1 (ru) * | 2000-03-17 | 2001-07-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2427703C1 (ru) * | 2010-03-31 | 2011-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| . . * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626496C1 (ru) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3135858B1 (en) | Reverse flow sleeve actuation method | |
| AU2013200438B2 (en) | A method and system of development of a multilateral well | |
| RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
| RU2485290C1 (ru) | Способ разработки горизонтальной скважиной пласта с зонами различной проницаемости | |
| US9695681B2 (en) | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance | |
| RU2171359C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальной скважины | |
| RU2611792C1 (ru) | Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| US9926772B2 (en) | Apparatus and methods for selectively treating production zones | |
| RU2527978C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU27147U1 (ru) | Конструкция забоя бокового ствола эксплуатационной скважины | |
| RU2427703C1 (ru) | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2516062C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины | |
| RU2586337C1 (ru) | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины | |
| RU2564316C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта | |
| Wellhoefer et al. | Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| US20160290112A1 (en) | Processes for hydraulic fracturing | |
| RU137571U1 (ru) | Конструкция хвостовика, спускаемого в скважину, пробуренную на депрессии | |
| US11873705B1 (en) | Multi-stage fracturing techniques in oil and gas | |
| US20150107836A1 (en) | Well System With Annular Space Around Casing For A Treatment Operation | |
| RU2570178C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны |