RU2815898C1 - Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика - Google Patents
Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика Download PDFInfo
- Publication number
- RU2815898C1 RU2815898C1 RU2023111278A RU2023111278A RU2815898C1 RU 2815898 C1 RU2815898 C1 RU 2815898C1 RU 2023111278 A RU2023111278 A RU 2023111278A RU 2023111278 A RU2023111278 A RU 2023111278A RU 2815898 C1 RU2815898 C1 RU 2815898C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- retrievable
- well
- liner
- pipe string
- packer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 title abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Abstract
Заявленное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области строительства и бурения добывающих или нагнетательных скважин. Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика включает спуск в скважину на колонне труб нецементируемого хвостовика, состоящего из двух частей - неизвлекаемой и извлекаемой, при этом неизвлекаемую часть располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины. После чего активируют пакер-подвеску и осуществляют отсоединение колонны труб от извлекаемого пакера-подвески по разъединителю с ее последующим извлечением. Далее в скважину спускают насосное оборудование для проведения операций по освоению и эксплуатации скважины, по окончании которых или в случае нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважины насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с извлекаемым пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб. После чего осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика. Неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины. Обеспечивается снижение трудовых и временных затрат на строительство боковых стволов скважины. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Способ относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области строительства и бурения добывающих или нагнетательных скважин.
Известен способ строительства и заканчивания скважины (патент RU №2753417 С2, МПК Е21В 7/04, приор. 16.01.2019 г.), в котором бурят основной ствол скважины, прорабатывают секцию под хвостовик, спускают спусковой инструмент с ориентационным прибором, хвостовиком и якорем-подвеской с ориентационным профилем, устанавливают хвостовик с якорем-подвеской в открытом стволе скважины на заданной глубине, записывают информацию о фактическом положении ориентационного профиля якоря-подвески в скважине относительно апсидальной плоскости, при этом для определения положения ориентационного профиля перед спуском в скважину выставляют точки замера ориентационного прибора и ориентационного профиля таким образом, чтобы их ориентация относительно апсидальной плоскости была одинакова, активируют якорь-подвеску, освобождают спусковой инструмент и производят подъем спускового инструмента на поверхность, производят считывание данных ориентационного прибора о фактическом положении ориентационного профиля якоря-подвески в скважине относительно апсидальной плоскости, после чего осуществляют спуск компоновки фрезы и полого клина-отклонителя с заранее выставленной на устье ориентацией отклоняющей поверхности и ориентационного профиля, стыкуют и фиксируют полый клин-отклонитель в якоре-подвеске, освобождают фрезу от полого клина-отклонителя и осуществляют бурение ответвления бокового ствола скважины по отклоняющей поверхности клина-отклонителя, после чего осуществляют спуск хвостовика, выполненного с возможностью добычи флюида, в интервал расположения полого клина-отклонителя.
Данный способ предполагает строительство и эксплуатацию сразу нескольких боковых стволов, что не позволяет провести замеры выработки запасов по зоне дренирования каждого ствола отдельно, а в случае обводнения основного ствола может повлечь за собой неполную выработку запасов и их потерю.
Известны различные способы строительства бокового ствола в обсаженных скважинах, которые заключаются в том, что в скважине на определенной глубине в зоне зарезки бокового ствола устанавливают цементный мост или, например, пакер, выше которого закрепляют клин-отклонитель. Затем в колонне прорезают окно, через которое при помощи винтового забойного двигателя с отклонителем забуривают боковой ствол. (См. патент RU №2630332 С1, МПК Е21В 7/08, Е21В 33/10, Е21В 43/10, приор. 16.08.2016; патент RU №2553705 С2, МПК Е21В 43/26, приор. 26.07.2010).
Недостатками этих способов являются технологические ограничения зарезки новых стволов, поскольку для каждого нового ствола требуется зарезка нового окна, которое всегда расположено выше предыдущего, а также дополнительные капитальные затраты, связанные с прорезанием окна в эксплуатационной колонне.
Предлагаемое техническое решение направлено на исключение вышеперечисленных недостатков.
Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является снижение трудовых, временных и материальных капитальных затрат при строительстве второго и последующего боковых стволов, а также исключение технологических ограничений многократного перебуривания скважин на тот же пласт.
Техническим результатом предлагаемого технического решения является снижение трудовых, временных и материальных капитальных затрат на строительство второго и последующих боковых стволов скважины: отсутствие необходимости бурения транспортной части второго ствола скважины и выполнения операций по вырезке окна в колонне для строительства второго ствола скважины, отсутствие ограничений и необходимости производить забуривание бокового ствола выше предыдущего, тем самым ограничивая заглубление насосного оборудования при дальнейшей эксплуатации скважины, достижение проектного забойного давления в результате спуска насосного оборудования на первоначальную глубину, возможность реализации опции уплотняющего бурения, а также сокращение затрат на строительство кустовых площадок, дорог, трубопроводов и другой наземной инфраструктуры.
Технический результат достигается в способе строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика, при котором в скважину на колонне труб спускают нецементируемый хвостовик, состоящий из двух частей - неизвлекаемой и извлекаемой, при этом неизвлекаемую часть располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины, при этом обе части соединяют при помощи соединительного узла, выполненного с возможностью разъединения хвостовика на две составляющие части. Затем активируют пакер-подвеску и осуществляют отсоединение колонны труб от извлекаемого пакера-подвески по разъединителю с ее последующим извлечением, после чего в скважину спускают насосное оборудование для проведения операций по освоению и эксплуатации скважины. По их окончании или в случае нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважины насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с извлекаемым пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб, далее осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика: воздействием избыточного давления разъединяют соединительный узел на две части, затем натяжением колонны труб приводят в транспортное положение извлекаемый пакер-подвеску, неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины.
Отстыковку извлекаемой части хвостовика могут осуществить вращением колонны труб вправо вместе с извлекаемым пакером-подвеской, предварительно вернув извлекаемый пакер-подвеску натяжением колонны труб в транспортное положение, при этом соединительный узел выполнен с возможностью разъединения хвостовика посредством левой резьбы.
Отстыковку извлекаемой части также могут осуществить натяжением колонны труб, при этом сначала приводят в транспортное положение пакер-подвеску, а затем дальнейшим натяжением разъединяют соединительный узел.
В составе неизвлекаемой части могут спустить заколонные пакера и фильтровую часть. Также при необходимости перед спуском насосного оборудования проводят интенсификацию пласта, при этом в состав неизвлекаемой части дополнительно включают муфты для проведения гидроразрыва пласта, обратные клапаны, башмак колонный.
Способ строительства скважины с извлечением части хвостовика поясняется на схемах.
Фиг. 1 - этап спуска хвостовика в скважину; Фиг. 2 - этап отстыковки извлекаемой части хвостовика после проведения операций по освоению и эксплуатации скважины; Фиг. 3 - этап поднятия извлекаемой части хвостовика на поверхность; Фиг. 4 - реализация второго и последующих стволов, на каждой из которых 1 - извлекаемый пакер-подвеска; 2 - неизвлекаемая часть; 3 - соединительный узел.
В процессе выработки запасов по достижении срока окупаемости скважины наступает момент, когда рассматривается вопрос о реализации второго бокового ствола скважины для довыработки остаточных запасов с минимальными трудовыми, временными, материальными капитальными затратами.
Для достижения поставленной цели предлагается способ строительства и эксплуатации скважины, предполагающий разделение единой компоновки колонны хвостовика на две составляющие части, который реализуется за счет следующих приемов.
В скважину спускают хвостовик, состоящий из двух частей: извлекаемой и неизвлекаемой, при этом неизвлекаемую часть, содержащую, например, заколонные пакера и фильтровую часть, располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины. Обе части соединяют при помощи соединительного узла, выполненного с возможностью разделения хвостовика на две части. Затем последовательно активируют пакер-подвеску для удержания хвостовика в обсадной колонне и заколонные пакеры при наличии, и осуществляют отсоединение колонны труб от пакера-подвески по разъединителю, после чего при необходимости проводят интенсификацию пласта с применением известных методов, например, гидроразрыв пласта (ГРП), многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) или обработка призабойной зоны (ОПЗ), при этом в состав неизвлекаемой части включают, например, муфты для ГРП, обратные клапаны, башмак колонный, и затем спускают на колонне труб насосное оборудование для проведения работ по освоению и эксплуатации скважины. По окончании работ или в случаях, когда дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна вследствие, например, обводненности пласта, и возникает необходимость строительства второго и/или последующего стволов с целью увеличения продуктивности скважины и/или нефтеотдачи пласта, насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб. Далее осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика: сбросом шара, пробкой или активационным инструментом перекрывают осевой канал в соединительном узле и воздействием избыточного давления или без перекрытия осевого канала воздействием только избыточного давления разъединяют соединительный узел на две части, далее натяжением колонны НКТ срывают извлекаемый пакер-подвеску, приводя его в транспортное положение, неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины и последующего спуска извлекаемой и неизвлекаемой частей хвостовика.
Отстыковку извлекаемой части хвостовика также могут осуществить вращением колонны труб вправо вместе с пакером-подвеской, предварительно вернув пакер-подвеску натяжением колонны труб в транспортное положение, при этом соединительный узел выполнен с возможностью разъединения хвостовика посредством левой резьбы.
Отстыковку извлекаемой части хвостовика также могут осуществить натяжением колонны труб, при этом сначала приводят в транспортное положение пакер-подвеску, а затем дальнейшим натяжением труб разъединяют соединительный узел.
Хвостовик является нецементируемым, герметичность обеспечивается пакерами.
Строительство скважины с извлечением части хвостовика производится силами бригады капитального ремонта скважин и ускоряют процесс забуривания второго и/или последующих стволов на текущий объект разработки. После бурения второго ствола и спуска хвостовика весь процесс повторяют до полной выработки запасов.
Предлагаемый способ может успешно применяться, например, на скважинах с наличием эксплуатационных колонн диаметра от 146 мм, 168 мм, 178 мм и более с хвостовиками диаметром от 102 мм, 114 мм и более.
Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика позволяет исключить технологические ограничения многократного перебуривания горизонтального или наклонно-направленного ствола на тот же пласт, снизить трудовые, временные и материальные капитальные затраты за счет отсутствия необходимости бурения транспортной части второго ствола скважины и выполнения операций по вырезке окна в колонне для строительства второго ствола, поскольку строительство бокового ствола осуществляется с зоны расположения извлекаемой части хвостовика, достичь проектного забойного давления в результате спуска насосного оборудования на требуемую первоначальную глубину, реализовать опцию уплотняющего бурения, что позволит вовлечь в разработку дополнительные запасы нефти на низкопроницаемых коллекторах, где остаются невыработанные целики нефти, а также на объектах с высокой расчлененностью коллектора, где уплотняющее бурение способствует максимизации отборов остаточных извлекаемых запасов нефти и увеличению коэффициента извлечения нефти объекта разработки. Также способ позволяет сократить затраты на строительство кустовых площадок, дорог, трубопроводов и другой наземной инфраструктуры.
Примеры реализации предлагаемого технического решения представлены ниже.
Пример 1. Хвостовик с извлекаемой частью спускается во все скважины эксплуатационного бурения на залежи трудноизвлекаемой нефти для возможности уплотнения сетки скважин за счет бурения второго или третьего ствола с зоны расположения извлекаемой части. Первый ствол при этом остается.
Пример 2. При эксплуатационном бурении с учетом риска бурения горизонтального участка ствола в неколлектор или в водонасыщенную зону пласта принимают решение о спуске хвостовика с извлекаемой частью в компоновке. В случае, если после освоения скважины не получены плановые параметры скважины, имеется возможность поднять извлекаемую часть хвостовика и перебурить скважину с учетом новых геологических и эксплуатационных данных по пласту.
Пример 3. При проведении ГРП на добывающих горизонтальных скважинах высок риск прорыва воды от водонефтяного контакта или газа от газонефтяного контакта. Учитывая данные риски, принимают решение о спуске хвостовика с извлекаемой частью в компоновке. Если после геолого-технических мероприятий скважины не получены плановые дебиты, то имеется возможность поднять извлекаемую часть хвостовика и перебурить скважину с учетом новых геологических и эксплуатационных данных по пласту.
Claims (3)
1. Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика, при котором в скважину на колонне труб спускают нецементируемый хвостовик, состоящий из двух частей - неизвлекаемой и извлекаемой, при этом неизвлекаемую часть располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины, при этом обе части соединяют при помощи соединительного узла, выполненного с возможностью разъединения хвостовика на две составляющие части, активируют пакер-подвеску и осуществляют отсоединение колонны труб от извлекаемого пакера-подвески по разъединителю с ее последующим извлечением, после чего в скважину спускают насосное оборудование для проведения операций по освоению и эксплуатации скважины, по окончании которых или в случае нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважины насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с извлекаемым пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб, далее осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика воздействием избыточного давления разъединяют соединительный узел на две части, затем натяжением колонны труб приводят в транспортное положение извлекаемый пакер-подвеску, или отстыковку извлекаемой части хвостовика осуществляют вращением колонны труб вправо вместе с извлекаемым пакером-подвеской, предварительно вернув извлекаемый пакер-подвеску натяжением колонны труб в транспортное положение, при этом соединительный узел выполнен с возможностью разъединения хвостовика посредством левой резьбы, или отстыковку извлекаемой части осуществляют натяжением колонны труб, при этом сначала срывают, приведя в транспортное положение, пакер-подвеску, а затем дальнейшим натяжением разъединяют соединительный узел, далее неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в составе неизвлекаемой части спускают заколонные пакеры и фильтровую часть.
3. Способ по любому из пп. 1, 2, отличающийся тем, что перед спуском насосного оборудования проводят интенсификацию пласта, при этом в состав неизвлекаемой части дополнительно включают муфты для проведения гидроразрыва пласта, обратные клапаны, башмак колонный.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2815898C1 true RU2815898C1 (ru) | 2024-03-25 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030221843A1 (en) * | 2002-06-04 | 2003-12-04 | Fipke Steven R. | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations |
RU2485293C1 (ru) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией |
RU2636608C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-11-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства дополнительного ствола многоствольной скважины и устройство для его осуществления |
RU2674781C1 (ru) * | 2017-12-14 | 2018-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроГазТех "Завод ВСО" (ООО "ПетроГазТех "Завод ВСО") | Пакер-подвеска хвостовика, гидравлический привод якоря пакера-подвески хвостовика, поршень пакера-подвески хвостовика, узел гидравлического привода якоря пакера-подвески хвостовика |
RU2775112C1 (ru) * | 2021-08-13 | 2022-06-28 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения повторного многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением обсадной колонны меньшего диаметра |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030221843A1 (en) * | 2002-06-04 | 2003-12-04 | Fipke Steven R. | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations |
RU2485293C1 (ru) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией |
RU2636608C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-11-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства дополнительного ствола многоствольной скважины и устройство для его осуществления |
RU2674781C1 (ru) * | 2017-12-14 | 2018-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроГазТех "Завод ВСО" (ООО "ПетроГазТех "Завод ВСО") | Пакер-подвеска хвостовика, гидравлический привод якоря пакера-подвески хвостовика, поршень пакера-подвески хвостовика, узел гидравлического привода якоря пакера-подвески хвостовика |
RU2775112C1 (ru) * | 2021-08-13 | 2022-06-28 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения повторного многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением обсадной колонны меньшего диаметра |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2293427C (en) | System for drilling and completing multilateral wells | |
US6601648B2 (en) | Well completion method | |
US7575050B2 (en) | Method and apparatus for a downhole excavation in a wellbore | |
US10161227B2 (en) | Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore | |
US20020074120A1 (en) | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore | |
US7665535B2 (en) | Rigless one-trip system and method | |
CA2915624A1 (en) | Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock | |
CA2381286C (en) | Drilling and completion system for multilateral wells | |
US6543541B2 (en) | Access control between a main bore and a lateral bore in a production system | |
US12188333B2 (en) | Spacer window sleeve | |
US20220412198A1 (en) | 10,000-psi multilateral fracking system with large internal diameters for unconventional market | |
RU2815898C1 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика | |
US11708745B2 (en) | Method for incorporating scrapers in multi zone packer assembly | |
US11851992B2 (en) | Isolation sleeve with I-shaped seal | |
US11867030B2 (en) | Slidable isolation sleeve with I-shaped seal | |
RU2775628C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта | |
RU2774455C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с применением эксплуатационной колонной одного диаметра от устья до забоя и последующим проведением большеобъемного, скоростного и многостадийного гидроразрыва пласта | |
RU2772318C1 (ru) | Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине | |
CA2707136A1 (en) | A permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore |