СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD OF CONSTRUCTION OF HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины.
Известен способ строительства скважины, включающий бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду, разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами, поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом, через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор, при вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м, продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве, поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки (патент РФ 2439274, опубл. 10.01.2012).
Недостатком известного способа является невысокий дебит после освоения скважины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины, в котором ведут бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства и бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны. Проводят спуск хвостовика длиной от забоя до глубины выше неустойчивых глинистых пород не менее 50 м, цементирование пространства за хвостовиком, перфорацию горизонтального ствола и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе с размещением компоновки гидроразрыва в эксплуатационной колонне и установкой пакера гидроразрыва и башмака колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационной колонне над хвостовиком (патент РФ №2520033, опубл. 20.06.2014 - прототип).
При реализации способа обеспечивается повышение дебита скважины. Однако при проведении гидроразрыва нередко возникает сообщение трещины разрыва и внутреннего пространства скважины через неустойчивые глинистые породы, что приводит к перетокам пластовых жидкостей, обводнению добываемой нефти, к возможному смятию эксплуатационной колонны выше установки пакера.
В предложенном изобретении решается задача исключения перетоков по трещине гидроразрыва, смятие эксплуатационной колонны выше места установки пакера при ГРП и снижение обводненности добываемой продукции.
Задача решается тем, что в способе строительства горизонтальной скважины, включающем бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны (хвостовика) с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера гидроразрыва и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе, согласно изобретению в составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего продуктивного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, пакер размещают и устанавливают в интервале обсадных труб повышенной толщины, при проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну, после проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта, освоение скважины, при этом высоту цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом определяют из соотношения:
ГРП
где Р - давление гидроразрыва пласта, МПа;
НП
Р - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа;
L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м;
2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м.
Сущность изобретения
При строительстве и освоении горизонтальной скважины, проходящей через два продуктивных пласта, разделенных неустойчивыми глинистыми породами, при проведении гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте возникает опасность смятия обсадной колонны в интервале над пакером. Давление разрыва передается от нижнего пласта по неустойчивым глинистым породам вдоль скважины по заколонному пространству, достигает интервала выше пакера, где давление в обсадной колонне незначительное, вызывает смятие обсадной колонны и разрушение цементного кольца за обсадной колонной. В этих условиях извлечь пакер из скважины не представляется возможным, а сама скважина подлежит ремонту или списанию. В предложенном изобретении решается задача исключения смятия обсадной колонны и разрушения цементного кольца за обсадной колонной. Задача решается с помощью компоновки скважины, представленной на фиг. 1.
На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - устойчивые карбонатные породы, 2 - неустойчивые глинистые породы, 3 - верхний нефтяной пласт, 4 - известняк репер, 5 - аргиллиты, 6 - нижний нефтяной пласт, 7 - верхняя обсадная колонна из труб стандартной толщины, 8 - верхняя обсадная колонна из обсадных труб повышенной толщины, 9 - нижняя обсадная колонна, 10 - цемент, 11 - горизонтальный ствол, 12 - надпакерная зона, 13 - пакер, 14 - подпакерная зона, 15 - колонна насосно-компрессорных труб, 16 - верх нижней обсадной колонны.
Как правило, обсадную колонну формируют из обсадных труб с толщиной стенки 7-8 мм. Такой толщины бывает достаточно для того, чтобы обсадная колонна выдерживала все нагрузки при строительстве и эксплуатации скважины. Применение обсадных труб с повышенной толщиной стенки 10-12 мм нерационально с экономической точки зрения, поэтому такие трубы не используют. В предложенном варианте строительства скважины обсадную колонну 7 из обсадных труб стандартной толщины 7-8 мм выполняют длиной от устья скважины до устойчивых карбонатных пород 1. Далее формируют обсадную колонну 8, проходящую через неустойчивые глинистые породы 2, верхний нефтяной пласт 3 и известняки 4 и состоящую из обсадных труб с повышенной толщиной стенки 10-12 мм.
При строительстве горизонтальной скважины бурят наклонно-направленный ствол через горные породы 1, 3, 4, 5, 6, в том числе через неустойчивые глинистые породы 2. Спускают верхнюю обсадную колонну 7 и 8. Цементируют заколонное пространство за верхней обсадной колонной 7 и 8. Из верхней обсадной колонны 7 и 8 бурят горизонтальный ствол 11 в нижний нефтяной пласт 6, спускают нижнюю обсадную колонну 9 с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны 8. Заколонное пространство цементируют с заполнением цементом пространства между обсадными колоннами 8 и 9.
Высоту частичного размещения нижней обсадной колонны 9 в верхней обсадной колонне 8 формируют не выше подошвы верхнего нефтяного пласта 3. Высоту цементного кольца в заколонном пространстве между верхом пакера 13 и нижним нефтяным пластом 6 определяют из соотношения:
ГРП
где Р - давление гидроразрыва пласта, МПа;
НП
Р - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа;
L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м;
2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м.
Перфорируют нижнюю обсадную колонну 9 в интервале горизонтального ствола 11, размещенного в нижнем нефтяном пласте 6. Спускают в верхнюю обсадную колонну 7 и 8 колонну насосно-компрессорных труб 15 с пакером 13. Устанавливают пакер 13 в интервале обсадных труб повышенной толщины 8. Создают давление в надпакерной зоне 12, допустимое на верхнюю обсадную колонну 7 и 8, и давление гидроразрыва в колонне насосно-компрессорных труб 15 и в подпакерной зоне 14. Проводят гидроразрыв нижнего нефтяного пласта 6. После проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления в надпакерной 12 и подпакерной 14 зоне. Перфорируют верхнюю обсадную колонну 8 в интервале верхнего нефтяного пласта 3. Осваивают скважину.
Испытания показали отсутствие смятия обсадной колонны 8, отсутствие перетоков по трещине гидроразрыва, роста обводненности добываемой продукции.
Пример конкретного выполнения
Выполняют строительство горизонтальной скважины. При строительстве горизонтальной скважины бурят наклонно-направленный ствол через карбонатные 1, неустойчивые глинистые породы 2 и входят в верхний нефтяной пласт 3. Спускают верхнюю обсадную колонну 7 диаметром 168 мм и толщиной стенки 8 мм и верхнюю обсадную колонну 8 диаметром 168 мм и толщиной стенки 10 мм. Колонны стыкуют муфтой. В составе верхней обсадной колонны 8 в интервале верхнего нефтяного пласта 3 используют обсадные трубы повышенной толщины 10 мм. Цементируют заколонное пространство за верхней обсадной колонной 7 и 8. Из верхней обсадной колонны 7 и 8 бурят горизонтальный ствол 11 в нижний нефтяной пласт 6, спускают нижнюю обсадную колонну 9 диаметром 114 мм с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны 8.
Нижняя обсадная колонна 9 размещена в верхней обсадной колонне 8 до подошвы верхнего нефтяного пласта 3.
Высоту цементного кольца между верхом пакера 13 и нижним пластом 6 определяют из соотношения
грп
где Р - давление гидроразрыва пласта, МПа;
нп
Р - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа;
L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м;
2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м.
Цементируют заколонное пространство за нижней обсадной колонной 9 с заполнением цементом межколонного пространства между нижней 9 и верхней 8 обсадными колоннами. Перфорируют нижнюю обсадную колонну 9 в интервале горизонтального ствола 11, размещенного в нижнем нефтяном пласте 6. Спускают в верхнюю обсадную колонну 7 и 8 трехдюймовую колонну насосно-компрессорных труб 15 с пакером 13. Устанавливают пакер 13 в интервале обсадных труб повышенной толщины 8. Проводят гидроразрыв нижнего нефтяного пласта 6, при этом создают давление над пакером 13, равное 15 МПа, допустимое на верхнюю обсадную колонну 7 и 8, и давление гидроразрыва 45 МПа в колонне насосно-компрессорных труб 15 и под пакером 13. После проведения гидроразрыва производят одновременный сброс давления в надпакерной 12 и подпакерной 14 зоне. Перфорируют верхнюю обсадную колонну 8 в интервале верхнего нефтяного пласта 3. Осваивают скважину.
Испытания показали отсутствие перетоков по трещине гидроразрыва и отсутствие обводненности добываемой продукции и смятия колонны 8.
Применение предложенного способа позволит решить задачу ликвидации перетоков по трещине гидроразрыва, отсутствие обводненности добываемой продукции и смятия обсадной колонны.