RU2518585C1 - Multihole well construction method - Google Patents
Multihole well construction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2518585C1 RU2518585C1 RU2013134537/03A RU2013134537A RU2518585C1 RU 2518585 C1 RU2518585 C1 RU 2518585C1 RU 2013134537/03 A RU2013134537/03 A RU 2013134537/03A RU 2013134537 A RU2013134537 A RU 2013134537A RU 2518585 C1 RU2518585 C1 RU 2518585C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- drilling
- drilled
- formation
- productivity
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the construction of a multilateral well.
Известен способ проведения и крепления многозабойной скважины (патент РФ №2074944, опубл. 10.03.1997 г.), заключающийся в бурении основного ствола до последнего по глубине разветвления, креплении основного ствола трубами, бурении дополнительных стволов с последующим их креплением хвостовиками из основного ствола.A known method of holding and attaching a multilateral well (RF patent No. 2074944, publ. March 10, 1997), which consists in drilling the main trunk to the last depth of branching, fixing the main trunk with pipes, drilling additional trunks with their subsequent attachment by shanks from the main trunk.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины, который включает бурение основного ствола до последнего по глубине разветвления, крепление его трубами, бурение дополнительных стволов с последующим их креплением хвостовиками из основного ствола. Основной ствол сначала бурят до кровли верхнего продуктивного пласта с набором зенитного угла и крепят его, потом углубляют его до размещения в толще наиболее продуктивного пласта с креплением экспандируемыми трубами с размещенными на них при необходимости пакерами, отсекающими продуктивные пласты друг от друга, и производят его освоение. Затем из основного ствола проводят последовательное бурение, крепление и освоение дополнительных стволов от забоя к кровле верхнего продуктивного пласта с размещением забоев дополнительных стволов в различных продуктивных пластах. Ранее пробуренные и освоенные стволы изолируют от следующего дополнительного ствола в процессе его бурения, крепления и освоения. Обеспечивает повышение добычных возможностей скважины, снижение временных, трудовых и материальных затрат на проведение, крепление и освоение многозабойной скважины (Патент РФ №2386006, опубл. 10.04.2010 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for conducting, securing and developing a multilateral well, which includes drilling the main trunk to the last branching depth, securing it with pipes, drilling additional trunks with their subsequent attachment with shanks from the main trunk. The main trunk is first drilled to the roof of the upper productive formation with a set of zenith angle and fastened, then deepened it to accommodate in the thickness of the most productive formation with fastened pipes with packers placed on them if necessary, cutting off the productive layers from each other, and carry out its development . Then, sequential drilling, fastening and development of additional trunks from the bottom to the roof of the upper productive formation with the placement of the faces of additional trunks in various productive formations is carried out from the main trunk. Previously drilled and mastered shafts are isolated from the next additional trunk in the process of its drilling, fastening and development. Provides an increase in production capabilities of the well, reduction of time, labor and material costs for conducting, fixing and development of a multilateral well (RF Patent No. 2386006, publ. 10.04.2010 - prototype).
Недостатком известных способов является высокая кольматация продуктивных стволов скважины и, как следствие, малая продуктивность скважины.A disadvantage of the known methods is the high colmatation of the productive wellbores and, as a consequence, the low productivity of the well.
В предложенном изобретении решается задача снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличение ее продуктивности.The proposed invention solves the problem of reducing the mud bore of multilateral wells and increasing its productivity.
Задача решается тем, что в способе строительства многозабойной скважины, включающем бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины, согласно изобретению вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.The problem is solved in that in the method of constructing a multilateral well, including drilling the wells into productive formations and developing the well, according to the invention, the first well is first drilled into the formation with lower productivity, the drilled well is not mastered, it is filled with a hydrocarbon-based liquid forming a filter cake with a thickness not more than 0.5 mm, then drill the second wellbore into the formation with greater productivity using drilling fluid, develop the well by acting on both formations simultaneously, while the fluid on coal Hydrogen is used based on a density of not less than the density of the drilling mud used during the drilling of the second bore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При бурении второго ствола многозабойной скважины происходит кольматация первого уже пробуренного ствола. При этом при бурении первым ствола скважины в наиболее продуктивный пласт в последующем при бурении стволов скважины в менее продуктивные пласты происходит кольматация первого наиболее продуктивного пласта и наибольшее снижение дебита всей скважины. Чем более продуктивный пласт, тем в большей степени происходит его кольматация при бурении последующих пластов. При этом от кольматации наиболее продуктивного ствола не спасает ни последовательное освоение пластов, на отсекание пластов друг от друга, на прочие мероприятия, направленные на исключение кольматации. В предложенном изобретении решается задача снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличение ее продуктивности. Задача решается следующим образом.When drilling the second wellbore of a multilateral well, the first already drilled well is bogged. At the same time, when drilling the first wellbore into the most productive formation, subsequently, when drilling the wellbore into less productive formations, the first most productive formation becomes colmatized and the entire well production rate decreases. The more productive the formation, the more its clogging occurs during the drilling of subsequent layers. At the same time, neither the consistent development of the formations, the cutting off of formations from each other, or other measures aimed at eliminating the formations does not save from the mudding of the most productive trunk. The proposed invention solves the problem of reducing the mud bore of multilateral wells and increasing its productivity. The problem is solved as follows.
При строительстве многозабойной скважины вначале бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм, затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора, осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно, при этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола.When constructing a multilateral well, the first well is first drilled into the formation with lower productivity, the drilled well is not mastered, it is filled with hydrocarbon-based liquid forming a filter cake no more than 0.5 mm thick, then the second well is drilled into the formation with higher productivity using drilling fluid , drill a well by acting on both layers simultaneously, while a hydrocarbon-based fluid is used with a density not less than the density of the drilling fluid used when drilling the second well la
Освоение скважины наиболее рационально проводить с помощью свабирования по колонне насосно-компрессорных труб с установкой пакера в районе башмака эксплуатационной колонны на вертикальном участке скважины и последующей соляно-кислотной обработкой стволов.Well development is most rationally carried out by swabbing the tubing string with the installation of a packer in the shoe area of the production string in the vertical section of the well and subsequent hydrochloric acid treatment of the trunks.
В качестве жидкости на углеводородной основе используют жидкости, в которых в качестве основы используют углеводородную жидкость, например, нефть, керосин, дизтопливо и т.п. Жидкость на углеводородной основе может содержать загустители, наполнители, поверхностно-активные вещества, пеногасители, бактерициды и пр. Такая жидкость практически не кольматирует околоскважинную зону, а при эксплуатации скважины растворяется в нефти и выносится из скважины.As a hydrocarbon-based liquid, liquids are used in which a hydrocarbon liquid, for example, oil, kerosene, diesel fuel and the like, is used as a base. A hydrocarbon-based liquid may contain thickeners, fillers, surfactants, antifoam agents, bactericides, etc. Such a liquid practically does not clump the near-wellbore zone, and during well operation it dissolves in oil and is removed from the well.
Применение в первом стволе жидкости на углеводородной основе с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола, способствует обеспечению минимального проникновения бурового раствора в пробуренный ствол скважины при бурении второго ствола и минимальной кольматации породы в околоскважинной зоне первого ствола.The use of a hydrocarbon-based fluid in the first wellbore with a density not less than the density of the drilling fluid used when drilling the second wellbore helps to minimize penetration of the drilling fluid into the drilled wellbore while drilling the second wellbore and minimizes rock formation in the near-wellbore zone of the first wellbore.
Этот же эффект минимизации кольматации околоскважинной зоны пробуренного пласта обеспечивается при применении жидкости на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм.The same effect of minimizing the mudding of the near-wellbore zone of the drilled formation is provided when using hydrocarbon-based fluid, forming a filter cake with a thickness of not more than 0.5 mm.
В результате минимальной кольматации дебит скважины увеличивается.As a result of minimal mudding, the production rate of the well increases.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Строят многозабойную нефтедобывающую скважину. Продуктивность нижнего пласта 4,05 т/сут*МПа, продуктивность верхнего пласта 2,00 т/сут*МПа.Build a multilateral well oil well. The productivity of the lower layer is 4.05 t / day * MPa, the productivity of the upper layer is 2.00 t / day * MPa.
Пласты расположены на глубинах, верхний - 1138 м и нижний - 1162 м. Вначале бурят первый ствол длиной 150 м в верхнем пласте с меньшей продуктивностью, пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, соответствующей ТУ 2413-003-52412574-01 и представляющей собой 40%-ный раствор сложных зфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот в дизельном топливе с добавками кремнийорганического стабилизатора, 2% оксида алкилдиметиламина и неионогенного поверхностно-активного вещества. По внешнему виду представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета, имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°C.The strata are located at depths, the upper one is 1138 m and the lower one is 1162 m. First, the first well is drilled 150 m long in the upper stratum with lower productivity, the drilled well is not mastered, it is filled with hydrocarbon-based fluid in accordance with TU 2413-003-52412574-01 and which is a 40% solution of complex zfirs of higher unsaturated fatty acids (linoleic, oleic, linolenic, etc.) and resin acids in diesel fuel with the addition of an organosilicon stabilizer, 2% alkyldimethylamine oxide and nonionic surfactant EU ETS. In appearance it is an oily viscous liquid from light brown to black in color, has an acid number in the range from 2 to 4 mg KOH / g and a pour point of no higher than minus 35 ° C.
Свойства применяемой углеводородной жидкости: плотность 1,14 г/см3, условная вязкость 30-50 сек, показатель фильтрации (водоотдача) ≤6 мл/30 мин по ВМ-6, толщина фильтрационной корки ≤0,5 мм, содержание песка ≤1% об., СНС 1\10 (статическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 7\10,5 дПа, ДНС 1\10 (динамическое напряжение сдвига через 1 и десять минут) до 36 дПа, электрическое сопротивление ≥0,8 Ом*м, пластическая вязкость 5-19 мПа*с.Properties of the used hydrocarbon liquid: density 1.14 g / cm 3 , viscosity 30-50 sec, filtration rate (water loss) ≤6 ml / 30 min according to VM-6, filter cake thickness ≤0.5 mm, sand content ≤1 % vol., SNA 1 \ 10 (static shear stress after 1 and ten minutes) up to 7 \ 10.5 dPa, BPS 1 \ 10 (dynamic shear stress after 1 and ten minutes) up to 36 dPa, electrical resistance ≥0.8 Ohm * m, plastic viscosity 5-19 MPa * s.
Бурят второй ствол длиной 200 м в нижнем пласте с большей продуктивностью с использованием в качестве промывочной жидкости (бурового раствора) биополимер-карбонатного безглинистого раствора с плотностью, изменяющейся в процессе бурения от 1 до 1,08 г/см3. Пробуренные стволы не обсаживают. Обсаживают вертикальный ствол скважины. В вертикальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером в районе башмака эксплуатационной колонны. Осваивают оба пласта одновременно с помощью свабирования и с последующей соляно-кислотной обработкой стволов.A second well 200 m long is drilled in the lower layer with higher productivity using a biopolymer-carbonate clay-free mud with a density varying from 1 to 1.08 g / cm 3 as a drilling fluid (drilling fluid). Drilled trunks do not plant. A vertical wellbore is cased. A column of tubing with a packer is lowered into a vertical wellbore in the area of the casing shoe. Both layers are mastered simultaneously by swabbing and with subsequent hydrochloric acid treatment of the trunks.
В результате продуктивность скважины составляет 5,65 т/сут*МПа. Продуктивность скважины по прототипу составляет 4,76 т/сут*МПа.As a result, the well productivity is 5.65 t / day * MPa. The well productivity of the prototype is 4.76 tons / day * MPa.
Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения кольматации стволов многозабойной скважины и увеличения продуктивности.The application of the proposed method will allow to solve the problem of reducing the mud bore of multilateral wells and increasing productivity.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013134537/03A RU2518585C1 (en) | 2013-07-24 | 2013-07-24 | Multihole well construction method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013134537/03A RU2518585C1 (en) | 2013-07-24 | 2013-07-24 | Multihole well construction method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2518585C1 true RU2518585C1 (en) | 2014-06-10 |
Family
ID=51216424
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013134537/03A RU2518585C1 (en) | 2013-07-24 | 2013-07-24 | Multihole well construction method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2518585C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
RU2386006C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Татнефть" им В.Д. Шашина | Method of conducting, fixation and reclamation of multidirectional well |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
RU2459945C1 (en) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
-
2013
- 2013-07-24 RU RU2013134537/03A patent/RU2518585C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
RU2386006C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Татнефть" им В.Д. Шашина | Method of conducting, fixation and reclamation of multidirectional well |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
RU2459945C1 (en) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102733789B (en) | Staged fracturing construction yield increment method for waterpower in deep thickened oil deposit thick-bedded sandstone storage layer | |
RU2663844C2 (en) | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells | |
US4714115A (en) | Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation | |
RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
CA2675823C (en) | Hydraulic fracture initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
RU2533393C1 (en) | Large-volume acid treatment method for carbonate bed | |
RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
CN109505578B (en) | Repeated fracturing method for realizing lateral residual oil potential excavation of crack of ultra-low permeability oil reservoir old well | |
US6135205A (en) | Apparatus for and method of hydraulic fracturing utilizing controlled azumith perforating | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft | |
Serdyuk et al. | Multistage Stimulation of Sidetrack Wellbores Utilizing Fiber-Enhanced Plugs Proves Efficient for Brown Oil Fields Development | |
Rodvelt | Vertical well construction and hydraulic fracturing for CBM completions | |
RU2518585C1 (en) | Multihole well construction method | |
McNeil et al. | Low-rate fracture treatment in the Bakken shale using state-of-the-art hybrid coiled-tubing system | |
RU2566345C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing with water influx isolation in production wells |