Способ сооружения многозабойной скважины



Способ сооружения многозабойной скважины
Способ сооружения многозабойной скважины
Способ сооружения многозабойной скважины
Способ сооружения многозабойной скважины

 


Владельцы патента RU 2456426:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, преимущественно с отдалением забоя на десятки километров, в сложных климатических условиях в акватории шельфа. Технический результат - увеличение отклонения боковых забоев от забоя основного ствола. Способ сооружения многозабойной скважины, расположенной в акватории шельфа, включает строительство на берегу основной скважины с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта. В верхней части основной скважины устанавливают технические колонны, внутри технической колонны меньшего диаметра размещают эксплуатационную колонну, оснащают ее хвостовиком, снабженным на нижнем торце фильтром. Затем с акватории строят группу вспомогательных скважин с небольшими отклонениями стволов от вертикали на кровле пласта и с длинными горизонтальными стволами по пласту, направленными в сторону забоя основной скважины. Стволы вспомогательных скважин снабжают техническими колоннами и хвостовиками, на верхних и нижних торцах которых устанавливают фильтры. Фильтр основной скважины и фильтры, размещенные на нижних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, располагают максимально близко друг к другу. Затем в месте расположения этих фильтров известными методами, например, проведением гидроразрыва, добиваются гидравлического сообщения между основной и вспомогательными скважинами. На фильтры, расположенные на верхних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, устанавливают герметизирующие устройства, например пакер-пробки, после чего стволы вспомогательных скважин до дна акватории заполняют тампонажной смесью. 4 ил.

 

Изобретение относится к области бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, преимущественно с отдалением забоя на десятки километров в сложных климатических условиях в акватории шельфа.

Известен способ сооружения многозабойной скважины с большим отклонением забоя от вертикали с береговой зоны под акваторию [А.С.Оганов и др. Современное состояние и перспективы бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с большими отклонениями ствола от вертикали // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. - С.3]. Недостатком известного способа является то, что увеличение отклонения боковых забоев от забоя основного ствола ограничивается техническими возможностями.

Известен также способ строительства многозабойной скважины с большим отклонением забоев от вертикали в акватории с буровой платформы [Там же с.28]. Недостатком известного способа является то, что увеличение отклонения забоя основного ствола ограничивается техническими возможностями. Кроме того, такие скважины в сложных климатических условиях (мелководье, подвижки льда) могут быть повреждены.

Наиболее близким к предлагаемому является способ сооружения многозабойной скважины, включающий бурение и крепление основного ствола скважины, имеющей технические колонны и эксплуатационную колонну с фильтром в продуктивном пласте и бурение из основного ствола боковых стволов и крепление их хвостовиком-фильтром. Недостатком данного способа является то, что увеличение отклонения боковых забоев от забоя основного ствола ограничивается техническими возможностями [А.С.Оганов и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы и успехи // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С.49].

Задачей изобретения является создание способа сооружения скважины в сложных климатических условиях в акватории шельфа.

Достигаемый технический результат состоит в увеличении отклонения боковых забоев от забоя основного ствола.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ сооружения многозабойной скважины, расположенной в акватории шельфа, включает строительство на берегу основной скважины с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта, в верхней части которой устанавливают технические колонны, внутри технической колонны меньшего диаметра размещают эксплуатационную колонну, оснащают ее хвостовиком, снабженным на нижнем торце фильтром, затем с акватории строят группу вспомогательных скважин с небольшими отклонениями стволов от вертикали на кровле пласта и с длинными горизонтальными стволами по пласту, направленными в сторону забоя основной скважины, стволы вспомогательных скважин снабжают техническими колоннами и хвостовиками, на верхних и нижних торцах которых устанавливают фильтры, фильтр основной скважины и фильтры, размещенные на нижних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, располагают максимально близко друг к другу, затем в месте расположения этих фильтров известными методами, например проведением гидроразрыва, добиваются гидравлического сообщения между основной и вспомогательными скважинами, на фильтры, расположенные на верхних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, устанавливают герметизирующие устройства, например пакер-пробки, после чего стволы вспомогательных скважин до дна акватории заполняют тампонажной смесью.

На фиг.1 схематично представлен заявляемый способ, на фиг.2 - схема конструкции основной скважины, на фиг.3 - схема конструкции вспомогательных скважин, на фиг.4 показано расположение забоев основной и вспомогательных скважин в плане.

Способ реализуется следующим образом.

С береговой зоны (фиг.1) бурят основную скважину 1 с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта и коротким горизонтальным участком в продуктивном пласте. К забойному окончанию основной скважины 1 в безопасный период в акватории строят группу вспомогательных скважин 2-4 (способ рассматривается на примере одной основной скважины и трех вспомогательных) с небольшим отклонением стволов от вертикали на кровле пласта и с длинными горизонтальными стволами по пласту. Стволы вспомогательных скважин 2, 3, 4 направлены в сторону забоя основной скважины 1 и максимально приближены к нему.

В верхней части основной скважины 1 (фиг.2) устанавливают технические колонны 5 с последующим размещением в них эксплуатационной колонны 6. После этого эксплуатационную колонну 6 оснащают хвостовиком, снабженным на конце фильтром 7. Для эксплуатации скважина оборудуется лифтовой колонной 8, через которую производят добычу газа из всех стволов.

Вспомогательные скважины 2-4 (фиг.3) выполнены с открытыми стволами 9, их снабжают техническими колоннами 10 и хвостовиками, на которые устанавливают пакеры 11. На верхнем торце хвостовика устанавливают фильтры 12, на нижнем торце - фильтры 13. Хвостовики вспомогательных скважин 2-4, спускают на бурильных трубах, добиваются максимально близкого расстояния фильтров 13 к фильтру 7 основной скважины. Затем в месте максимального сближения фильтров 7 и 13 одним из известных способов (гидроразрыв, гидровмыв, гидроразмыв, перфорация, взрыв, химические реакции) или их комбинации добиваются гидравлического сообщения между основной и вспомогательными скважинами. После этого стволы вспомогательных скважин 2-4 ликвидируют путем установки на фильтры, расположенные на верхних торцах хвостовиков, герметизирующих устройств, например пакер-пробки 14, и последующего заполнения стволов вспомогательных скважин тампонажной смесью 15 до дна акватории.

Эксплуатацию продуктивного пласта из разных участков производят следующим образом.

Из удаленных участков пласта через фильтры 12 вспомогательных скважин 2-4 поступает пластовый флюид в хвостовик и затем через фильтр 13 попадает в фильтровую секцию 7 основной скважины и извлекается на поверхность. Для обеспечения притока флюида из удаленных от основного ствола участков месторождения через фильтры 12 каждый хвостовик снабжают пакерами 11, между которыми может быть закачана тампонажная смесь.

Способ сооружения многозабойной скважины, расположенной в акватории шельфа, включающий строительство на берегу основной скважины с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта, в верхней части которой устанавливают технические колонны, внутри технической колонны меньшего диаметра размещают эксплуатационную колонну, оснащают ее хвостовиком, снабженным на конце фильтром, затем с акватории строят группу вспомогательных скважин с небольшими отклонениями стволов от вертикали на кровле пласта и с длинными горизонтальными стволами по пласту, направленными в сторону забоя основной скважины, стволы вспомогательных скважин снабжают техническими колоннами и хвостовиками, на верхних и нижних торцах которых устанавливают фильтры, фильтр основной скважины и фильтры, размещенные на нижних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, располагают максимально близко друг к другу, затем в месте расположения этих фильтров известными методами, например проведением гидроразрыва, добиваются гидравлического сообщения между основной и вспомогательными скважинами, на фильтры, расположенные на верхних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, устанавливают герметизирующие устройства, например пакер-пробки, после чего стволы вспомогательных скважин до дна акватории заполняют тампонажной смесью.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способу наклонно-направленного бурения скважин. .

Изобретение относится к способу бурения двух или большего количества параллельных скважин. .

Изобретение относится к области разработки месторождений при помощи скважин, расположенных на значительном удалении от берега, под водоохраной и природоохранной зонами на суше, в условиях арктических морей, в том числе под мощным дрейфующим ледовым покрытием.

Изобретение относится к области бурения направленных скважин с использованием забойных телеметрических систем. .

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти с применением ее разогревания. .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважинах, бурящихся на нефть и газ. .

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно - к технологии и технике строительства скважин с боковыми стволами как во вновь бурящихся скважинах, так и в боковых наклонных и горизонтальных стволах, пробуренных через боковые «окна» эксплуатационных колонн основных стволов ранее эксплуатируемых скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу строительства и эксплуатации многоствольных скважин. Включает бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта. Перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта. Вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям. После вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины возможно создание повышенного давления для регулирования динамических уровней жидкости стволов. Позволяет одновременно-раздельно эксплуатировать пласты со своими забойными давлениями, не смешивая их продукций и осуществляя их раздельный подъем, без дополнительного оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. Горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в более низкотемпературном участке горизонтального ствола. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к разработке месторождений преимущественно с низким пластовым давлением и высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения и эффективности его эксплуатации за счет увеличения охвата пласта воздействием и притока из него в скважину. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает бурение пересекающихся и сообщающихся вертикальной и основной горизонтальной скважин. К вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины подключают еще одну основную горизонтальную скважину. Поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам подключают несколько дополнительных горизонтальных скважин. Затем создают аналогичные элементы по месторождению, при этом дополнительные горизонтальные скважины одного элемента располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента. Вначале указанные элементы эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или без раздренирования сразу чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов. Способ разработки залежи вязкой нефти или битума включает бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую. Конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта. Угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта. Минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин -10 м. Распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле: nx=n0+Lx/A, где nx - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией; n0 - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов; Lx - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; A=30-60 м. После бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м3/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием за счет равномерного распространения зоны прогрева пласта. В способе разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающем бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, расположенных между нагнетательными, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа близлежащей горизонтальной скважины в пласт, далее осуществляют бурение вертикальных скважин так, чтобы первая вертикальная скважина располагалась ближе к забою первой горизонтальной скважины, вторая вертикальная скважина - ближе к забою второй горизонтальной скважины, при этом соотношение расстояний от первой вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины и от второй вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины равно 2:1, в середине между двумя вертикальными скважинами размещают третью вертикальную скважину. 1 пр., 2 ил.

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины. Предложен способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением в непосредственной близости к первой скважине, включающий прохождение первого электрода, соединенного с первым токопроводящим проводом через обсадную колонну; размещение в поверхностном слое земли обратного заземленного электрода; создание изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе и первом электроде и во втором токопроводящем проводе, проходящем к обратному заземленному электроду; образование электромагнитного поля вокруг обсадной колонны первой скважины, вызванное протеканием изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе; бурение второй скважины по траектории бурения параллельно первой скважине; измерение электромагнитного поля, образованного вокруг обсадной колонны первой скважины, выполняемое из буровой установки, находящейся во второй скважине; и управление траекторией бурения второй скважины с использованием измеренного электромагнитного поля. При этом первый электрод проходит в необсаженную часть ствола скважины за дальний конец обсадной колонны, так что указанный первый токопроводящий провод проходит по всей длине обсадной колонны первой скважины. Кроме того, расстояние между первым электродом и концом обсадной колонны должно быть достаточным для обеспечения предотвращения прохождения тока от первого электрода вверх через обсадную колонну первой скважины к обратному заземленному электроду. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх