RU2379496C1

RU2379496C1 - Multi-bottomhole design for production in permafrost areas

Info

Publication number: RU2379496C1
Application number: RU2008129254/03A
Authority: RU
Inventors: Георгий Васильевич Крылов (RU); Георгий Васильевич Крылов; Александр Васильевич Кустышев (RU); Александр Васильевич Кустышев; Наиль Анатольевич Гафаров (RU); Наиль Анатольевич Гафаров; Владимир Филиппович Штоль (RU); Владимир Филиппович Штоль; Тамара Ивановна Чижова (RU); Тамара Ивановна Чижова; Алексей Владимирович Немков (RU); Алексей Владимирович Немков; Валерий Юрьевич Артеменков (RU); Валерий Юрьевич Артеменков; Дмитрий Александрович Кряквин (RU); Дмитрий Александрович Кряквин; Денис Александрович Кустышев (RU); Денис Александрович Кустышев; Иван Васильевич Чижов (RU); Иван Васильевич Чижов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Газпром"(ОАО "Газпром")
Priority date: 2008-07-16
Filing date: 2008-07-16
Publication date: 2010-01-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: design includes main and lateral bottomholes. A production string equipped in a under permafrost area with a wellhead shut off valve, in a interval over the top lateral bottomhole - production string thermal expansion bend, a flow valve, a string separator, a production parker, a landing nipple, a bowl guide. In a interval opposite to the side boreholes are mini-windows units with installed over it sealing parkers with landing nipples, and under them - snap shut connection. In a interval between the lateral boreholes and under the bottom lateral bottomhole pipes installed, equipped with bottom pipes shoe with polished tips. At that the bow guide located on the lower situated equipment and didn't connect to it. The production string in permafrost area interval can be equipped with thermal insulated pipes, and in interval over the top lateral bottomhole - with inhibitor valve. The production string diametre to be estimated form analytical equation.

EFFECT: multi-bottomhole well design reliability increase.

4 cl, 1 dwg

Description

Конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.The design of a multi-hole well for operation in the permafrost zone relates to the oil and gas industry, namely, the design of multi-hole wells drilled in the zones of widespread permafrost.

Известна конструкция многозабойной скважины, включающая основной и боковой стволы, лифтовую колонну [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С.49].A well-known design of a multilateral well, including the main and lateral shafts, an elevator string [Oganov A.S. et al. Multilateral drilling of wells - development, problems, successes. - M.: VNIIOENG OJSC, 2001. - P.49].

Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.The disadvantage of this design is the lack of reliable operation in areas of widespread permafrost.

Известна конструкция многозабойной скважины, включающая основной и боковой стволы, лифтовую колонну, снабженную приустьевым клапаном-отсекателем и эксплуатационным пакером [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С.46].A well-known design of a multilateral well, including the main and lateral shafts, an elevator string equipped with a mouth-shutoff valve and a production packer [Oganov A.S. et al. Multilateral drilling of wells - development, problems, successes. - M.: VNIIOENG OJSC, 2001. - P.46].

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в создании надежной конструкции многозабойной скважины для эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.Achievable technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in creating a reliable design of a multi-hole well for operation in areas of widespread permafrost.

Технический результат достигается тем, что конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород включает основной и боковые стволы, лифтовую колонну, снабженную в интервале ниже многолетнемерзлых пород приустьевым клапаном-отсекателем, в интервале выше верхнего бокового ствола - компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, циркуляционным клапаном, разъединителя колонны, эксплуатационным пакером, посадочным ниппелем, направляющей воронкой, в интервале напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними изоляционными пакерами с посадочными ниппелями, под ними защелочными соединениями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками, при этом направляющая воронка размещена над нижерасположенным оборудованием и не присоединена к нему, а лифтовая колонна в интервале многолетнемерзлых пород может быть оборудована теплоизолированными трубами, в интервале выше верхнего бокового ствола - ингибиторным клапаном, а диаметр лифтовой колонны может определяться из уравнения:The technical result is achieved by the fact that the design of a multilateral well for operation in the permafrost zone includes the main and side shafts, an elevator string equipped with an estuarine shutoff valve in the interval below the permafrost, and a compensator for temperature changes in the length of the elevator string, circulation valve, column disconnector, production packer, landing nipple, guide funnel, in the interval opposite the side inlets x trunks - with miniature window units with insulating packers placed above them with landing nipples, latching connections under them, in the intervals between the side trunks and below the lower side trunk - with pipes with polished tips mounted on the shoes of the lower pipes, while the guide funnel is placed above the equipment below and is not attached to it, and the elevator column in the interval of permafrost can be equipped with heat-insulated pipes, in the interval above the upper lateral ol - inhibitory valve and tubing diameter can be determined from the equation:

,

где D_в - диаметр лифтовой колонны;where D _in - diameter of the elevator column;

D_n - диаметры основного и боковых стволов.D _n - the diameters of the main and side trunks.

На чертеже изображена заявляемая конструкция многозабойной скважины, оборудованная лифтовой колонной из насосно-компрессорных труб, на примере трехзабойной скважины, включающей основной ствол и два боковых ствола, верхний и нижний. Количество боковых стволов может быть больше, тогда они называются (снизу вверх, по мере бурения) первый, второй, третий и т.д. Напротив каждого из боковых стволов размещается система заканчивания скважин, состоящая, как минимум, из изоляционного пакера, посадочного ниппеля, узла миниатюрного окна и защелочного соединения.The drawing shows the inventive design of a multilateral well equipped with an elevator string from tubing, using an example of a three-well well, including a main well and two side shafts, an upper and a lower one. The number of sidetracks may be greater, then they are called (from bottom to top, as they are drilled) the first, second, third, etc. Opposite each of the sidetracks is a well completion system consisting of, at a minimum, an isolation packer, a landing nipple, a miniature window assembly, and a snap connection.

Конструкция многозабойной скважины, приведенная на чертеже, включает основной ствол 1, верхний 2 и нижний 3 боковые стволы, лифтовую колонну 4, состоящую из насосно-компрессорных труб, приустьевого клапана-отсекателя 5, компенсатора температурных изменений длины лифтовой колонны 6, ингибиторного клапана 7, устанавливаемого в скважинах, в которых возможно гидратообразование, циркуляционного клапана 8, разъединителя колонны 9, эксплуатационного пакера 10, посадочного ниппеля 11 лифтовой колонны, насосно-компрессорной трубы с направляющей воронкой 12.The design of the multilateral well shown in the drawing includes the main wellbore 1, upper 2 and lower 3 lateral shafts, an elevator string 4 consisting of tubing, an estuarine shutoff valve 5, a compensator for temperature changes in the length of the elevator string 6, an inhibitor valve 7, installed in wells in which hydrate formation is possible, a circulation valve 8, a column disconnector 9, a production packer 10, a fitting nipple 11 of the lift string, a tubing with a guide rail Coy 12.

При этом направляющая воронка размещена над нижерасположенным оборудованием и не присоединена к нему.In this case, the guide funnel is placed above the downstream equipment and is not attached to it.

В основном стволе 1 напротив боковых стволов, верхнего 2 и нижнего 3, установлены верхняя и нижняя системы заканчивания скважин, включающие изоляционный пакер 13 верхней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 14 верхней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины, защелочное соединение 16 верхней системы заканчивания скважины, изоляционный пакер 17 нижней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 18 нижней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины, защелочное соединение 20 нижней системы заканчивания скважины. Между верхней и нижней системами заканчивания скважины размещены насосно-компрессорные трубы 21 с полированным наконечником 22, установленном на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы. Ниже нижней системы заканчивания скважины размещены насосно-компрессорные трубы 23 с полированным наконечником 24, установленным на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы.In the main wellbore 1 opposite the sidetracks, upper 2 and lower 3, the upper and lower well completion systems are installed, including the isolation packer 13 of the upper well completion system, landing nipple 14 of the upper well completion system, the miniature window assembly 15 of the upper well completion system, latch connection 16 upper well completion system, insulation packer 17 lower well completion system, landing nipple 18 lower well completion system, miniature window assembly 19 lower system well completion topics, snap connection 20 of the lower well completion system. Between the upper and lower well completion systems are placed tubing 21 with a polished tip 22 mounted on the shoe of the lower tubing. Below the lower completion system, tubing 23 is placed with a polished tip 24 mounted on the shoe of the lower tubing.

Насосно-компрессорные трубы 23, расположенные ниже нижней системы заканчивания скважины, с помощью полированного наконечника 24 герметично соединяются с хвостовиком-фильтром основного ствола 1. В верхнем 2 и нижнем 3 боковых стволах размещены хвостовики-фильтры боковых стволов. На устье многозабойной скважины размещена фонтанная арматура, установленная на колонной головке, на которой подвешены обсадные колонны, обсаживающие основной ствол.Tubing 23 located below the lower well completion system using a polished tip 24 is hermetically connected to the filter shank of the main barrel 1. In the upper 2 and lower 3 side shafts, the shank filters of the side shafts are located. At the mouth of a multilateral well, there is a fountain mounted on a column head, on which casing hangs casing the main trunk.

В районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород необходима конструкция скважины, обеспечивающая надежность ее эксплуатации. В процессе бурения и эксплуатации скважины происходит растепление многолетнемерзлых пород 25. Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород 25 необходимо лифтовую колонну 4 в интервале этих пород дополнительно оснащать теплоизолированными насосно-компрессорными трубами (не показано). Наличие многолетнемерзлых пород 25 может привести к обратному промерзанию горных пород и смятию обсадных колонн при остановке и длительных простоях скважины, могущих привести к открытому газовому фонтану. Для предотвращения газопроявлений лифтовую колонну 4 следует в интервале многолетнемерзлых пород 25 или непосредственно под ними оборудовать приустьевым клапаном-отсекателем 5, лучше всего дистанционно управляемым с поверхности от станции управления, который может перекрыть трубное пространство скважины при возникновении аварийной ситуации, и эксплуатационным пакером 10, герметично перекрывающим затрубное пространство скважины. В условиях низких температур возможно образование в стволе скважины в интервале многолетнемерзлых пород 25 гидратно-ледяных пробок. Для их ликвидации необходимо закачивание ингибитора гидратообразования, который поступает в скважину через ингибиторный клапан 7. Для снижения теплопередачи горным породам от добываемого пластового флюида и создания противодавления на эксплуатационный пакер 10 в затрубное пространство выше этого пакера следует закачивать инертную надпакерную жидкость, закачивание которой осуществляется через циркуляционный клапан 8. Для запакеровки эксплуатационного пакера 10 и приведение его в рабочее состояние необходим посадочный ниппель 11, в который устанавливается глухая пробка (не показано), перекрывающая трубное пространство скважины и обеспечивающая создания необходимого гидравлического давления при запакеровке эксплуатационного пакера 10. При этом для извлечения верхней части лифтовой колонны 4 из скважины без глушения скважины достаточно установить в посадочном ниппеле 10 глухую пробку (не показано), надпакерную жидкость выдавить через открываемый в этом случае циркуляционные клапан 8 инертным газом и разъединиться в разъединителе 9. В интервале многолетнемерзлых пород 25 лифтовая колонна 4 испытывает знакопеременные нагрузки: растяжение или сжатие, поэтому для их компенсации в составе лифтовой колонны 4 необходима установка компенсатора температурных изменений длины лифтовой колонны 6. Для удобства извлечения из скважины глубинных приборов и гибкой трубы на башмаке лифтовой колонны 4 следует устанавливать направляющую воронку 12, которая одновременно выполняет функции центрирующего устройства.In areas of widespread permafrost rocks, a well design is required to ensure the reliability of its operation. During drilling and well operation, permafrost 25 is thawed. To prevent permafrost thawing 25, an elevator string 4 must be additionally equipped with heat-insulated tubing (not shown) in the interval of these rocks. The presence of permafrost rocks 25 can lead to the reverse freezing of rocks and crushing of casing stems during shutdown and long downtime of the well, which could lead to an open gas fountain. In order to prevent gas occurrences, the lift string 4 should be equipped in the interval of permafrost rocks 25 or directly below them with an estuarine shutoff valve 5, which is best remotely controlled from the surface from the control station, which can block the borehole space in the event of an emergency, and the operational packer 10 is hermetically sealed overlapping the annulus of the well. At low temperatures, 25 hydrate-ice plugs may form in the wellbore in the permafrost range. In order to eliminate them, it is necessary to pump a hydrate inhibitor, which enters the well through the inhibitory valve 7. In order to reduce heat transfer to rocks from the produced reservoir fluid and create back pressure on the production packer 10, an inert super packer fluid must be pumped into the annulus above this packer, which is pumped through the circulation valve 8. To seal the operational packer 10 and bring it into working condition, a landing nipple 11 is required in the cat If a blind plug (not shown) is installed, it covers the borehole space and provides the necessary hydraulic pressure when packing the production packer 10. In this case, to remove the upper part of the lift string 4 from the well without killing the well, it is sufficient to install a blind plug (not shown) ), squeeze out the packer fluid through the inert gas 8, which opens in this case, and disconnect in the disconnector 9. In the permafrost interval 25, the elevator column 4 experiences alternating loads: tension or compression, therefore, to compensate for the elevator column 4, it is necessary to install a compensator for temperature changes in the length of the elevator column 6. For the convenience of extracting deep devices from the well and a flexible pipe, a guide funnel should be installed on the shoe of the elevator column 4. 12, which simultaneously functions as a centering device.

Весь этот комплекс технических решений направлен на достижение технического результата - создать надежную конструкцию многозабойной скважины, обеспечивающую надежную и безопасную эксплуатацию скважин в зоне многолетнемерзлых пород, предотвращая возможное растепление мерзлых горных пород и возможное смятие обсадных колонн основного ствола, обеспечивая предупреждение газопроявления и предотвращая возникновение открытого газового фонтана. Именно такая надежная конструкция предлагается в данной заявке.All this set of technical solutions is aimed at achieving a technical result - to create a reliable design of a multilateral well that provides reliable and safe operation of wells in the permafrost zone, preventing possible thawing of frozen rocks and possible crushing of casing strings of the main trunk, preventing gas occurrence and preventing the occurrence of open gas fountain. It is such a robust design that is proposed in this application.

Многозабойная скважина работает следующим образом.Multilateral well works as follows.

В процессе заканчивания скважины на колонне труб (не показано) спускается защелочное соединение 20 нижней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами 23 с полированным наконечником 24. Полированный наконечник 24, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в подвеску хвостовика-фильтра основного ствола 1. Защелочное соединение 20 нижней системы заканчивания скважины фиксируется в основном стволе 1 ниже входного отверстия нижнего бокового ствола 3.In the process of completing the well, on the pipe string (not shown), the latch connection 20 of the lower well completion system with tubing pipes 23 with a polished tip 24 is lowered. The polished tip 24 located on the shoe of the lower tubing fits tightly into the suspension of the filter shank the main barrel 1. The latch connection 20 of the lower well completion system is fixed in the main barrel 1 below the inlet of the lower side barrel 3.

Затем в скважину спускается узел миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия нижнего бокового ствола 3. После этого в скважину спускается изоляционный пакер 17 нижней системы заканчивания скважины с посадочным ниппелем 18 нижней системы заканчивания скважины, который герметично соединяется с узлом миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка или с устья сбрасывается шарик, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 18 нижней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка изоляционного пакера 17 нижней системы заканчивания скважины.Then, the miniature window assembly 19 of the lower well completion system is lowered and oriented so that the miniature window is opposite the inlet of the lower lateral barrel 3. After that, the insulating packer 17 of the lower well completion system with the landing nipple 18 of the lower well completion system is lowered, which is hermetically connected to the miniature window assembly 19 of the lower well completion system. A blind plug is lowered into the well or a ball is dropped from the mouth that overlaps the passage opening of the landing nipple 18 of the lower well completion system. By creating pressure, the insulation packer 17 is packaged in the lower well completion system.

После извлечения из скважины глухой пробки или продавливания шарика на забой основного ствола 1 в скважину спускается защелочное соединение 16 верхней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами 21 и полированным наконеником 22. Полированный наконечник 22, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в изоляционный пакер 17 нижней системы заканчивания скважины. Защелочное соединение 16 верхней системы заканчивания скважины фиксируется в основном стволе 1 ниже входного отверстия верхнего бокового ствола 2.After removing the blind plug from the well or forcing the ball to the bottom of the main barrel 1, the latch 16 of the upper completion system with the tubing 21 and the polished shaft 22 is lowered into the well. The polished tip 22 located on the shoe of the lower tubing is hermetically inserted into an isolation packer 17 of a lower well completion system. The latch connection 16 of the upper completion system is fixed in the main barrel 1 below the inlet of the upper sidetrack 2.

Затем в скважину спускается узел миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия верхнего бокового ствола 2. После этого в скважину спускается изоляционный пакер 13 верхней системы заканчивания скважины с посадочным ниппелем 14 верхней системы заканчивания скважины, который герметично соединяется с узлом миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка, или с устья сбрасывается шарик меньшего диаметра, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 14 верхней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка эксплуатационного пакера 13 верхней системы заканчивания скважины.Then, the miniature window assembly 15 of the upper well completion system is lowered and oriented so that the miniature window is opposite the inlet of the upper lateral barrel 2. After that, the insulating packer 13 of the upper well completion system with the landing nipple 14 of the upper well completion system is lowered, which is hermetically connected to the miniature window assembly 15 of the upper well completion system. A blind plug is lowered into the well, or a ball of a smaller diameter is thrown from the mouth, which overlays the bore of the landing nipple 14 of the upper completion system. The creation of pressure is the packaging of the production packer 13 of the upper completion system.

Далее в скважину спускается лифтовой колонны 4 из высокогерметичных насосно-компрессорных труб со смонтированными в ее составе (снизу-вверх) направляющей воронкой 12, посадочным ниппелем 11 лифтовой колонны, эксплуатационным пакером 10, разъединителем колонны 9, циркуляционным клапаном 8, ингибиторным клапаном 7, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны 6, приустьевым клапаном-отсекателем 5. Направляющая воронка 12 не соединяется с нижележащими системами заканчивания скважин и расположена над ними.Then, the elevator string 4 from the high-tight tubing is lowered into the well with the guiding funnel 12 mounted therein (bottom-up), the elevator string fitting nipple 11, the operating packer 10, the column disconnector 9, the circulation valve 8, the inhibitor valve 7, and the compensator temperature changes in the length of the elevator column 6, the estuarine shutoff valve 5. The guiding funnel 12 is not connected to the underlying well completion systems and is located above them.

Лифтовая колонна 4 подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке.The elevator column 4 is suspended in a fountain fitting mounted on the column head.

Освоение скважины проводят поочередно. Вначале осуществляют вызов притока из основного ствола 1 спуском в него гибкой трубы колтюбинговой установки, заменой утяжеленного бурового раствора на более легкий, например на газовый конденсат или нефть. Затем осуществляют вызов притока из нижнего бокового ствола 3, а после - из верхнего бокового ствола 2. Перед вызовом притока из пласта в посадочное место узла миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины или 15 верхней системы заканчивания скважины устанавливается отклоняющее устройство (уипсток) (не показано), с помощью которого осуществляется отклонение гибкой трубы колтюбинговой установки от основного ствола 1 и направление ее в осваиваемый боковой ствол верхний 2 или нижний 3. Вызов притока осуществляется аналогичным способом путем замены утяжеленного бурового раствора на более легкий раствор или жидкость.Well development is carried out alternately. First, they call the inflow from the main shaft 1 by lowering a flexible pipe of a coiled tubing into it, replacing the weighted drilling fluid with a lighter one, for example, gas condensate or oil. Then, an inflow is called from the lower sidetrack 3, and then from the upper sidetrack 2. Before calling the inflow from the reservoir, a deflecting device (whipstock) is installed in the miniature window 19 of the lower well completion system 15 or upper well completion system 15 (not shown) ), with the help of which the flexible pipe of the coiled tubing unit is deflected from the main barrel 1 and directed to the upper 2 or lower 3 mastered lateral trunk. The inflow is called in the same way by replacing the weighted drilling fluid with a lighter fluid or fluid.

Добычу газа из продуктивного пласта осуществляют путем совместной эксплуатации основного 1 и боковых верхнего 2 и нижнего 3 стволов, а также путем раздельной эксплуатации из любого ствола. При этом добываемый газ выше верхнего бокового ствола 2 соединяется в один поток и через лифтовую колонну 4 поступает на дневную поверхность.Gas production from the reservoir is carried out by joint operation of the main 1 and lateral upper 2 and lower 3 trunks, as well as by separate operation from any trunk. In this case, the produced gas above the upper side trunk 2 is connected in one stream and through the lift column 4 enters the day surface.

Для эффективности добычи газа целесообразно, чтобы проходное отверстие лифтовой колонны 4 соответствовало суммарным проходным отверстиям основного и боковых стволов. В этом случае диаметр лифтовой колонны 4 определяется из уравнения:For gas production efficiency, it is advisable that the passage opening of the elevator column 4 corresponds to the total passage openings of the main and side shafts. In this case, the diameter of the elevator column 4 is determined from the equation:

,

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из основного ствола 1, добываемый флюид из основного ствола 1 поступает на поверхность по лифтовой колонне 4, при этом входные отверстия боковых стволов, верхнего 2 и нижнего 3, перекрыты изолирующим рукавом (не показано), устанавливаемых в посадочных местах узлов миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины и 19 нижней системы заканчивания скважины.During separate operation, during production from the main barrel 1, the produced fluid from the main barrel 1 enters the surface via an elevator column 4, while the inlet openings of the side shafts, upper 2 and lower 3, are blocked by an insulating sleeve (not shown) installed in the landing locations of the miniature window nodes 15 of the upper well completion system and 19 of the lower well completion system.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из верхнего бокового ствола 2, добываемый флюид из бокового ствола 2 поступает на поверхность через окно узла миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины по лифтовой колонне 4, при этом основной ствол 1 перекрыт глухой пробкой, устанавливаемой в посадочном ниппеле 18 нижней системы заканчивания скважины.During separate operation, during production from the upper sidetrack 2, the produced fluid from the sidetrack 2 enters the surface through the window assembly of the miniature window 15 of the upper well completion system via the lift string 4, while the main barrel 1 is blocked by a blind plug installed in the landing nipple 18 bottom completion system.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из нижнего бокового ствола 3, добываемый флюид из нижнего бокового ствола 3 поступает на поверхность через окно узла миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины по лифтовой колонне 4, при этом входное отверстие верхнего бокового ствола 2 перекрыто изолирующим рукавом (не показано), устанавливаемым в посадочном месте узла миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины, а основной ствол 1 перекрыт мостовой пробкой с якорным устройством (не показано), устанавливаемой ниже защелочного соединения 20 нижней системы заканчивания скважины.During separate operation, during production from the lower sidetrack 3, the produced fluid from the bottom sidetrack 3 enters the surface through the window assembly of the miniature window 19 of the lower well completion system via the lift string 4, while the inlet of the upper sidetrack 2 is covered by an insulating sleeve ( not shown) installed in the seat of the miniature window assembly 15 of the upper well completion system, and the main trunk 1 is blocked by a bridge plug with an anchor device (not shown), installed below latch connection 20 of the lower well completion system.

В процессе добычи газа приустьевой клапан-отсекатель 5 открыт. Закрытие и открытие его осуществляется путем повышения или снижения давления в трубках линии управления от станции управления (не показано).In the process of gas production, the estuarine shutoff valve 5 is open. Closing and opening it is carried out by increasing or decreasing the pressure in the tubes of the control line from the control station (not shown).

Исследования скважин с помощью глубинных приборов проводят путем спуска их в скважину при открытом приустьевом клапане-отсекателе 5.Well research with the help of downhole instruments is carried out by lowering them into the well with the mouth of the shutoff valve 5 open.

Ремонт фонтанной арматуры проводят без глушения скважины после закрытия приустьевого клапана-отсекателя 5 и снижения давление во внутренней полости лифтовой колонны 4, выше приустьевого клапана-отсекателя 5, до величины атмосферного давления.Repair of the fountain valves is carried out without killing the well after closing the estuarine valve-cutter 5 and lowering the pressure in the internal cavity of the elevator column 4, above the estuarine valve-shutoff 5, to atmospheric pressure.

Извлечение верхней части лифтовой колонны 4 проводят после установки в посадочном ниппеле 12 верхней системы заканчивания скважины глухой пробки без глушения скважины и отсоединения от эксплуатационного пакера 10 в разъединителе колонны 9.Removing the upper part of the elevator column 4 is carried out after installing in the landing nipple 12 of the upper system of completion of the well a dead plug without killing the well and disconnecting it from the production packer 10 in the disconnector of the column 9.

Извлечение лифтовой колонны 4 проводят после глушения скважины и распакеровки эксплуатационного пакера 10. Извлечение системы заканчивания скважины проводится секционно, то есть извлекая по очереди насосно-компрессорные трубы и скважинное оборудование.The extraction of the lift string 4 is carried out after killing the well and unpacking the production packer 10. The extraction of the well completion system is carried out in sections, that is, removing tubing and downhole equipment in turn.

Ремонтные работы в основном 1 и боковых верхнем 2 и нижнем 3 стволах проводят с помощью гибкой трубы, в боковые стволы верхний 2 и нижний 3 она спускается после отклонения с помощью отклоняющего устройства (не показано).Repair work in the main 1 and lateral upper 2 and lower 3 shafts is carried out using a flexible pipe, it descends into the side shafts of the upper 2 and lower 3 after deflection using a deflecting device (not shown).

Заявляемая конструкция скважины обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород. Позволяет при необходимости оперативно перекрыть основной ствол скважины, тем самым избежать открытого газового фонтана. Позволяет уменьшить выпуск газа в атмосферу, то есть сберечь ценнейшее углеводородное сырье. Позволяет снизить гидравлические сопротивления по стволу скважины, что, в конечном итоге, ведет к увеличению рабочих дебитов скважины. Позволяет осуществлять совместную и раздельную эксплуатацию основного и бокового стволов. Позволяет осуществлять ремонтные работы в основном и боковых стволах. Позволяет снизить затраты на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.The inventive design of the well ensures the reliability and safety of operation in the permafrost zone. It allows, if necessary, to quickly shut off the main wellbore, thereby avoiding an open gas fountain. It allows to reduce the release of gas into the atmosphere, that is, to save the most valuable hydrocarbon feedstocks. Allows you to reduce hydraulic resistance along the wellbore, which, ultimately, leads to an increase in the working flow rate of the well. Allows for joint and separate operation of the main and side shafts. Allows repair work in the main and side shafts. It allows to reduce the costs of operation, maintenance and repair, to reduce the time the well is inactive and to obtain additional volumes of produced gas.

Claims

1. The design of a multilateral well for operation in the permafrost zone, including the main and side shafts, an elevator string equipped with an estuarine shutoff valve in the interval below the permafrost, and a compensator for temperature changes in the length of the elevator string, a circulation valve, and a disconnector in the interval above the upper lateral trunk columns, production packer, landing nipple, guide funnel, in intervals opposite the inlet openings of the side shafts - by nodes of miniature windows with insulating packers placed above them with landing nipples, and under them - snap fasteners, in the intervals between the side trunks and below the lower side trunk - pipes with polished tips mounted on the shoes of the lower pipes, while the guide funnel is placed above the downstream equipment and is not attached to it .

2. The design of a multilateral well according to claim 1, characterized in that the elevator column in the interval of permafrost is equipped with heat-insulated pipes.

3. The design of a multilateral well according to claim 1, characterized in that the elevator column in the interval above the upper side shaft is equipped with an inhibitor valve.

4. The design of a multilateral well according to claim 1, characterized in that the diameter of the elevator string is determined from the equation:

,
where D _in - diameter of the elevator column;
D _n - the diameters of the main and side trunks.