Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии включает установку в скважине высокопрочных НКТ, механического якоря, поворотного и герметизирующего устройств, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов. Ниже отклонителя последовательно устанавливают разъединитель, циркуляционный узел, пакер и воронку. Герметизируют устья скважины. Устанавливают гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл (гибкая НКТ), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл. Осуществляют подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам. Аэрированная жидкость попадает в боковой ствол и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. На поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы. При необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину. Осуществляют перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство через отклонитель в контакт с горной породой. Осуществляют проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением. После проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов, включающим изменение площади дренирования и охвата скважин за счет создания боковых каналов фильтрации, а именно к методам повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта.

Из уровня техники известен ряд способов бурения, например, способ, осуществляемый с помощью устройства для бурения (патент RU 2118440 С1, 27.08.1998), включающий бурение основного ствола скважины и крепление его обсадной колонной с трубой с направляющим элементом, спуск бурильной колонны с двигателем, долотом и ориентированное бурение первого ответвления, при этом направляющий элемент отклоняет инструмент. В случае необходимости для облегчения ввода в одно из искривленных ответвлений в отклоняющее устройство может быть опущено устройство для повторного ввода, после этого аналогичным образом производят бурение второго ответвления.

Недостатками вышеуказанного способа являются сложность конструкции устройства, что ведет к повышению материальных затрат на строительство скважины, невозможность вовлечения основного ствола в эксплуатацию, так как направляющий элемент не извлекается из скважины, большой радиус искривления ствола, что приводит к необходимости бурения протяженного интервала до входа ответвления в продуктивный пласт, необходимость обсаживать ответвление обсадной колонной и цементировать его.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ гидравлического бурения (см. US 2012/0186875 26.07.2012), включающий герметичную установку отклоняющего устройства с внутренней поверхностью рабочей колонны на дистальном конце рабочей колонны НКТ (насосно-компрессорной трубы), при этом отклонитель выполнен с проходящим в нем внутренним каналом, а бурильный инструмент, содержит бурильные НКТ с внутренним стволом, приближенным концом и дистальным концом, и устройство сквозного потока, имеющее не менее одного канала, обеспечивающего сообщение жидкости между затрубным пространством, образованным внутренней поверхностью рабочей колонны НКТ и внутренним стволом бурильных НКТ, когда бурильный инструмент вставляется в рабочую колонну НКТ, способ далее включает соединение бурильного инструмента с соединительной колонной, вхождение бурильного инструмента в рабочую колонну НКТ, вхождение, по крайней мере, части бурильных НКТ в отклонитель, подачу бурильной жидкости под давлением в затрубное пространство, образованное между рабочей колонной НКТ и соединительной колонной, при этом бурильная жидкость под давлением проходит через устройство сквозного потока в бурильную трубу и выходит на дистальном конце бурильных НКТ.

Недостатками наиболее близкого аналога является низкая эффективность способа, обусловленная низким охватом воздействием радиальными стволами продуктивной части пласта вследствие отсутствия навигации проводки стволов и управления их траекторией, отсутствием возможности бурить протяженные стволы из-за опасности неконтролируемого их выхода за пределы пласта и проникновения в водоносные интервалы или проведением их в не продуктивной части разреза скважины.

Задача изобретения заключается в устранении указанных недостатков посредством создания нового высокоэффективного способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин, открывающего дополнительные возможности извлечения углеводородов.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов за счет дополнительного приращения площади дренирования; охвата воздействием; снятия скин-фактора и увеличения проводимости матрицы пласта; вскрытия продуктивного пласта без интервенции технологической жидкости в него с сохранением начальной проницаемости пласта, осуществляемой за счет контроля забойного давления ниже пластового при проходке боковых стволов, частным случаем работы в режиме на депрессии может быть условие равновесия, обеспечиваемое равенством забойного и пластового давления; обеспечение возможности адресного воздействия на пласт за счет направленного воздействия на залежь управляемыми боковыми каналами; возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления или химическим разрушением; возможность проведения интенсификации значительным перепадом давления или химическим разрушением; очистка ствола скважины при ее проводке - все это позволяет эффективно использовать изобретение как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах.

Указанная задача изобретения решается созданием способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии, включающего: установку в скважину высокопрочных НКТ (насосно-компрессорных труб), механического якоря, поворотного устройства, герметизирующего устройства, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов; установку ниже отклонителя последовательно разъединителя, циркуляционного узла, пакера и воронки; герметизацию устья скважины; установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочего койла, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающего койла; подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по двум данным пространствам; перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой; проводка плановой протяженности радиального ствола на депрессии с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте и текущего забойного давления, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории; после проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость, цикл работ повторяют для следующего бокового ствола; в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью жидкости, сниженной за счет аэрации и, при необходимости, пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением; фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон, при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием.

В частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии/равновесии для проводки радиальных стволов на последующих уровнях с заранее подготовленными окнами для проводки боковых стволов извлекают подающий и рабочий койл из НКТ, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, срывают НКТ с механического якоря, контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочий койл с навигационной системой, узлом управления траекторией ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов на депрессии повторяют.

В частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии/равновесии на этапе подготовки скважины к работам для прорезания окон в обсадной колонне спускают дополнительное гидропескоструйное устройство на колтюбинге, производят абразивную резку прямоугольного отверстия с циркуляцией, переходят от одного места зарезки к другому путем механического срабатывания поворотного устройства на фиксированный дискретный угол, за один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проводят резку всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов в обсадной колонне на одном уровне, затем оборудование для гидропескоструйной резки поднимают и приступают к проводке боковых стволов

В другом частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии, при подготовке скважины к работам, проводят кольцевое фрезерование обсадной колонны в интервалах планируемой проводки боковых стволов.

В частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии осуществляют проведение заключительных работ на скважине после проводки всех боковых стволов, обеспечивающих извлечение технологического оборудования из скважины и спуск эксплуатационной компоновки (фонтанного лифта или насоса) без глушения скважины в интервале проведенных боковых стволов, путем установки отсекающей компоновки выше интервалов радиального вскрытия пласта, устанавливаемой перед подъемом технологического оборудования после окончания работ по проводке боковых стволов и устраняющей контакт жидкости глушения с продуктивным пластом в интервалах радиального вскрытия.

Краткое пояснение сущности изобретения представлено на графических материалах.

На фиг. 1 - Схема 1 заявленного способа,

На фиг. 2 - Схема 2 заявленного способа.

На фиг. 1-2:

1 - обратный клапан,

2 - устройство перераспределения потока,

3 - механический якорь,

4 - поворотное устройство,

5 - герметизирующее устройство,

6 - отклонитель,

7 - навигационная система,

8 - узел управления траекторией ствола,

9 - гидромониторная насадка,

10 - устройство для гидропескоструйной резки,

11 - обсадная колонна,

12 - высокопрочные НКТ,

13 - подающий койл,

14 - рабочий койл,

15 - отфрезерованный по окружности участок («окно») в обсадной колонне,

16 - проходное отверстие («окно»), прорезанное в обсадной колонной гидропескоструйной резкой,

17 - разъединитель,

18 - циркуляционный узел,

19 - пакер,

20 - воронка.

Далее приводится варианты, не являющиеся исчерпывающими.

На высокопрочных НКТ в подготовленную к радиальному вскрытию пласта скважину с отфрезерованными «окнами» в обсадной колонне в местах проведения боковых стволов спускается следующая компоновка: воронка, пакер, циркуляционный узел, разъединитель, отклонитель, герметизирующее устройство, поворотное устройство, механический якорь. Отклонитель устанавливается с привязкой, при необходимости с ориентацией гироскопом, в интервале нижнего уровня проводки радиальных стволов. В скважину (в НКТ 89 мм) спускается внутрискважинное оборудование на рабочем койле (гибкая насосно-компрессорная труба) 38 мм. Оно включает: гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл 38 мм расчетной длины, равный плановой протяженности радиальных стволов (до 500 м и более), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл 38 мм. Далее проводится герметизация устья скважины, после этого в межколонное пространство подающий койл 38 мм/НКТ 89 мм подается жидкость вскрытия и инертный газ (криогенный азот), допуском подающего койла гидромониторная насадка с рабочим койлом перемещается через герметизирующее устройство, выходит через отклонитель на контакт с горной породой/цементом. Производится проводка плановой протяженности радиального ствола с контролем забойного давления ниже пластового или равного ему (на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии) с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории. При этом аэрированная жидкость, пройдя по малому затрубу НКТ/койл, через устройство перераспределения потока, далее по рабочему койлу, через гидромониторную насадку попадает в боковой ствол, создавая канал, и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному боковому стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. На поверхности промывочная жидкость дегазируется, очищается от углеводородов и продуктов разрушения горной породы, в случае необходимости проходит дополнительную химическую обработку и возвращается по круговой циркуляции в скважину. Отключается насос, и посредством перемещения койла через поворотное устройство, с гарантированной точностью поворачивается отклонитель за счет срабатывания механического поворотного устройства. Операция по проходке следующего ствола на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, повторяется. После проведения необходимого количества стволов на одном уровне переходят к полному подъему койла. Извлекают подгоночный патрубок, заранее навернутый в верхней части подвески НКТ расчетной длины для перехода на следующий уровень. При этом скважина не глушится, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, а контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством. Устанавливают отклонитель на НКТ в плановом интервале на механический якорь. Цикл работ повторяют. После проведения проектного количества радиальных стволов производят полный подъем койла. Работы проводятся без глушения, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, а контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством. Подвеска НКТ 89 мм снимается с якоря и поднимается на расчетную длину с установкой воронки выше интервалов проводки радиальных стволов, производится посадка пакера и его опрессовка по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. Производят отсоединение подвески НКТ с отклонителем от пакера с циркуляционным узлом посредством срабатывания разъединителя и глушение надпакерного пространства скважины, при этом пакер и циркуляционный узел отсекают интервал радиального вскрытия пласта от контакта с жидкостью глушения, подпакерная зона не глушится. Глушат скважину, производят полный подъем НКТ с отклонителем. Дальнейшие работы могут проводиться по 2-м вариантам, с использованием различных типов циркуляционных узлов.

1 вариант относится к фонтанному способу эксплуатации скважин. Спускают в скважину эксплуатационные НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя, соединяются с забойной компоновкой воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя. Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору (шлейфу), проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины. На колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла, соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление на протяжении всего цикла работ по радиальному вскрытию пласта находится ниже пластового давления или равное ему. Скважина переходит в режим фонтанирования.

Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле, пакере и воронке возможно проведение геофизических работ в интервале продуктивного пласта, с использованием колтюбинга и азотирования возможны промывка забоя и повторная установка запорного клапана в циркуляционный узел с целью глушения скважины и проведения ее ремонта без контакта технологических жидкостей с продуктивным пластом. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя скважину глушат, натяжением НКТ переводят пакер в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем эксплуатационных НКТ.

2 вариант относится к механизированному способу эксплуатации скважин. Производят спуск эксплуатационных НКТ с насосом на расчетную глубину. Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору, проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины, запускают скважину в коллектор. При снижении уровня жидкости до установленного значения циркуляционный узел обеспечивает соединение подпакерного пространства с надпакерным, тем самым осуществляется приток пластового флюида из пласта в скважину.

С целью промывки забоя скважины или проведения геофизических работ в интервале продуктивного пласта извлекают НКТ с насосом из скважины. Спускают в скважину технологические НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя, соединяются с забойной компоновкой воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя. Далее, на колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового или равное ему спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла, соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление находится ниже пластового давления или равное ему. Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле, пакере и воронке на депрессии проводят промывку забоя и/или геофизические работы в интервале продуктивного пласта. После их окончания с использованием колтюбинга или канатной техники проводят повторную установку запорного клапана, проводят разъединение технологических НКТ с забойной компоновкой, глушение скважины, проводят подъем технологических НКТ и спуск эксплуатационных НКТ с насосом, запускают скважину в работу. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя при спущенных технологических НКТ, заглушенной скважины и соединении с забойной компоновкой натяжением НКТ переводят пакер в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем технологических НКТ.

Ниже приводится еще один из возможных примеров с вариацией по двум способам (см. пример фиг. 1, фиг. 2 ниже) осуществления изобретения, никоим образом не ограничивающий все возможные варианты его реализации. Для удобства пример приведен со ссылками на графические материалы.

[1] В заглушенную и подготовленную для проведения радиального вскрытия пласта (РВП) на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, скважину на высокопрочных НКТ (12) спускают компоновку, состоящую из воронки (20), пакера (19), циркуляционного узла (18), разъединителя (17), отклонителя (6), имеющего проходной канал с боковым выходом, герметизирующего устройства (5), поворотного устройства (4), механического якоря (3).

В компоновку также могут быть включены дополнительные элементы, не ограниченные данным перечнем: компенсатор линейных напряжений, второй разъединитель, устанавливаемый выше отклонителя, обратные проходные клапана и другое.

Геофизическим методом отклонитель привязывается боковым каналом к интервалу отфрезерованной по окружности обсадной колонны (15). Производят посадку компоновки НКТ на механический якорь (3) с учетом привязки таким образом, чтобы выход отклонителя (6) совпадал с открытой (отфрезерованной по окружности) частью обсадной колонны (15).

[2] Существует другой способ (см. фиг. 2) обеспечения сообщения бокового выхода отклонителя (6) с пластом посредством использования гидропескоструйной резки «окна» прямоугольного сечения (16) в обсадной колонне (11). Для выполнения данной задачи в не фрезерованную обсадную колонну спускается вышеописанная компоновка, производится ее посадка на механический якорь (3) с привязкой геофизическим методом.

[3] Далее в НКТ (12) на койле (13) спускается устройство для гидропескоструйной резки (10), которое входит в сочленение с отклонителем и концом с насадкой направляется в стенку обсадной колонны (11). Закачкой жидкости в койл (13) создается циркуляция жидкости с выходом из скважины по межколонному пространству между обсадной колонной (11) и НКТ (12). В поток жидкости на поверхности добавляется абразивный материал (кварцевый песок, проппант и т.п.), который проходя через насадку устройства (10) разрушает стенку обсадной колонны с созданием проходного отверстия (16). Создание прямоугольного сечения проходного отверстия (16) обеспечивается передвижением вниз насадки устройства для пескоструйной резки (10). За один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проводят резку всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов на одном уровне, используя фиксированный поворот отклонителя за счет срабатывания механического поворотного устройства с дискретным углом поворота.

[4] В скважину (фиг. 1) в НКТ (12) на подающем койле (13) с устройством перераспределения потока (2), обратным клапаном (1) спускают компоновку для РВП, состоящую из гидромониторной насадки (9), узла управления траекторией ствола (8), навигационной системы (7), рабочего койла (14). В компоновку для РВП также могут быть включены дополнительные элементы, не ограниченные данным перечнем внутрискважинного оборудования.

[5] При спуске койла (14) и (13) в НКТ (12) производится подача аэрированной азотом промывочной жидкости в межколонное пространство койл (13)/НКТ (12) для выравнивания давления в скважине. При достижении глубины установки механического якоря (3), производится увеличение расхода закачки промывочной жидкости аэрированной азотом до проектного режима, достигается полная циркуляция с выходом раствора по межколонному пространству НКТ (12)/обсадная колонна (11). Производится проводка плановой протяженности радиального ствола на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, с использованием навигационной системы (7) для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола (8) для обеспечения проводки ствола по проектной траектории и гидромониторной насадки (9) для создания бокового канала. Промывочная жидкость, выходящая из скважины, направляется через систему дегазации и очистки обратно в скважину.

[6] Посредством спуска койла (13) достигается продвижение койла (14) вниз, обеспечивается выход гидромониторной насадки (9) из отклонителя (6) и обсадной колонны (11), далее производится гидромониторная проходка радиального ствола на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, по продуктивному пласту проектной протяженности.

[7] Определение географических координат забоя радиального ствола в пласте и их привязка к литологическому разрезу осуществляется посредством навигационной системы (7), передающей информацию на поверхность по кабельному каналу связи. С целью проводки радиального ствола по проектной траектории, изменения его траектории при сближении с границей выбранного интервала пласта используется узел управления траекторией ствола (8), управляемый с поверхности по гидравлическому или кабельному каналу связи.

[8] После достижения проектной конечной точки (забоя) радиального ствола извлекают гидромониторную насадку (9) на койле (14) из пласта с размещением ее ниже герметизирующего устройства (5). Посредством промывки с аэрацией азотом на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, достигают полной очистки от шлама межколонного пространства НКТ (12)/обсадная колонна (11).

[9] После остановки циркуляции (скважина не глушится и находится под избыточным устьевым давлением) спускоподъемной операцией койла (14) с проходом через поворотное устройство (4) необходимое количество раз (каждое прохождение койла через поворотное устройство обеспечивает разворот отклонителя на определенный дискретный угол) достигают разворота отклонителя на угол, запроектированный для проходки следующего ствола.

[10] В тех случаях, когда при подготовке скважины к радиальному вскрытию пласта было проведено кольцевое фрезерование обсадной колонны или за один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проведена резка всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов на одном уровне, приступают к операции [6], далее последовательно выполняя операции [7], [8], [9].

[11] С целью перехода на последующий по разрезу уровень проходки радиальных стволов (скважина не глушится и находится под избыточным устьевым давлением), после выполнения проходки всех запланированных радиальных стволов на одном уровне производят подъем из скважины компоновки на койле (13), (14). Контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, а контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством. Производят срыв НКТ (12) с механического якоря (3) и извлекают из скважины подгоночный патрубок НКТ расчетной длины (установленный заранее), обеспечивающий подъем отклонителя на следующий верхний уровень.

[12] Производят посадку компоновки НКТ на механический якорь (3) таким образом, чтобы выход отклонителя (6) совпадал с открытой (отфрезерованной) частью обсадной колонны (15).

[13] Для проводки радиальных стволов на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии на каждом уровне разреза скважины последовательно выполняются работы [4], [5], [6], [7], [8], [9].

[14] Для перехода на каждый последующий уровень с целью проводки следующих проектных радиальных стволов на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, выполняются работы [11], [12].

[15] Работы по проводке радиальных стволов на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, на каждом уровне разреза скважины последовательно повторяются [4], [5], [6], [7], [8], [9].

[16] После проводки запланированного количества радиальных стволов на всех уровнях разреза скважины, промывки скважины от шлама поднимают койл (13) и койл (14). Все работы проводятся без глушения, контроль давления в НКТ (12) осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ (12), а контроль давления в межколонном пространстве НКТ (12)/обсадная колонна (11) обеспечивается устьевым герметизирующим устройством, НКТ (12) снимается с якоря (3) и поднимается на расчетную длину с установкой воронки (20) выше интервалов проводки радиальных стволов, производится посадка пакера (19) и его опрессовка по межколонному пространству НКТ (12)/обсадная колонна (11). Производят отсоединение НКТ (12) с отклонителем (6) от пакера (19) с циркуляционным узлом (18) и воронкой (20) посредством срабатывания разъединителя (17) и глушение надпакерного пространства скважины, при этом пакер (19) и циркуляционный узел (18) отсекают интервал радиального вскрытия пласта от контакта с жидкостью глушения, подпакерная зона не глушится. Глушат скважину, производят полный подъем НКТ (12) с отклонителем (6), герметизирующим устройством (5), поворотным устройством (4), механическим якорем (3). Дальнейшие работы могут проводиться по 2-м вариантам, с использованием различных типов циркуляционных узлов (18).

1 вариант относится к фонтанному способу эксплуатации скважин. Спускают в скважину эксплуатационные НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя (17), соединяются с забойной компоновкой воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел 18/нижняя ответная часть разъединителя (17). Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору (шлейфу), проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины. На колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового или равного ему спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла (18), соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление на протяжении всего цикла работ по радиальному вскрытию пласта находится ниже пластового давления или равное ему. Скважина переходит в режим фонтанирования. Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле (18), пакере (19) и воронке (20) возможно проведение геофизических работ в интервале продуктивного пласта, с использованием колтюбинга и азотирования возможны промывка забоя и повторная установка запорного клапана в циркуляционный узел (18) с целью глушения скважины и проведения ее ремонта без контакта технологических жидкостей с продуктивным пластом. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел (18)/нижняя ответная часть разъединителя (17) после глушения скважины натяжением НКТ переводят пакер (19) в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем эксплуатационных НКТ.

2 вариант относится к механизированному способу эксплуатации скважин. Производят спуск эксплуатационных НКТ с насосом на расчетную глубину. Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору, проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины, запускают скважину в коллектор. При снижении уровня жидкости до установленного значения циркуляционный узел (18) обеспечивает соединение подпакерного пространства с надпакерным, тем самым осуществляется приток пластового флюида из пласта в скважину.

С целью промывки забоя скважины или проведения геофизических работ в интервале продуктивного пласта извлекают НКТ с насосом из скважины. Спускают в скважину технологические НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя (17), соединяются с забойной компоновкой воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел (18)/нижняя ответная часть разъединителя (17). Далее, на колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового или равного ему спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла (18), соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление находится ниже пластового давления или равное ему. Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле (18), пакере (19) и воронке (20) проводят промывку забоя и/или геофизические работы в интервале продуктивного пласта. После их окончания с использованием колтюбинга или канатной техники проводят повторную установку запорного клапана в циркуляционный узел (18), проводят разъединение технологических НКТ с забойной компоновкой, проводят подъем технологических НКТ и спуск эксплуатационных НКТ с насосом, запускают скважину в работу. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел (18)/нижняя ответная часть разъединителя (17) при спущенных технологических НКТ, глушении скважины и соединении с забойной компоновкой, натяжением НКТ переводят пакер (19) в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем технологических НКТ.

Таким образом, применение заявленного способа обеспечивает:

- повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов за счет дополнительного приращения площади дренирования, охвата воздействием, снятия скин-фактора и увеличения проводимости матрицы пласта;

- применение технологии в условиях аномально-низких пластовых давлениях разработки залежей углеводородов;

- увеличение эффективности применения данной технологии РВП на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, в сравнении с предыдущими аналогами и прототипами технологий повышения отдачи пластов на репрессии за счет сохранения начальной проницаемости продуктивного пласта;

- возможность разработки не традиционных залежей углеводородов;

- возможность адресного воздействия на пласт за счет направленной проводки управляемых боковых стволов большой протяженности;

- возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления и химическим разрушением;

- возможность проведения интенсификации с воздействием на пласт значительным перепадом давления или химическим разрушением;

- очистку ствола скважины при ее проводке, что позволяет эффективно использовать технологию, как в карбонатных, так и в терригенных пластах;

- возможность производить на депрессии промывку забоя скважины и выполнять геофизические работы в интервале пласта, проводить различные виды ремонта скважины без контакта технологических жидкостей с продуктивным пластом, извлекать отсекающую компоновку из заглушенной скважины при необходимости.

1. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии, включающий установку в скважину высокопрочных НКТ (насосно-компрессорных труб), механического якоря, поворотного устройства, герметизирующего устройства, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, установку ниже отклонителя последовательно разъединителя, циркуляционного узла, пакера и воронки; герметизацию устья скважины; установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочего койла (гибкой насосно-компрессорной трубы), устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающего койла; подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам, при этом аэрированная жидкость, пройдя по малому затрубу НКТ/койл, через устройство перераспределения потока, далее по рабочему койлу, через гидромониторную насадку попадает в боковой ствол, создавая канал, и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна, на поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы, в случае необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину; перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой; проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением; после проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии (забойное давление ниже или равно пластовому) до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость, цикл работ повторяют для следующего бокового ствола; фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон; при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием.

2. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, что для проводки радиальных стволов на последующих уровнях с заранее подготовленными окнами для проводки боковых стволов извлекают подающий и рабочий койл из НКТ, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, срывают НКТ с механического якоря, контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочий койл с навигационной системой, узлом управления траекторий ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов на депрессии повторяют.

3. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, что на этапе подготовки скважины к работам для прорезания окон в обсадной колонне спускают дополнительное гидропескоструйное устройство на колтюбинге, производят абразивную резку прямоугольного отверстия с циркуляцией, переходят от одного места зарезки к другому путем механического срабатывания поворотного устройства на фиксированный дискретный угол, за один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проводят резку всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов в обсадной колонне на одном уровне, затем оборудование для гидропескоструйной резки поднимают и приступают к проводке боковых стволов.

4. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, при подготовке скважины к работам по радиальному вскрытию пласта проводят кольцевое фрезерование обсадной колонны в интервалах планируемой проводки боковых стволов.

5. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют проведение заключительных работ на скважине после проводки всех боковых стволов, обеспечивающих извлечение технологического оборудования из скважины и спуск эксплуатационной компоновки (фонтанного лифта или насоса) без глушения скважины в интервале проведенных боковых стволов, путем установки отсекающей компоновки выше интервалов радиального вскрытия пласта, устанавливаемой перед подъемом технологического оборудования после окончания работ по проводке боковых стволов и устраняющей контакт жидкости глушения с продуктивным пластом в интервалах радиального вскрытия.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Узел отклонителя содержит верхний отклонитель, расположенный внутри основного ствола скважины и определяющий первый и второй каналы, которые проходят в продольном направлении через верхний отклонитель, причем второй канал имеет большую ширину, чем ширина первого канала; и нижний отклонитель, расположенный внутри основного ствола и отстоящий от верхнего отклонителя на заданное расстояние, причем нижний отклонитель определяет первый проход, который связан с нижней частью основного ствола, и второй проход, который связан с боковым стволом.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система ствола скважины содержит верхний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола скважины и определяющий первый и второй каналы, пролегающие в продольном направлении через верхний отклоняющий клин; нижний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола и отстоящий от верхнего отклоняющего клина на предопределенное расстояние, при этом нижний отклоняющий клин определяет первую обсадную колонну, сообщающуюся с нижней частью основного ствола, и вторую обсадную колонну, сообщающуюся с боковым стволом; и стыковочный ниппель, содержащий корпус, наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса, и переходную муфту, расположенную вокруг корпуса, при этом один из наконечника стыковочного ниппеля и переходной муфты подвижен вдоль оси для того, чтобы изменять длину наконечника стыковочного ниппеля.

Предложены системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ включает определение первого планируемого местоположения (107) интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Группа изобретений относится к способу управления вращением и к устройству для вращения бурильной колонны. Технический результат заключается в преодолении статического трения с наименьшим потреблением энергии.

Группа изобретений относится к компонентам бурильных колонн для буровых работ, а именно к узлу скважинного инструмента, вращательному анкерному устройству и буровой установке.

Устройство предназначено для использования при бурении наклонно-направленных и горизонтально-направленных интервалов при строительстве скважин. Устройство содержит трубчатый корпус, толкатель, трубчатый вал, камеру давления, направляемые штифты, поршень с направляющей дорожкой, имеющей первую, вторую и третью взаимосвязанные направляющие части для зацепления направляемых штифтов, первое смещающее средство, перемещающее поршень, муфту, жестко установленные на муфте кулачки, неподвижно смонтированные в трубчатом корпусе пазы для зацепления с кулачками, второе смещающее средство для перемещения муфты с кулачками в положение зацепления, в котором кулачки и пазы зацепляются друг за друга, кулачки и пазы выполнены с возможностью отсоединения друг от друга, нижняя часть трубчатого корпуса выполнена с искривленной частью, трубчатый вал установлен с возможностью осевого движения внутри трубчатого корпуса и состоит из последовательно герметично соединенных долотного вала, нижнего вала, поршневого вала и верхнего вала.

Группа изобретений относится к области наклонно направленного бурения. Устройство содержит вал, проведенный через осевое отверстие; подшипники, установленные внутри осевого отверстия и выполненные с возможностью принимать и удерживать вал для вращения в осевом отверстии; и одну или более камер повышенного давления, расположенных в кожухе продольно, причем каждая камера содержит удлиненный трубчатый канал, проходящий продольно по длине кожуха, причем каждая камера повышенного давления выполнена с возможностью отклонения в ответ на повышение давления жидкости и приложения продольной изгибающей силы к кожуху, при этом приложение продольной изгибающей силы приводит к соответствующему отклонению вала через его контакт с подшипниками.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система управления направлением бурильной компоновки в стволе скважины, содержащая утяжеленную бурильную трубу инструмента, корпус, установленный вблизи конца и по меньшей мере частично за пределами утяжеленной бурильной трубы инструмента, отклоняющийся приводной вал, соединенный с буровым долотом и по меньшей мере частично установленный в корпусе; и двигатель, соединенный с корпусом, при этом двигатель, когда активирован, независимо вращает корпус.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный отклоняющий инструмент выполнен с возможностью работы в стволе скважины и содержит вал, блок электроники, физически и электрически связанный с блоком гидравлики.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу интенсификации добычи нефти и стимуляции повышения нефтеотдачи пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к процессам формирования водогазовой смеси для закачки ее в нагнетательную скважину и может быть использовано для повышения производительности нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин. Техническим результатом является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система прорезывания окна для использования в подземной скважине содержит фрезер для прорезывания окон, имеющий выборочно втягиваемые и выдвигаемые лезвия, и узел клина-отклонителя, имеющий по меньшей мере одну приемную часть.

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии включает установку в скважине высокопрочных НКТ, механического якоря, поворотного и герметизирующего устройств, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов. Ниже отклонителя последовательно устанавливают разъединитель, циркуляционный узел, пакер и воронку. Герметизируют устья скважины. Устанавливают гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл, устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл. Осуществляют подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТкойл или одновременно в межколонное пространство НКТкойл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам. Аэрированная жидкость попадает в боковой ствол и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТобсадная колонна. На поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы. При необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину. Осуществляют перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство через отклонитель в контакт с горной породой. Осуществляют проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением. После проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх