Способ селективного доступа в стволы многоствольной скважины и оборудование для реализации способа
Владельцы патента RU 2740283:
Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" (RU)
Изобретение относится к устройствам и способам заканчивания скважин с боковыми или дополнительными стволами. Техническим результатом является повышение эффективности проведения внутрискважинных работ. Способ заключается в установке опорных устройств в обсадной колонне основного ствола для ориентированной установки и фиксации клина-отклонителя, имеющего внешнюю и внутреннюю часть в виде извлекаемой трубы. Бурение дополнительных стволов методом зарезки боковых стволов, крепление дополнительных стволов хвостовиками без гидравлической или механической связи их с основным стволом. Восстановление прохода в основной ствол, селективный доступ в основной и дополнительные стволы обеспечивают посредством применения направляющих головок диаметром, большим, чем диаметр проходного отверстия установочного оборудования. Расчет параметров установочного оборудования производят на этапе проектирования скважины, с учетом конструкции скважины и применяемого нефтепромыслового инструмента, для чего рассчитывают диаметры направляющих головок для входа в дополнительные и основной стволы и диаметры ответных им центральных проходных отверстий установочного оборудования, образованных путем извлечения внутренней части клина-отклонителя и восстановления прохода в основной ствол. Оборудование для осуществления способа содержит якорь гидравлический с глухим башмаком в нижней части, в верхней части якорь соединен резьбовым соединением с клином-отклонителем, включающим внутреннюю извлекаемую трубу, закрепленную в корпусе посредством срезных элементов, в нижней части клина-отклонителя посредством резьбового соединения установлен направляющий патрубок в виде короткой трубы с выступающим элементом в виде направляющей шпонки для ориентированной посадки и фиксации клина-отклонителя в ориентирующей воронке, имеющий посредством шпонки и срезного элемента соединение с ориентирующей воронкой, посредством резьбового соединения жестко закреплена с якорем, соединение ориентирующей воронки и направляющего патрубка выполнено посредством сопряжения фигурного паза ориентирующей воронки и шпонки патрубка. Оборудование включает минимум одну направляющую головку, представляющую собой переводник со сферической поверхностью, который имеет центральное промывочное отверстие и резьбовое соединение с нефтепромысловым инструментом. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.
Изобретение относится к области строительства или ремонта многоствольных скважин (МСС), а именно, к устройствам и способам заканчивания скважин с боковыми или дополнительными стволами.
Известны устройства и способы для входа нефтепромыслового инструмента в боковые или дополнительные стволы скважин.
Известно устройство направляющее для входа в боковой ствол (патент RU2601882, МПК E21B 23/03, опубл. 10.11.2016 г.), включающее цилиндрическую часть и направляющую часть с косым срезом, боковое отверстие с соплом для прохода жидкости со стороны среза и выдвижной радиальный шток, расположенный в цилиндрической части со стороны бокового отверстия, причем цилиндрическая часть выполнена сборной, состоящей из верхнего и нижнего блоков, соединенных между собой выше выдвижного штока шарнирным соединением с каналом с проходным сечением, большим, чем сечение сопла бокового отверстия, а в цилиндрической части выше шарнирного соединения, позволяющего ограниченно отклонять нижний блок относительно верхнего в противоположную от штока сторону, размещено седло бросового шарика, при этом седло бросового шарика выполнено в верхнем блоке цилиндрической части, которая при помощи срезных элементов соединена с колонной труб, спускаемых в боковой ствол. Устройство позволяет производить ввод технологического оборудования в боковой ствол многозабойной скважины посредством спускного оборудования.
Известен извлекаемый клин-отклонитель для повторного входа в дополнительный ствол многоствольной скважины (патент RU2677517, МПК E21B 7/08, опубл. 17.01.2019 г.). Способ применения устройства включает установку и фиксацию клина-отклонителя в проеме окна обсадной колонны, спуск бурильного инструмента в дополнительный ствол МСС, который по направляющей поверхности корпуса клина-отклонителя точно попадает в проем окна обсадной колонны и доходит до места проведения работ.
Недостатком указанных аналогов является то, что для входа в боковой ствол требуется применение специального направляющего оборудования для поиска и входа в «окно» в эксплуатационной колонне, а также проведение дополнительных технологических операций для активации узлов оборудования. Например, сброс шара, создание избыточного давления, поворот инструмента ротором, приподъем, спуск инструмента, зацепление и фиксация направляющего устройства посредством выдвижного штока. Это существенно усложняет процесс доступа нефтепромыслового инструмента в боковой ствол и увеличивает стоимость и продолжительность внутрискважинных работ.
Известен клин-отклонитель для зарезки бокового ствола в обсаженной скважине, который состоит из двух частей: полого корпуса и извлекаемой вставки, закрепленной в корпусе с помощью удерживающего винта и защищенной от проворота с помощью шпонки, закрепленной в полом корпусе винтами и шайбами, корпус выполнен с центральным сквозным отверстием для попадания в материнский ствол скважины, а извлекаемая вставка выполнена с пазом для ее извлечения и открытия центрального сквозного отверстия корпуса клина (патент RU195124, МПК E21B 7/08, опубл. 15.01.2020 г.).
Способ применения устройства включает спуск, ориентирование и установку комплекта технических средств, а затем фрезерование «окна» в обсадной колонне и бурение технологического «кармана», затем процесс бурения бокового ствола. После проведения всех необходимых работ в боковом стволе осуществляют извлечение вставки клина-отклонителя для обеспечения прохода в центральное отверстие в нижней части клина-отклонителя и обеспечения попадания в «материнский ствол». Обеспечивается возможность одновременной эксплуатации «материнского» и бокового стволов.
Недостатком является то, что известное техническое решение не обеспечивает селективный доступ нефтепромыслового инструмента в боковой или основной (материнский) ствол скважины.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является повышение эффективности проведения внутрискважинных работ.
Технический результат - обеспечение проходимости нефтепромыслового инструмента в основной и дополнительный ствол скважины без применения специального направляющего оборудования для поиска и входа в технологическое «окно» в эксплуатационной колонне, а также без проведения дополнительных технологических операций для активации узлов оборудования, с расширением функциональных возможностей оборудования.
Проблема решается, а технический результат достигается способом селективного доступа в стволы многоствольной скважины, включающим установку опорных устройств в обсадной колонне основного ствола для ориентированной установки и фиксации клина-отклонителя, имеющего внешнюю и внутреннюю часть в виде извлекаемой трубы, бурение дополнительных стволов методом зарезки боковых стволов, крепление дополнительных стволов хвостовиками без гидравлической или механической связи их с основным стволом, восстановление прохода в основной ствол, при этом селективный доступ в основной и дополнительные стволы обеспечивают посредством применения направляющих головок диаметром, большим, чем диаметр проходного отверстия установочного оборудования, причем расчет параметров установочного оборудования производят на этапе проектирования скважины, с учетом конструкции скважины и применяемого нефтепромыслового инструмента, для чего рассчитывают диаметры направляющих головок для входа в дополнительные и основной стволы и диаметры ответных им центральных проходных отверстий установочного оборудования, образованных путем извлечения внутренней части клина-отклонителя и восстановления прохода в основной ствол, при этом диаметр направляющей головки для входа в дополнительный (i)-й ствол рассчитывают по формуле:
dг(i)= (dхв - 2δ)-∆, (1)
где: dхв - наружный диаметр хвостовика;
δ - толщина стенки хвостовика;
∆ - технологический зазор,
диаметр центрального проходного отверстия установочного оборудования для i-го ствола определяют по формуле:
dпо(i)= dг(i) - ∆, (2)
после чего диаметр направляющей головки для входа в следующий дополнительный (i-1) ствол рассчитывают по формуле:
dг(i-1)=dпо(i) - ∆, (3)
проходное отверстие установочного оборудования для ствола (i-1) определяют по формуле:
dпо(i-1)=dг(i-1) - ∆, (4)
и диаметр направляющей головки для входа в основной ствол определяют по формуле:
dг1= dпо(i-1) - ∆. (5).
Технический результат достигается также оборудованием для осуществления способа, содержащим якорь гидравлический с глухим башмаком в нижней части, а в верхней части якорь соединен резьбовым соединением с клином-отклонителем, включающим внутреннюю извлекаемую трубу, закрепленную в корпусе посредством срезных элементов, при этом в нижней части клина-отклонителя посредством резьбового соединения установлен направляющий патрубок в виде короткой трубы с выступающим элементом в виде направляющей шпонки для ориентированной посадки и фиксации клина-отклонителя в ориентирующей воронке, имеющий посредством шпонки и срезного элемента соединение с ориентирующей воронкой, последняя посредством резьбового соединения в свою очередь жестко закреплена с якорем, при этом соединение ориентирующей воронки и направляющего патрубка выполнено посредством сопряжения фигурного паза ориентирующей воронки и шпонки патрубка, кроме того, оборудование включает минимум одну направляющую головку, представляющую собой переводник со сферической поверхностью, который имеет центральное промывочное отверстие и резьбовое соединение с нефтепромысловым инструментом. Согласно изобретению, в частных случаях, якорь гидравлический выполнен в виде профильной шестилучевой трубы; срезной элемент выполнен в виде винта.
Технический результат достигается представленной совокупностью существенных признаков.
Проход в отдельно выбранный ствол МСС осуществляется компоновкой нефтепромыслового инструмента с направляющей головкой с диаметром, соответствующим параметрам заданного ствола, рассчитанного на этапе проектирования скважины, с учетом конструкции МСС и применяемого нефтепромыслового инструмента.
Селективный (выборочный) доступ в основной и дополнительный стволы скважины обеспечивается посредством применения направляющих головок определенного диаметра и ответных им центральных проходных отверстий, образованных путем извлечения внутренней части клина-отклонителя и восстановления прохода в основной ствол, причем диаметр направляющей головки больше диаметра проходного отверстия установочного оборудования.
С целью расширения функциональных возможностей установочное оборудование выполнено с возможностью полного извлечения клина-отклонителя, и оставлением посадочного места для повторной самоориентированной установки клина-отклонителя или другого технологического оборудования, например пакер-пробки. Это возможность достигается посредством «нежесткого» (безрезьбового) соединения ориентирующей воронки с направляющим патрубком (стингером), содержащим направляющую шпонку, которая, находясь в фигурном пазу ориентирующей воронки, удерживает на весу якорь, а при необходимости разъединения выходит из фигурного паза посредством натяжения и проворота бурильного инструмента. При повторной установке клина-отклонителя или другого оборудования самоориентация оборудования относительно «окна» в обсадной колонне достигается благодаря направляющей головке со шпонкой, которая при спуске «скользит» по торцевой фигурной поверхности ориентирующей воронки, и, попадая в паз, занимает определенное положение относительно якоря устройства, и соответственно «окна» в обсадной колонне.
Сущность изобретения поясняется фигурами, где показано:
На фиг.1 - общий вид установочного оборудования в скважине до извлечения (вид А) и после извлечения внутренней трубы клина - отклонителя и восстановления прохода в основной ствол (вид Б);
На фиг. 2 - схема селективного доступа в дополнительные стволы МСС (вид А) и в основной ствол (вид Б).
На фигурах обозначено:
1. Обсадная колонна
2. Клин-отклонитель
3. Внутренняя часть (извлекаемая) труба клина-отклонителя
4. Направляющий патрубок (стингер)
5. Направляющая шпонка патрубка
6. Ориентирующая воронка
7. Якорь гидравлический (профильная труба)
8. Боковой ствол скважины
9. Хвостовик
10. Пакер заколонный
11. Нефтепромысловый инструмент (на фигурах в виде насосно-компрессорной трубы (НКТ)
12. Направляющая головка
13. Уплотнительная втулка
14. Башмак якоря
15. Направляющая головка для входа в основной ствол
16. Направляющая головка для входа в нижний дополнительный ствол
17. Направляющая головка для входа в верхний дополнительный ствол
18. Верхний дополнительный ствол
19. Нижний дополнительный ствол.
Способ осуществляют следующим образом.
Производится сборка и спуск установочного оборудования (фиг.1а) в обсадную колонну 1 основного ствола, которое включает: комбинированный клин-отклонитель 2 с внутренней извлекаемой трубой 3, в нижней части которого, посредством резьбового соединения установлен направляющий патрубок (стингер) 4 со шпонкой 5, имеющий «нежесткое» соединение с ориентирующей воронкой 6, а именно, посредством направляющей шпонки 5 и срезного элемента (винта) (на фиг. не обозначено). Ориентирующая воронка 6 посредством резьбового соединения жестко закреплена с якорем гидравлическим 7, имеющим внутри уплотнительную втулку 13 и башмак 14 (фиг. 1б).
После спуска установочного оборудования до определенной планом работ глубины зарезки бокового ствола (вырезки «окна») производится активация якоря путем создания избыточного внутритрубного давления (Р-100-120 кгс/см2) и передачи его во внутреннюю полость профильной трубы через колонну бурильных труб, в результате чего профильная труба раздвигается (расширяется) в радиальном направлении и плотно прилегает к внутренней стенке обсадной колонны. Величина силы прижатия довольно значительна и обеспечивает фиксацию установочного оборудования в обсадной колонне.
Далее, с установленного клина-отклонителя 2 любым известным способом производится вырезание «окна» в обсадной колонне и бурится боковой (дополнительный) ствол 8, который обсаживается хвостовиком 9 (фиг. 1б).
По окончании работ в боковом стволе производится восстановление проходимости в основной ствол путем извлечения внутренней трубы 3 клина-отклонителя 2 заводным крюком или труболовкой (на фиг. не показано) и разбуривания внутренних элементов якоря 7: уплотнительной втулки 13 и башмака 14 фрезерующим инструментом. Таким образом, обеспечивается свободный проход нефтепромыслового инструмента в основной ствол.
При необходимости возможно полное извлечение клин-отклонителя 2 совместно с направляющим патрубком 4 посредством вывода из зацепления шпонки 5 направляющего патрубка из паза ориентирующей воронки 6 путем натяжения и правого проворота бурильной колонны. При этом в скважине остается ориентирующая воронка 6, служащая посадочным местом для клина-отклонителя в случае его повторной установки или другого оборудования, например, пакер-пробки. Причем, благодаря ориентирующей воронке и стингеру, повторная установка оборудования производится самоориентированно относительно «окна» (без применения систем ориентации).
Селективный (выборочный) доступ в основной и дополнительные стволы обеспечивается посредством применения направляющих головок 12, 15, 16, 17 (фиг.1, 2), служащих в качестве направляющего элемента компоновки нефтепромысловых труб (НКТ) для попадании в стволы МСС. Головка представляет собой переводник со сферической поверхностью, имеющий центральное промывочное отверстие и резьбу для соединения с нефтепромысловым инструментом. Причем, диаметр направляющих головок по величине является большим, чем диаметр проходного отверстия установочного оборудования, и ответных им центральных проходных отверстий, образованных путем извлечения внутренней части клина-отклонителя и восстановления прохода в основной ствол.
Селективный доступ (проход) в отдельно выбранный ствол МСС осуществляется путем спуска компоновки нефтепромыслового инструмента с направляющей головкой с диаметром, соответствующим параметрам выбранного ствола, рассчитанным с учетом конструкции МСС и применяемого нефтепромыслового инструмента. Для этого на этапе проектирования многоствольной скважины производят расчет параметров установочного оборудования и направляющей головки отдельно для каждого ствола, начиная с верхнего, по формулам (1-5).
Реализация заявляемого способа с применением системы раскрыта на примере проекта строительства трехствольной скважины с основным стволом, обсаженным Ø178 мм колонной (с толщиной стенки 12 мм), и двумя дополнительными стволами (второй и третий в примере), обсаженными Ø114 мм хвостовиками с толщиной стенки 7 мм.
Расчет параметров установочного оборудования и направляющих головок производится по вышеуказанным формулам (1-5), в следующей последовательности:
1. Расчет для 3-го дополнительного ствола (верхний дополнительный ствол 18 на фиг.2):
диаметр направляющей головки 17 по формуле (1): dг(3)= (dхв - 2δ)-∆;
где: dхв - наружный диаметр хвостовика, мм;
δ - толщина стенки хвостовика, мм;
∆ - технологический зазор (∆=5…10 мм). Принимаем ∆=5 мм.
Диаметр проходного отверстия установочного оборудования по формуле (2): dпо(3)= dг(3) - ∆;
2. Расчет для 2-го дополнительного ствола (нижний дополнительный ствол 19 на фиг.2):
Диаметр направляющей головки 16 по формуле (3): dг(2)=dпо(3) - ∆;
Диаметр проходного отверстия установочного оборудования по формуле (4): dпо(2)= dг(2) - ∆;
3. Расчет для основного ствола:
Диаметр направляющей головки 15 по формуле (5): dг(1)=dпо(2) - ∆;
Диаметр проходного отверстия установочного оборудования: dпо(1)= dпо(2).
Результаты расчетов представлены в таблице.
| № ствола | Диаметр направляющей головки, d, мм | Диаметр проходного отверстия, dпо, мм | Примечание |
| 1-й ствол | 75 | 80 | основной ствол |
| 2-й ствол | 85 | 80 | дополнительный |
| 3-й ствол | 95 | 90 | дополнительный |
Таким образом, в результате расчетов получаем «телескопическую» форму сужения проходного канала основного ствола с дискретным уменьшением его диаметра (с шагом 10 мм), начиная с установочного оборудования для верхнего ствола. Минимальный допустимый размер проходного отверстия определяется типоразмером применяемого нефтепромыслового инструмента (насосно-компрессорная труба (НКТ) или др.) для проведения внутрискважинных работ (обработка призабойной зоны, ремонтно-изоляционные работы и т.д.). В данном случае диаметр проходного отверстия основного ствола (dпо(1)=80 мм) ограничивается размером применяемого нефтепромыслового инструмента (НКТ-60) с наружным максимальным диаметром 73 мм.
Обеспечение селективного доступа в стволы МСС осуществляется следующим образом (фиг.2 а, б).
Для прохода в 3-й ствол: в состав нефтепромыслового инструмента включают направляющую головку 17 с наружным диаметром 95мм, которая при достижении глубины установки верхнего установочного оборудования (ствол №3) упирается в наклонную поверхность клин-отклонителя (КО), имеющего меньший диаметр проходного отверстия (90мм), и далее, «скользит» по направляющей наклонной поверхности КО вниз и входит в 3-й ствол (в 114мм хвостовик, с внутренним диаметром 100мм).
Для прохода во 2-й ствол: в состав нефтепромыслового инструмента включают направляющую головку 16 с наружным диаметром 85мм, который после спуска проходит через внутреннее проходное отверстие диаметром 90мм верхнего установочного оборудования (ствол №3), спускается до глубины установки нижнего установочного оборудования (ствол №2), и, аналогично выше описанному, скользит по направляющей поверхности КО вниз и входит во 2-й ствол (в 114 мм хвостовик, с внутренним диаметром 100 мм).
В некоторых случаях (например, применение изогнутых НКТ) направляющая головка 16 может попасть в верхний, 3-й ствол. Для проверки этого обстоятельства в процессе входа в установочное оборудование необходимо создание промывки. О попадании в требуемый ствол можно судить по кратковременному скачку давления, обусловленного сужением прохода (dпо-90 мм).
Для прохода в 1-й основной ствол: в состав нефтепромыслового инструмента включают направляющую головку 15 с наружным диаметром 75 мм. Для попадания в основной ствол требуется соблюдение условия прямолинейности и достаточной «жесткости» низа компоновки, поэтому в состав нефтепромыслового инструмента дополнительно включают толстостенную трубу с соответствующими свойствами.
Вход в основной ствол осуществляется также, как и при входе во 2-й, 3-й стволы, с созданием промывки, и контролем давления.
Таким образом, применение изобретения обеспечивает проходимость нефтепромыслового инструмента в основной и дополнительный ствол скважины без применения специального направляющего оборудования для поиска и входа в «окно», а также без проведения дополнительных неоднократных технологических операций.
1.Способ селективного доступа в стволы многоствольной скважины, включающий установку опорных устройств в обсадной колонне основного ствола для ориентированной установки и фиксации клина-отклонителя, имеющего внешнюю и внутреннюю часть в виде извлекаемой трубы, бурение дополнительных стволов методом зарезки боковых стволов, крепление дополнительных стволов хвостовиками без гидравлической или механической связи их с основным стволом, восстановление прохода в основной ствол, при этом селективный доступ в основной и дополнительные стволы обеспечивают посредством применения направляющих головок диаметром, большим, чем диаметр проходного отверстия установочного оборудования, причем расчет параметров установочного оборудования производят на этапе проектирования скважины, с учетом конструкции скважины и применяемого нефтепромыслового инструмента, для чего рассчитывают диаметры направляющих головок для входа в дополнительные и основной стволы и диаметры ответных им центральных проходных отверстий установочного оборудования, образованных путем извлечения внутренней части клина-отклонителя и восстановления прохода в основной ствол, при этом диаметр направляющей головки для входа в дополнительный (i)-й ствол рассчитывают по формуле:
dг(i)= (dхв - 2δ)-∆,
где: dхв - наружный диаметр хвостовика;
δ - толщина стенки хвостовика;
∆ - технологический зазор,
диаметр центрального проходного отверстия установочного оборудования для i-го ствола определяют по формуле:
dпо(i)= dг(i) - ∆,
после чего диаметр направляющей головки для входа в следующий дополнительный (i-1) ствол рассчитывают по формуле:
dг(i-1)=dпо(i) - ∆,
а проходное отверстие установочного оборудования для ствола (i-1) определяют по формуле:
dпо(i-1)=dг(i-1) - ∆,
и диаметр направляющей головки для входа в основной ствол определяют по формуле:
dг1= dпо(i-1) - ∆.
2. Оборудование для осуществления способа по п.1, содержащее якорь гидравлический с глухим башмаком в нижней части, а в верхней части якорь соединен резьбовым соединением с клином-отклонителем, включающим внутреннюю извлекаемую трубу, закрепленную в корпусе посредством срезных элементов, при этом в нижней части клина-отклонителя посредством резьбового соединения установлен направляющий патрубок в виде короткой трубы с выступающим элементом в виде направляющей шпонки для ориентированной посадки и фиксации клина-отклонителя в ориентирующей воронке, имеющий посредством шпонки и срезного элемента соединение с ориентирующей воронкой, последняя посредством резьбового соединения в свою очередь жестко закреплена с якорем, при этом соединение ориентирующей воронки и направляющего патрубка выполнено посредством сопряжения фигурного паза ориентирующей воронки и шпонки патрубка, кроме того, оборудование включает минимум одну направляющую головку, представляющую собой переводник со сферической поверхностью, который имеет центральное промывочное отверстие и резьбовое соединение с нефтепромысловым инструментом.
3. Оборудование по п.2, отличающееся тем, что якорь гидравлический выполнен в виде профильной шестилучевой трубы.
4. Оборудование по п.2, отличающееся тем, что срезной элемент выполнен в виде винта.
