Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель с углом наклона рабочей поверхности 4°, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной горизонтальный необсаженный ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фрез, винтовой забойный двигатель (ВЗД), гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб (ГТ). Производят зарезку и бурение бокового ствола с нагрузкой на фрезу до 1,0 т. Останавливают процесс бурения и извлекают из горизонтальной скважины компоновку на колонне ГТ. В колонну НКТ до забоя пробуренного бокового ствола на колонне ГТ спускают геофизический прибор и определяют минимальное расстояние от пробуренного бокового ствола до водонефтяного контакта (ВНК). При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК от 5 до 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ, оснащенную на конце вращающейся сферической насадкой, до глубины забоя пробуренного бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола. При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК более 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД, осциллятором-турбулизатором и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя. После достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, спускают в колонну НКТ колонну ГТ с вращающейся сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола. Причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола. Обеспечивается точность ориентирования направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины, исключение отклонения траектории бокового ствола в процессе бурения, исключение вскрытия водоносного пласта, повышение эффективности обработки боковых стволов скважины раствором соляной кислоты с применением гибкой трубы со сферической насадкой, повышение качества обработки призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности бурения бокового ствола. 7 ил.

 

Изобретение относится к строительству многозабойных скважин, а именно к технологии бурения дополнительных (боковых) стволов из горизонтальной части необсаженной скважины.

Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU №2626103, МПК Е21 В 7/04, опубл. 21.07.2017 в бюл. №21), включающий сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава. Разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки. Установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя. Разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав. Бурение бокового ствола из основного ствола. Открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, при этом сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня производят в вертикальной части ствола скважины. Легкоразбуриваемая вставка имеет центральный канал, сверху закрытый легкоразрушаемой мембраной, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала по классу широкоходовой посадки. Верхняя часть фрезы снабжена центраторами.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизических исследований в процессе бурения бокового ствола и, как следствие, отклонение бокового ствола от заданной траектории;

- во-вторых, низкая нефтеотдача продукции из бокового ствола из-за отсутствия кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола;

- в-третьих, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать. Кроме того, высокая трудоемкость способа, обусловленная тем, что для зарезки бокового ствола необходимы сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляция интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания и т.д.;

- в-четвертых, высокая продолжительность процесса бурения в следствие низкой скорости проходки долотом при бурении бокового ствола.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. 20.12.2009 в бюл. №35), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов. Заполнение входа в боковой ствол после бурения изолирующим материалом. Вымывание изолирующего материала из стволов после бурения последнего ствола и освоение скважины. Боковые стволы бурят разной длины, а в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию. После бурения низ каждого ствола, кроме последнего, заполняют раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. После бурения последнего ствола при освоении скважины все стволы заполняют нефтью. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. Пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство. Дополнительно обрабатывают призабойную зону одного или нескольких стволов раствором соляной кислоты со свабированием.

Недостатки способа:

- во-первых, сложность точного ориентирования боковых стволов перед их зарезкой из основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизической телесистемы, что приводит к бурению бокового ствола в произвольном направлении с бесконтрольной траекторией;

- во-вторых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизических исследований в процессе бурения бокового ствола и, как следствие, отклонение бокового ствола от заданной траектории вниз;

- в-третьих, неэффективная обработка призабойной зоны боковых стволов раствором соляной кислоты, причем для этого необходимы дополнительные спуско-подъемные операции, что усложняет способ;

- в-четвертых, низкое качество обработки призабойной зоны боковых стволов, так как все боковые стволы обрабатываются раствором соляной кислоты «общим фильтром» под одним давлением, т.е. невозможно по отдельности обработать призабойную зону каждого бокового ствола скважины;

- в-пятых, низкая скорость проходки долотом при бурении бокового ствола, что увеличивает продолжительность процесса бурения;

- в-шестых, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.

Техническими задачами изобретения являются достижение точности ориентирования направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального ствола необсаженной скважины, исключение отклонения траектории бокового ствола в процессе бурения, исключение вскрытия водоносного пласта, повышение эффективности и качества кислотной обработки боковых стволов, а также сокращение продолжительности бурения бокового ствола и снижение финансовых и материальных затрат на реализацию способа.

Технические задачи решаются способом бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, включающим бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.

Новым является то, что перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель с углом наклона рабочей поверхности 4°, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в основной горизонтальный необсаженный ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фрез, винтовой забойный двигатель - ВЗД, гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, далее производят зарезку в направлении, ориентированном клином-отклонителем, и бурение бокового ствола длиной 40 м под углом 4° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и извлекают из горизонтальной скважины компоновку на колонне ГТ, затем в колонну НКТ до забоя пробуренного бокового ствола на колонне ГТ спускают геофизический прибор и определяют по траектории пробуренного бокового ствола минимальное расстояние от пробуренного бокового ствола до водонефтяного контакта - ВНК, причем при минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК от 5 до 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ, оснащенную на конце вращающейся сферической насадкой, до глубины забоя пробуренного бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола, при минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК более 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД, осциллятором-турбулизатором и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, спускают в колонну НКТ колонну ГТ с вращающейся сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.

На фигурах 1-7 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа.

Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины заключается в следующем.

Бурят основной горизонтальный необсаженный ствол 1 скважины. Перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: телесистема 2, одна спиралевидная утяжеленная буровая труба (далее УБТ) 3, например, диаметром 127 мм, клин-отклонитель 4.

Спускают компоновку на колонне НКТ 5, например, диаметром 89 мм, в основной горизонтальный необсаженный ствол 1 так, чтобы клин-отклонитель 4 находился в интервале зарезки бокового ствола скважины, например, в интервале 1096 м (интервалы установки клина-отклонителя 4 определяют по плану работ).

В качестве клина-отклонителя 4 применяют любой известный клин-отклонитель, позволяющий отклонять колонну НКТ с компоновкой под углом 4,0° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу 1 скважины.

Посредством телесистемы и с помощью геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя 4 в требуемом направлении относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины, например, вправо на 130° (фиг. 2).

Ориентирование клина-отклонителя 4 необходимо производить таким образом, чтобы создаваемый боковой ствол не пересек основной горизонтальный необсаженный ствол 1, т.е. при уменьшении азимута основного горизонтального необсаженного ствола 1 зарезку бокового ствола необходимо выполнить вправо, и клин-отклонитель 4 должен быть ориентирован вправо (0°-180°).

При увеличении азимута - зарезку бокового ствола необходимо планировать влево и клин-отклонитель 4 должен быть ориентирован влево, зарезку бокового ствола при этом целесообразно производить в интервале наибольшего набора кривизны основного горизонтального необсаженного ствола 1, например 6°, в целях более интенсивного удаления создаваемого бокового ствола от основного горизонтального необсаженного ствола 1.

По опыту проведенных работ наибольшее удаление пробуренных боковых стволов от основного горизонтального необсаженного ствола 1 достигнуто при ориентировании компоновки вправо под углом от 0° до 180°. В процессе ориентирования компоновки телесистема 2 (фиг. 2) отправляет сигнал на устье скважины (на фиг. 1-6 не показано), который принимает станция (на фиг. 1-6 не показано) геофизической партии, одновременно поворачивают колонну НКТ 5 диаметром 89 мм с компоновкой с устья скважины вправо с расхаживанием и остановкой в течение 4-5 мин.

При приеме сигнала с телесистемы 2 на станции геофизической партии достигают запланированного направления влево 130° (фиг. 2) относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 3): фрез 6, ВЗД 7, гидравлический аварийный разъединитель (ГАР) 8. Например, используют ВЗД марки Д-55, а фрез -диаметром 68 мм.

ГАР 8 (на фиг. 4 и 6 показан условно) выполнен в виде полого корпуса (на фиг. 1-7 не показано), оснащенного внутри посадочным седлом, зафиксированным с помощью срезного штифта к полому корпусу. Посадочное седло ГАР 8 выполнено под сбрасываемый с устья в колонну ГТ 9 шар и позволяет разъединить колонну ГТ 9 от ВЗД 7 в случае прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 10'.

Спускают компоновку в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм на колонне ГТ 9 со скоростью 15 м/мин без циркуляции жидкости на устье скважины с расхаживанием через каждые 500 м спуска, за 10 м до предполагаемого интервала зарезки бокового ствола скважины снижают скорость спуска до 5 м/мин.

Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 9 (фиг. 3) и запускают ВЗД 7, далее производят зарезку вправо на 130° (фиг. 2 и 3) и бурение бокового ствола 10' длиной 1, равной 40 м, под углом 4° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу 1 скважины (например, в интервале 1096-1136 м, т.е. до достижения забоя 11') с нагрузкой на фрез до 1,0 т.В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.

После чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ 9, производят демонтаж компоновки.

Затем в скважину через колонну НКТ 5 (фиг. 4) диметром 89 мм, клин-отклонитель 4 на колонне ГТ 9 в пробуренный боковой ствол 10' до забоя 11 спускают геофизический прибор 12, например, автономный инклинометр АИК-52, и прописывают траекторию пробуренного бокового ствола 10', после чего извлекают колонну ГТ с геофизическим прибором 12 из скважины.

То есть спуском автономного инклинометра АИК-52 мм на ГТ 9 производят исследование вышеупомянутого пробуренного бокового ствола 10' длиной l=40 м в интервале 1096-1136 м.

По результатам геофизических исследований (в интервале пробуренного бокового ствола) определяют минимальное расстояние - Н от пробуренного бокового ствола 10' до уровня ВНК (фиг. 4)

Расстояние от пробуренного бокового ствола 10' до уровня ВНК менее 5 м с высокой вероятностью приведет к прорыву уровня ВНК.

При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола 10' до ВНК от 5 до 10 м, (например, расстоянии от забоя 1136 м до уровня ВНК (фиг. 4) составляет 8 м) спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 (фиг. 5) на конце до глубины 1136 м пробуренного забоя 11' бокового ствола 10' и производят обработку призабойной зоны бокового ствола 10' закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 9 с одновременным перемещением колонны ГТ 9 вверх до интервала зарезки бокового ствола 10' со скоростью 0,5 м/с, т.е. производят солянокислотную обработку пробуренного бокового ствола 10' в интервале 1136-1096 м.

Затем извлекают колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.

Далее в зависимости от количества боковых стволов 10', 10n (фиг. 7) повторяют вышеописанные технологические операции, начиная со сборки компоновки: телесистема 2, одна УБТ 3, клин-отклонитель 4 - и заканчивая извлечением колонны ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце.

При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола 10' до ВНК более 10 м (например, расстоянии от интервала 1107 м до уровня ВНК (фиг. 4) составляет 15 м) на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 6): долото 14, осциллятор-турбулизатор (ОТ) 15, ВЗД 7, ГАР 8. Например, используют ВЗД марки Д-55, а долото диаметром - 68 мм.

Далее спускают вышеописанную компоновку в скважину через колонну НКТ 5, и клин-отклонитель 4 до упора долота 14 в забой 11' (фиг. 6) пробуренного бокового ствола 10' и закачкой технологической жидкости по колонне ГТ 9 продолжают добуривание бокового ствола 10' с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя 11'' в указанном в плане работ, например, L=100 м, т.е. в интервале 1096-1196 м.

В процессе бурения бокового ствола 10' использование ОТ 15 приводит к осцилляции низкочастотных колебаний закачиваемой по колонне ГТ 9 технологической жидкости и созданию малоамплитудных продольных колебаний, способствующих формированию динамической нагрузки на долото 14, приводящей к более эффективному разрушению горной породы и, как следствие, увеличению скорости проходки долота 14. Кроме того, долото 14 в отличие от фрезы 6 имеет возможность разрушать разбуриваемую породу радиальной поверхностью.

Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 (фиг. 5) на конце до глубины 1196 м пробуренного забоя 11' бокового ствола 10' и производят обработку призабойной зоны по всей длине L бокового ствола 10', т.е. в интервале 1196-1096 м закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 9 с одновременным перемещением колонны ГТ 9 вверх до интервала зарезки бокового ствола 10' со скоростью 0,5 м/с.

Затем извлекают колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.

Далее в зависимости от количества боковых стволов 10', 10n (фиг. 6) повторяют вышеописанные технологические операции начиная со сборки компоновки, включающей телесистему 2, одну спиралевидную УБТ 3, клин-отклонитель 4, и заканчивая извлечением колонны ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце.

Давление обработки призабойной зоны боковых стволов 10', 10n может быть различным для каждого бокового ствола 10', 10n в зависимости от проницаемости пород. Например, призабойную зону бокового ствола 10' обрабатывают под давлением 8,0 МПа, а призабойную зону бокового ствола 10n - под давлением 10,0 МПа.

В процессе бурения (l=40 м) или добуривания (L=100 м) бокового ствола 10' возможен прихват компоновки с ГТ 9, например, в результате осыпания слабосцементированных разбуриваемых пород. С целью исключения повреждения (обрыва, растяжения) колонны ГТ 9 приводят в действие ГАР 8. Для этого с устья скважины в колонну ГТ 9 сбрасывают шар.

Шар по колонне ГТ 9 доходит до ГАР 8, выполненного в виде полого корпуса, и садится на его посадочное седло. Создают в колонне ГТ 9 гидравлическое давление, достаточное для разрушения штифтов. Например, создают гидравлическое давление 8,0 МПа, при котором происходит разрушение штифтов. Колонну ГТ 9 извлекают из скважины, а оставшаяся компоновка остается в пробуренном боковом стволе 10'.

Реализация предлагаемого способа позволяет производить ориентирование боковых стволов скважины перед их зарезкой из основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины в любом направлении от 0 до 360° (фиг. 2) на 4,0° относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины.

Проведение геофизического исследования с помощью автономного инклинометра после бурения части бокового ствола позволяет определить траекторию ствола относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины и уровня ВНК (фиг. 4), а также определить расстояние - Н от любого интервала пробуренных боковых стволов 10', 10n до уровня ВНК. Это гарантированно исключает вскрытие водоносного пласта и обводнения основного горизонтального необсаженного ствола.

Повышается эффективность обработки призабойной зоны боковых стволов 10', 10n за счет закачки раствора соляной кислоты под давлением через вращающуюся сферическую насадку с одновременным перемещением колонны ГТ со скоростью 0, 5 м/с от забоя к интервалу зарезки пробуренных боковых стволов 10', … 10n, что позволяет снять кольматацию радиальной поверхности боковых стволов 10', … 10n после бурения и расширить соответственно пробуренные боковые стволы 10', … 10n.

Повышается качество обработки боковых стволов, так как призабойная зона каждого бокового ствола скважины обрабатывается под индивидуальным значением давления.

Снижаются материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола скважины отсутствует необходимость его обсаживать. При выполнении боковых стволов скважины последовательно используют сначала фрезу, а затем в комплексе долото с осциллятором-турбулизатором, а после этого производят кислотную обработку призабойной зоны боковых стволов 10', … 10n, вращающейся сферической насадкой.

Вращающаяся сферическая насадка позволяет повысить эффективность кислотной обработки за счет радиального и равномерного воздействия (по всему периметру боковых стволов 10', … 10n) с осевым перемещением со скоростью 0, 5 м/с напором струи кислоты на обрабатываемые призабойные зоны боковых стволов 10', … 10n.

Кроме того, при возникновении прихвата долота в пробуриваемых боковых стволах исключаются сложные аварийные работы за счет применения ГАР 8, который позволяет извлечь колонну ГТ, без обрыва оставив компоновку в прихваченном боковом стволе. Все это сокращает продолжительность бурения боковых стволов 10', … 10n, а значит позволяет сэкономить материальные и финансовые затраты.

Опытным путем установлено, что применение ОТ увеличивает механическую скорость проходки при бурении бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины на 40-50%.

Предлагаемый способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины позволяет:

- достичь точности ориентирования направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины;

- исключить отклонение траектории бокового ствола в процессе бурения;

- исключить вскрытие водоносного пласта;

- повысить эффективность обработки боковых стволов скважины раствором соляной кислоты с применением гибкой трубы со сферической насадкой;

- повысить качество обработки призабойной зоны скважины из-за возможности отдельно обработать призабойную зону каждого бокового ствола скважины;

- снизить финансовые и материальные затраты на реализацию способа;

- сократить продолжительность бурения бокового ствола.

Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов, отличающийся тем, что перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель с углом наклона рабочей поверхности 4°, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной горизонтальный необсаженный ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фрез, винтовой забойный двигатель (ВЗД), гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб (ГТ), далее производят зарезку в направлении, ориентированном клином-отклонителем, и бурение бокового ствола длиной 40 м под углом 4°по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и извлекают из горизонтальной скважины компоновку на колонне ГТ, затем в колонну НКТ до забоя пробуренного бокового ствола на колонне ГТ спускают геофизический прибор и определяют по траектории пробуренного бокового ствола минимальное расстояние от пробуренного бокового ствола до водонефтяного контакта (ВНК), причем при минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК от 5 до 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ, оснащенную на конце вращающейся сферической насадкой, до глубины забоя пробуренного бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола, при минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК более 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД, осциллятором-турбулизатором и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, спускают в колонну НКТ колонну ГТ с вращающейся сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений. Устройство включает цилиндрическую часть и направляющую часть с косым срезом, боковое отверстие с соплом для прохода жидкости со стороны среза.

Группа изобретений относится к роторным управляемым системам (РУС), например к буровым системам, используемым для наклонно-направленного бурения стволов скважин при разведке и добыче нефти и газа.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал для закачки в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава и центрального канала, сверху закрытого легкоразрушаемой мембраной, закачивание в интервал расширения герметезирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала а верхняя часть снабжена центраторами, установка клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, причем сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня выполняют цилиндрической формы по всей длине, легкоразбуриваемую вставку устанавливают на временный цементный мост, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, длина направляющей которой цилиндрической формы имеет длину меньше толщины цементного моста, а диаметр центрального канала выше мембраны больше, чем диаметр центрального канала ниже мембраны, клин-отклонитель устанавливают на поверхность цементного моста.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Компоновка управления направлением движения содержит кожух, имеющий продольную осевую линию; шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха; отклоняющее устройство, выполненное с возможностью передачи боковой силы на шпиндель для смещения передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и узел ориентирования торца долота, выполненный с возможностью вращения передней соединительной оконечности шпинделя в требуемом направлении.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Изобретение относится к средствам ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины. Предложенное устройство для ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины содержит забойную телеметрическую систему − ЗТС − с беспроводным электромагнитным каналом связи, спущенную в скважину на колонне труб, включающую в себя модуль управления в виде датчиков, передающий модуль, а также приёмное устройство и персональный компьютер, расположенные на устье скважины.

Группа изобретений относится к области многоствольного заканчивания скважин. Система скважины содержит основной ствол скважины, обсаженный обсадной трубой, образующий выход обсадной трубы; боковой ствол скважины, проходящий от выхода обсадной трубы; узел окна повторного входа, установленный в основном стволе скважины и содержащий узел окна заканчивания, имеющий окно, выровненное с выходом обсадной трубы, и предусматривающий верхнюю муфту, башмак направляющего инструмента с косым срезом, и верхнее и нижнее щелевые отверстия, выполненные на противоположных по оси концах окна; изолирующую втулку, установленную в узле окна заканчивания и содержащую шпонку, удерживающую втулку от проворачивания, втулочную муфту и устройство зацепления, и узел отклонителя, содержащий отклонитель, выполненный с возможностью сопряжения с втулочной муфтой, и наладочный инструмент, функционально связанный с отклонителем и выполненный с возможностью взаимодействия с башмаком направляющего инструмента с косым срезом для ориентации под углом передней поверхности отклонителя относительно окна.

Изобретение относится к области бурения искривленных ответвлений из необсаженного горизонтального ствола скважины и представляет собой отклоняющее устройство. Устройство содержит трубу с открытыми концами, снабженную на своем верхнем конце присоединительной резьбой для присоединения трубы с открытыми концами к колонне труб, и направляющий элемент, расположенный в трубе с открытыми концами.

Изобретение относится к области бурения искривленных ответвлений из необсаженного горизонтального ствола скважины и представляет собой отклоняющее устройство. Устройство содержит трубу с открытыми концами, снабженную на своем верхнем конце присоединительной резьбой для присоединения трубы с открытыми концами к колонне труб, и направляющий элемент, расположенный в трубе с открытыми концами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для забуривания и крепления дополнительных стволов многоствольной скважины из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов залежи при одновременном увеличении эффективности теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов залежи при одновременном увеличении эффективности теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ включает обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы в составе компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых подходит для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ включает обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы в составе компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых подходит для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к проведению измерений при бурении добывающих скважин. Устройство содержит основание, имеющее ось вращения и выполненное с возможностью присоединения в осевом направлении между буровой трубой и бурильной коронкой.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал для закачки в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава и центрального канала, сверху закрытого легкоразрушаемой мембраной, закачивание в интервал расширения герметезирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала а верхняя часть снабжена центраторами, установка клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, причем сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня выполняют цилиндрической формы по всей длине, легкоразбуриваемую вставку устанавливают на временный цементный мост, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, длина направляющей которой цилиндрической формы имеет длину меньше толщины цементного моста, а диаметр центрального канала выше мембраны больше, чем диаметр центрального канала ниже мембраны, клин-отклонитель устанавливают на поверхность цементного моста.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Группа изобретений относится к области пространственных каркасных конструкций для надводной фонтанной арматуры, в частности к системе рам и способу ее эксплуатации.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель с углом наклона рабочей поверхности 4°, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб в основной горизонтальный необсаженный ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фрез, винтовой забойный двигатель, гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб. Производят зарезку и бурение бокового ствола с нагрузкой на фрезу до 1,0 т. Останавливают процесс бурения и извлекают из горизонтальной скважины компоновку на колонне ГТ. В колонну НКТ до забоя пробуренного бокового ствола на колонне ГТ спускают геофизический прибор и определяют минимальное расстояние от пробуренного бокового ствола до водонефтяного контакта. При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК от 5 до 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ, оснащенную на конце вращающейся сферической насадкой, до глубины забоя пробуренного бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола. При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК более 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД, осциллятором-турбулизатором и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя. После достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, спускают в колонну НКТ колонну ГТ с вращающейся сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола. Причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола. Обеспечивается точность ориентирования направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины, исключение отклонения траектории бокового ствола в процессе бурения, исключение вскрытия водоносного пласта, повышение эффективности обработки боковых стволов скважины раствором соляной кислоты с применением гибкой трубы со сферической насадкой, повышение качества обработки призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности бурения бокового ствола. 7 ил.

Наверх