Оборудование скважины

Оборудование скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

Известно оборудование скважины, включающее обсадную колонну, цементный камень в заколонном пространстве и колонну насосно-компрессорных труб [Методики обоснования выбора конструкций забоев нефтяных добывающих скважин (РД 39-2-771-82)].

Известное оборудование позволяет отбирать нефть из продуктивного пласта, однако для забуривания нового наклонного ствола скважины оборудование требует существенной доработки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является оборудование скважины, включающее обсадную колонну, цементный камень в заколонном пространстве, цементный мост и колонну насосно-компрессорных труб (Патент РФ №2209941, опубл. 2003.08.10 - прототип).

Известное оборудование позволяет отбирать нефть из продуктивного пласта и забуривать новый наклонный ствол скважины. Однако диаметр нового наклонного ствола скважины получается меньше, чем диаметр основного ствола скважины. Вследствие этого дебит скважины снижается.

В предложенном изобретении решается задача увеличения диаметра нового наклонного ствола скважины и, как следствие, повышения дебита.

Задача решается тем, что оборудование скважины, включающее обсадную колонну и цементный мост, согласно изобретению, содержит хвостовик, навернутый на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, заколонный гидравлический пакер для ступенчатого и манжетного цементирования на хвостовике, устьевой герметизатор и тампонажный слой под заколонным гидравлическим пакером.

Признаками изобретения являются:

1) обсадная колонна;

2) цементный мост;

3) хвостовик;

4) переводник с левой резьбой;

5) заколонный гидравлический пакер для ступенчатого и манжетного цементирования;

6) тампонажный слой под заколонным гидравлическим пакером.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи зачастую возникает ситуация, когда удается отобрать нефть из части продуктивного пласта, ограниченного зоной влияния скважины. В то же время соседний участок продуктивного пласта на сравнительно небольшом расстоянии от скважины порядка 30-150 м остается невыработанным. Причиной такого явления может быть поднятие конусов обводнения, неоднородность залежи, установившиеся в пласте направления движения пластовых флюидов и т.п. Для выработки соседнего участка продуктивного пласта целесообразно пробурить из существующей скважины дополнительный новый наклонный или горизонтальный ствол на соседний участок.

Кроме того, бурение дополнительного нового наклонного или горизонтального ствола целесообразно при разработке многопластовой нефтяной залежи при отборе нефти из нового продуктивного пласта на новой глубине.

Существующее оборудование скважины предусматривают зарезку дополнительного нового наклонного или горизонтального ствола из существующей обсадной колонны скважины. Для прохождения бурового оборудования в существующей обсадной колонне приходится использовать оборудование меньшего диаметра. Новый ствол скважины получается меньшего диаметра, из-за чего скважина теряет продуктивность. В предложенном изобретении решается задача сохранения при бурении диаметра нового наклонного или горизонтального ствола скважины, равного диаметру основного ствола скважины, и, как следствие, повышения дебита скважины.

Для решения поставленных задач применяют оборудование скважины, включающее обсадную колонну, хвостовик, навернутый на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, заколонный гидравлический пакер типа ПДМ (пакер двухступенчатый манжетный) на хвостовике, тампонажный слой под заколонным гидравлическим пакером и устьевой герметизатор.

На фиг.1 представлено предлагаемое оборудование при работе скважины. В скважине 1 с устьевым герметизатором 2 установлена обсадная колонна 3 с хвостовиком 4, навернутым посредством переводника 5 с левой резьбой и закрепленным заколонным гидравлическим пакером 6, под которым размещен тампонажный слой 7.

На фиг.2 представлено предлагаемое оборудование при ликвидации основного ствола скважины 1. Показан цементный мост 8, установленный в нижней части скважины 1 над хвостовиком 4 и заколонным гидравлическим пакером 6.

На фиг.3 представлено предлагаемое оборудование при бурении нового наклонного или горизонтального ствола 9 на тот же или другой пласт.

Оборудование работает следующим образом.

На хвостовик 4 устанавливают заколонный гидравлический пакер 6. Через переводник 5 с левой резьбойо соединяют хвостовик 4 и обсадную колонну 3. Собранную конструкцию опускают в скважину 1 и устанавливают устьевой герметизатор 2. Закачивают тампонажный раствор, формируют тампонажный слой 7 и производят вымывание излишков тампонажного раствора над заколонным гидравлическим пакером, заполняют заколонное пространство над заколонным гидравлическим пакером антикоррозийной жидкостью, закрывают промывочные отверстия в заколонном гидравлическом пакере. Применение заколонного гидравлического пакера позволяет проводить ступенчатое и манжетное цементирование скважины. По окончании затвердевания цемента определяют качество цементирования, разбуривают цементный стакан и продолжают углубление скважины до проектной глубины. После проведения геофизических исследований выполняют мероприятия по освоению скважины и по подготовке к добыче нефти, снабжают насосным оборудованием. Ведут отбор нефти. После выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне останавливают скважину 1. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование продуктивных интервалов, отворачивают по левому переводнику эксплуатационную колонну и поднимают ее на поверхность. Над заколонным гидравлическим пакером устанавливают цементный мост. В таком положении появляется возможность проводить бурение на начальном диаметре скважины 1 и использовать буровое оборудование того же диаметра, что и при начальном бурении скважины 1. Организуют новый искусственный забой выше оставшейся "головы" эксплуатационной колонны на 15-30 метров и забуривают новый наклонный или горизонтальный ствол 9 скважины 1 в невыработанный участок пласта. Спускают ту же обсадную колонну 3, так же снабженную хвостовиком 4, переводником 5. Дальнейшее оборудование скважины проводят, как и при оборудовании основного ствола. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до его выработки.

Перенесение таким образом места отбора нефти возможно проводить из одной скважины неоднократно до полной выработки запасов в продуктивном пласте.

Пример конкретного выполнения

На участке залежи бурят нефтедобывающую скважину 1 глубиной 970 м и диаметром 215,9 мм. Скважину 1 снабжают обсадной колонной 3 диаметром 146 мм с герметизатором устья 2 и с хвостовиком 4 диаметром 146 мм длиной 150 м, навернутым снизу на обсадную колонну 3 через переводник 5 с левой резьбой, и заколонным гидравлическим пакером. Выше продуктивного пласта на 150 м устанавливают заколонный гидравлический пакер 6. Устанавливают тампонажный слой 7. Тампонирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта до промывочных отверстий в заколонном гидравлическом пакере. Заколонное пространство выше заколонного гидравлического пакера заполняют антикоррозионной жидкостью (например, дегазированной девонской нефтью, или глинистым раствором, или технической водой с добавлением ингибитора коррозии). В скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 76 мм, колонну штанг и штанговый глубинный насос. Через скважину 1 отбирают нефть. После выработки запасов участка пласта и обводнения добываемой продукции до 99,7% останавливают скважину 1. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование продуктивного интервала. Обсадную колонну вывертывают из переводника 5 и освобождают. Освобожденную обсадную колонну 3 поднимают из скважины 1 и устанавливают цементный мост в интервале 830-780 м. Организуют новый искусственный забой на глубине 815 м. С этой глубины забуривают новый наклонный ствол скважины диаметром 215,9 мм в невыработанный участок пласта, отстоящий на 75 м от основного ствола скважины 1. Спускают ту же обсадную колонну 3, так же снабженную хвостовиком 4, установленным посредством переводника 5, и заколонный гидравлический пакер 6. Дальнейшее оборудование скважины 1 проводят, как и оборудование основного ствола. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до обводненности добываемой продукции 99,7%. После этого операции повторяют и переносят новый ствол скважины на новый участок, расположенный диаметрально противоположно предыдущему.

В результате применения предложенного оборудования решается задача увеличения диаметра нового наклонного ствола скважины, и, как следствие, повышается дебит скважины. Увеличение дебита составляет величину порядка 20-50% по сравнению с дебитом скважины, пробуренной с помощью известного оборудования.

Применение предложенного способа позволит увеличить дебит скважины и коэффициент нефтеизвлечения.

Оборудование скважины, включающее обсадную колонну и цементный мост, отличающееся тем, что оно содержит хвостовик, навернутый на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, заколонный гидравлический пакер для ступенчатого цементирования, установленный на хвостовике, тампонажный слой под пакером и антикоррозийную жидкость в заколонном пространстве над заколонным гидравлическим пакером, при этом оборудование обеспечивает возможность извлечения обсадной колонны из скважины и забуривания над заколонным гидравлическим пакером нового наклонного ствола того же диаметра, что начальный диаметр скважины.