Способ строительства многоствольной скважины


 


Владельцы патента RU 2494215:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к строительству и эксплуатации многоствольных скважин.

Известен способ строительства многоствольных скважин, включающий бурение основного ствола, а из него несколько боковых с последующим спуском в них эксплуатационных колонн.

Недостатками такого способа являются плохое разобщение пластов, вскрываемых боковыми стволами между собой и основным стволом, и вследствие этого отсутствие возможности их одновременно-раздельной эксплуатации с обеспечением раздельного отбора продукции и индивидуальных забойных давлений (Технология строительства скважин с боковыми стволами / P.M. Гилязов, Г.С. Рамазанов, Р.А. Янтурин - Уфа: «Монография», 2002. - 290 с.: ил. - С.31-81).

Наиболее близок к предлагаемому способ строительства скважин, включающий бурение основного и боковых стволов с последующим их полным разобщением между собой, а также спуском при одновременно-раздельной эксплуатации пакеров (Системы пакеров BAKER HUGHES: каталог с эксплуатационными характеристиками пакеров / Copyright 2000 Baker Hughes Incorporated. All rights reserved. - Pub. No. 20002663-30M-09/00/ - 146 с.; с.45).

Недостатками способа являются сложность и высокая стоимость применяемого для его реализации оборудования и технологии его спуска в скважину.

Техническими задачами, решаемыми предлагаемым способом, являются упрощение и удешевление способа строительства многоствольной скважины при реализации возможности одновременно-раздельной эксплуатации пластов или участков одного пласта, вскрываемых основным и боковыми стволами.

Указанные задачи решаются предлагаемым способом строительства многоствольной скважины, включающим бурение основного ствола и дополнительных боковых, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта.

Новым является то, что перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта, а вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям.

Новым является так же то, что после вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины создают давление для регулирования динамических уровней жидкости стволов.

Сущность изобретения заключается в том, что обеспечение отдельного отбора продукций и индивидуальных забойных давлений, вскрываемых боковым и основным стволами пластов, осуществляют тем, что входы в боковые стволы располагают выше ожидаемых при эксплуатации динамических уровней в них. В результате жидкость, притекающая в каждый из стволов, не смешивается с жидкостью, притекающей в другие стволы. А положение динамических уровней при заданных забойных давлениях может корректироваться величиной давления в газовой шапке, находящейся между устьем скважины и динамическим уровнем, т.е. устьевым затрубным давлением.

На чертеже показан пример схемы многоствольной скважины, иллюстрирующий способ.

Скважина содержит основной ствол 1, из которого проведены левый 2 и правый 3 боковые стволы, вскрывающие нижний 4 и верхний 5 пласты, либо два участка одного и того же неоднородного пласта (на чертеже не показано).

Вход 6 в левый боковой ствол 2 имеет нижнюю кромку 7, а вход 8 в правый 3 - кромку 9.

В левый ствол 2 спущен на лифтовой колонне 10 насос 11, а в правый - на колонне 12 насос 13. При работе насосов в стволах 1, 2 и 3 устанавливаются динамические уровни 14, 15 и 16, соответственно, над которыми располагается газовая шапка 17.

Осуществляют способ следующим образом.

Перед строительством скважины определяют необходимые забойные давления для эксплуатации пластов 4 и 5. По ним с учетом среднего по соседним скважинам давления (устьевого) в газовой шапке 17 определяют гидродинамические уровни 15 и 16 в каждом стволе и строят скважину таким образом, чтобы кромка 7 входа 6 левого бокового ствола 2 была выше динамического уровня 15, а кромка 9 входа 8 правого бокового ствола 3 - выше динамического уровня 16.

При эксплуатации скважины насосы 11 и 13 откачивают по лифтовым трубам 10 и 12 сначала жидкость глушения, заполняющую стволы 1, 2 и 3 до наступления установленного режима, при котором устанавливается равновесие притока жидкостей из пластов 4 и 5 и производительностей насосов 11 и 13 при заданных забойных давлениях и соответствующих им динамических уровнях 15 и 16.

В основном стволе 1, если он не используется для эксплуатации пластов, как это показано в примере, установится динамический уровень 14 по кромке 7 входа 6 нижерасположенного левого ствола 2.

Поскольку забойное давление складывается из давления гидростатического столба жидкости, соответствующего динамическим уровням 15 и 16 и давления в газовой шапке 17 (устьевого), при необходимости увеличения забойного давления в одном из стволов, например, в правом 3 уменьшают производительность насоса 13 и повышают давление в газовой шапке 17, чтобы динамический уровень 12 не поднялся выше кромки 9 выхода 8. При этом динамический уровень 15 в левом стволе 2 снизится соответственно прибавке давления в газовой шапке 17, если производительность насоса 11 не меняется.

Также можно регулировать забойное давление и при изменении притоков из пласта 4 и 5.

В данном примере, где основной ствол 1 не сообщен с пластами, динамический уровень 15 левого 2 нижнего ствола может подниматься и выше кромки 7 до кромки 9 и все равно не будет смешения продукций. В принципе, глубины входов 6 и 8 могут быть равными, если динамический уровень ниже кромок 7 и 9.

Боковые 2 и 3 стволы могут быть выполнены с горизонтальными участками (на чертеже не показаны), идущими по соответствующему пласту 4 и 5.

Для эксплуатации скважины могут быть использованы любые погружные насосы 11 и 13: штанговые, электроцентробежные, винтовые и т.п. Если позволяют размеры основного ствола 1, могут быть спущены и три лифтовые колонны с насосами (на чертеже не показаны), а основной ствол 1 тоже может быть сообщен с продуктивным пластом (на чертеже не показан).

Способ может быть реализован и при строительстве скважин с открытыми (не обсаженными) боковыми стволами.

Таким образом, способ строительства многопластовой скважины позволяет одновременно-раздельно эксплуатировать пласты со своими забойными давлениями, не смешивая их продукций и осуществляя их раздельный подъем. Для этого не требуется создавать дорогостоящие конструкции высоких уровней с герметично отходящими боковыми стволами и использовать пакерующее оборудование - разделение пластов происходит при их эксплуатации, т.к. динамические уровни находятся ниже нижних кромок входов в боковые стволы и продукции не могут смешиваться, а забойные давления можно регулировать изменением устьевого межтрубного давления.

1. Способ строительства многоствольной скважины, включающий бурение основного ствола и дополнительных боковых, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта, отличающийся тем, что перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта, а вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины создают давление для регулирования динамических уровней жидкости стволов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. .

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

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 скважинным насосным установкам для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух или нескольких пластов, объединенных в два. Установка состоит из электроцентробежного насоса, закрепленного на планшайбе, расположенной на фланце эксплуатационной колонны, нижнего и верхнего пакеров, установленных над нижним и верхним пластами, двух стволов в верхнем пакере, расположенных один в другом с образованием двух независимых каналов, и клапанного блока над верхним пакером, снабженного управляющим элементом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов и проведения работ в скважине без извлечения насосного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной.

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины.

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины в системе поддержания пластового давления при внутрискважинной перекачке пластовой воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта. Обеспечивает возможность с помощью одного устройства осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам, произвести замеры расходов. Сущность изобретения: в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и спрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки. УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы. 2 н.з. и 7 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх