RU2451150C1

RU2451150C1 - Multihole well construction method

Info

Publication number: RU2451150C1
Application number: RU2010146341/03A
Authority: RU
Inventors: Валерий Владимирович Кульчицкий (RU); Валерий Владимирович Кульчицкий; Алексей Игоревич Архипов (RU); Алексей Игоревич Архипов; Андрей Сергеевич Ларионов (RU); Андрей Сергеевич Ларионов; Алексей Валерьевич Щебетов (RU); Алексей Валерьевич Щебетов
Priority date: 2010-11-13
Filing date: 2010-11-13
Publication date: 2012-05-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention includes main hole drilling, lowering and attachment of casing string and shank with openings for branch holes and lowering of assembly of drilling string bottom. At that well equipment is provided with electromagnetic system of oriented entry of drilling tool and shanks of small diameter into branch holes. Electromagnetic channel of communication with wellhead is formed, and, according to obtained data about installation angle of downhole motor diverter, diverter is installed in specified directional attitude for oriented entry in shank opening and for drilling from horizontal shaft shank opening. After drilling also oriented lowering of shank of smaller diameter with end curved to specified angle is performed. After drilling out and attachment of all the planned branch holes, lowering of tubing with self-contained well instruments arranged on tubing is performed. Well instruments provide measurement and transfer of bottom-hole data to the surface.

EFFECT: improving reliability and simplifying procedure of multihole well construction, also providing accurate relative orientation of main and branch holes.

5 dwg

Description

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин и предназначено для разработки сложнопостроенных газовых и нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.The invention relates to the field of construction and operation of multilateral horizontal wells and is intended for the development of complex gas and oil deposits with hard-to-recover hydrocarbon reserves.

Известен способ строительства и эксплуатации многозабойной горизонтальной скважины, включающий забуривание ответвлений от основного ствола с горизонтальным окончанием и спуском хвостовика (см. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра. 1969 г., с.31).A known method of construction and operation of a multilateral horizontal well, including drilling branches from the main trunk with horizontal end and lowering the liner (see Grigoryan A.M. Exploration of layers with multilateral and horizontal wells. M .: Nedra. 1969, p.31).

Данный способ не обеспечивает избирательного доступа в каждый боковой ствол и надежного контроля за состоянием каждого бокового ствола для предотвращения ухудшения всей разветвленной системы в случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.This method does not provide selective access to each side trunk and reliable monitoring of the state of each side trunk to prevent deterioration of the entire branched system in the event of depletion of one of the side trunks or breakthrough of water or gas into it.

Также известен способ строительства многозабойной скважины, включающий бурение основного ствола скважины, спуск в него обсадной колонны, ее цементирование, жесткое закрепление установочной распорной втулки в основном стволе скважины в месте намеченного ответвления бокового ствола, установку в нее клина с продольным каналом, вырезку бокового окна в обсадной колонне основного ствола скважины, бурение через него бокового ствола, спуск в боковой ствол на колонне труб хвостовика с направляющим башмаком на нижнем конце, с дальнейшим его цементированием (RU 2149247, E21B 7/04, 1999 г.).There is also a known method for constructing a multilateral well, including drilling the main wellbore, lowering the casing into it, cementing it, rigidly fixing the installation spacer sleeve in the main wellbore at the location of the intended branch of the sidetrack, installing a wedge with a longitudinal channel in it, cutting the side window into casing of the main wellbore, drilling a lateral wellbore through it, descending into the lateral wellbore on a string of liner pipes with a guide shoe at the lower end, with its further cement Orientation (RU 2149247, E21B 7/04, 1999).

Однако известный способ предполагает при каждом спуске инструмента в ответвление устанавливать направляющее устройство и не обеспечивает ориентации бурильного инструмента, хвостовика и насосно-компрессорных труб в ответвленных стволах. Кроме того, установка направляющего устройства предполагает дополнительные спуски и подъемы колонны бурильных труб и манипуляции в обсадной колонне (закрепление распорной втулки, установка клина, вырезание окна в обсадной колонне), что усложняет способ.However, the known method involves at each descent of the tool in the branch to install a guide device and does not provide orientation of the drilling tool, liner and tubing in the branched shafts. In addition, the installation of the guide device involves additional descents and rises of the drill pipe string and manipulations in the casing (fixing the spacer sleeve, installing a wedge, cutting a window in the casing), which complicates the method.

Также известен бесклиновой способ бурения многозабойной скважины, включающий бурение основного и дополнительных стволов, при этом после окончания бурения очередного дополнительного ствола, пробуренного с забоя основного ствола, поинтервально углубляют забой основного ствола, при этом радиусы забуривания основного и дополнительного стволов равны между собой, а все дополнительные стволы бурят компоновкой для набора зенитного угла не менее 90° с отклонителем или кривым переводником, а поинтервальное углубление забоя основного ствола производят прямой компоновкой (RU №2270908, E21B 7/06, 2006 г.).A wedge-free method for drilling a multilateral well is also known, including drilling the main and additional shafts, and after completing the drilling of the next additional well drilled from the bottom of the main well, the face of the main well is incrementally deepened, while the radii of drilling of the main and additional shafts are equal to each other, and all additional trunks are drilled with the layout for a zenith angle of at least 90 ° with a diverter or a curved sub, and the interval deepening of the bottom of the main trunk is oizvodyat direct layout (RU №2270908, E21B 7/06, 2006).

Недостаток указанного способа заключается в том, что его можно применять только в крепких горных породах, не склонных к осыпанию стенки ствола скважины и обеспечивающих надежный ориентированный вход в боковой ствол. Поинтервальное углубление забоя основного ствола по окончании бурения очередного дополнительного усложняет как процесс проводки скважин, так и их взаимное ориентирование.The disadvantage of this method is that it can be used only in strong rocks, not prone to shedding the wall of the wellbore and providing a reliable oriented entrance to the sidetrack. Interval deepening of the bottom of the main wellbore after the completion of the next additional drilling complicates the process of drilling wells and their relative orientation.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ строительства многозабойной скважины, включающий бурение основного и дополнительных стволов компоновками низа бурильной колонны с телеметрической системой, спуск и крепление в обсадной колонне хвостовика с предварительно созданными окнами в заданном направлении и доступ в боковой ствол путем возвращения отклоняющего инструмента (уипсток) в «оконное» соединение (Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины. РД 08-625-03. Раздел 12.2. Технико-технологические мероприятия по проводке стволов и ответвлений. С.103-109).Of the known methods, the closest to the proposed one is the method of constructing a multilateral well, including drilling the main and additional shafts with the bottom of the drill string with a telemetry system, lowering and securing the liner with previously created windows in a given direction and accessing the side shaft by returning the deflecting tool (whipstock) to the “window” connection (Safety Instructions for the performance of work when restoring inactive oil and gas wells in the method of construction of an additional directional or horizontal wellbore RD 08-625-03. Section 12.2. Technical and technological measures for the installation of shafts and branches. S.103-109).

Недостатком указанного способа является сложность его осуществления, обусловленная необходимостью для доступа в боковые стволы осуществлять возвращение отклоняющего инструмента (уипсток) в «оконное» соединение, а также невысокая надежность взаимного ориентирования основного ствола и боковых отводов, поскольку контроль и ориентация производятся с помощью стационарного установленного в обсадной колонне защелочного соединения.The disadvantage of this method is the complexity of its implementation, due to the need for access to the side trunks to return the deflecting tool (whipstock) to the “window” connection, as well as the low reliability of the mutual orientation of the main trunk and side bends, since the control and orientation are carried out using a stationary set in latch connection casing.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности строительства многозабойной скважины и упрощение технологии проводки боковых стволов за счет исключения спуско-подъемных операций для установки отклоняющего устройства и обеспечения достоверной взаимной ориентации основного и боковых стволов.The objective of the present invention is to increase the reliability of the construction of a multilateral well and simplify the technology of wiring sidetracks by eliminating tripping operations to install a deflecting device and ensure reliable mutual orientation of the main and sidetracks.

Поставленная задача решается тем, что способ строительства многозабойной скважины включает бурение основного ствола скважины, спуск в него обсадной колонны и ее цементирование, спуск и крепление в обсадной колонне хвостовика с предварительно сформированными на его поверхности, по меньшей мере, двумя окнами для боковых стволов и установленным перед каждым окном одним электрическим разделителем на расстоянии друг от друга, равном длине последующего проектируемого бокового ствола, и электрическим разделителем, установленным перед передним окном на расстоянии, равном длине первого проектируемого бокового ствола скважины, затем на устье скважины производят сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из центраторов и телеметрической системы для организации электромагнитного канала связи с устьем, производят спуск указанной компоновки в интервал размещения электрического разделителя последнего бокового окна, осуществляют пуск бурового насоса и фиксацию посредством центраторов телеметрической системы с обсадной колонной, осуществляют прием электромагнитных сигналов на устье скважины и по полученным данным об угле установки отклонителя забойного двигателя путем вращения колонны бурильных труб устанавливают отклонитель в заданном азимутальном направлении для ориентированного входа в окно хвостовика и бурения из окна хвостовика горизонтального ствола, по окончании которого производят спуск следующего хвостовика меньшего диаметра с искривленным на заданный угол окончанием, снабженного центраторами, установленными до и после промежуточного электрического разделителя, телеметрической системой, установленной над пакером, и разъединительным устройством, в интервал размещения предыдущего электрического разделителя основного хвостовика, производят фиксацию с его внутренней стенкой посредством центраторов и повторяют операции по получению электромагнитных сигналов и установке искривленного окончания в заданное азимутальное направление для входа в окно хвостовика, по окончании разбуривания и крепления всех запланированных боковых стволов производят спуск насосно-компрессорных труб с размещенными на них автономными скважинными приборами с электромагнитным каналом связи и шунтирующими центраторами, установленными против соответствующих электрических разделителей, при этом на конце насосно-компрессорных труб устанавливают искривленное на заданный угол окончание для ввода в хвостовик меньшего диаметра.The problem is solved in that the method of constructing a multilateral well includes drilling the main wellbore, lowering the casing into it and cementing it, lowering and securing the liner with at least two sidewall windows pre-formed on its surface and installed in front of each window, one electric separator at a distance from each other, equal to the length of the subsequent projected side barrel, and an electric separator installed before with a window at a distance equal to the length of the first projected side wellbore, then at the wellhead, the bottom of the drill string is assembled, consisting of centralizers and a telemetry system for organizing an electromagnetic communication channel with the well, the layout is lowered into the interval of placement of the electrical separator of the last side window carry out the launch of the mud pump and fixation by means of centralizers of the telemetric system with the casing string; x signals at the wellhead and from the data obtained on the installation angle of the downhole diverter by rotating the drill pipe string, the diverter is installed in the specified azimuthal direction for oriented entry into the shank window and drilling from the shank of the horizontal shaft, at the end of which the next shank of smaller diameter is run with curved at a predetermined angle end equipped with centralizers installed before and after the intermediate electrical separator, telemetric the system installed above the packer and the disconnecting device, in the interval of placement of the previous electric separator of the main shank, fixes with its inner wall by means of centralizers and repeats the operations to obtain electromagnetic signals and install the curved end in the specified azimuthal direction to enter the shank window, at the end drill and attach all planned sidetracks to lower the tubing with autonomous placed on them and downhole tools with an electromagnetic communication channel and shunt centralizers mounted against the corresponding electrical dividers, while at the end of the tubing, an end bent to a predetermined angle is installed for insertion into a shank of a smaller diameter.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 представлен процесс ориентируемого ввода отклонителя с забойным двигателем в дальний боковой ствол; на фиг.2 представлен процесс ориентируемого ввода искривленного окончания хвостовика малого диаметра в дальний боковой ствол; на фиг.3 представлен процесс ориентируемого ввода искривленного окончания хвостовика малого диаметра в ближний боковой ствол; на фиг.4 и 5 схематично изображен процесс установки автономных скважинных приборов и эксплуатации многозабойной интеллектуальной скважинной системы с боковыми стволами, расположенными в вертикальной и горизонтальной плоскостях соответственно.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows the process of oriented input of the diverter with a downhole motor into the far side trunk; figure 2 presents the process of oriented input of the curved end of the shank of small diameter into the distant lateral trunk; figure 3 presents the process of oriented input of the curved end of the shank of small diameter into the near lateral trunk; 4 and 5 schematically depict the process of installing autonomous downhole tools and operating a multi-hole intelligent well system with sidetracks located in the vertical and horizontal planes, respectively.

На чертежах приняты следующие обозначения:In the drawings, the following notation:

1 - обсадная колонна;1 - casing string;

2 - хвостовик;2 - shank;

3 - дальнее окно;3 - the far window;

4 - ближнее окно;4 - middle window;

5 - электрический разделитель перед дальним окном;5 - electric splitter in front of the distant window;

6 - электрический разделитель перед ближним окном;6 - electric splitter in front of the near window;

7 - дальний боковой ствол;7 - distant side trunk;

8 - электрический разделитель хвостовика;8 - electric separator shank;

9 - ближний боковой ствол;9 - the near lateral trunk;

10 - буровая установка;10 - drilling rig;

11 - компоновка низа бурильной колонны;11 - layout of the bottom of the drill string;

12 - телеметрическая система с электромагнитным каналом связи;12 - telemetry system with an electromagnetic communication channel;

13 - центраторы телеметрической системы;13 - centralizers of the telemetry system;

14 - электрический разделитель телеметрической системы;14 - electric separator telemetry system;

15 - отклонитель забойного двигателя;15 - diverter downhole motor;

16 - долото;16 - bit;

17 - колонна бурильных труб;17 - drill pipe string;

18 - буровой насос;18 - mud pump;

19 - электромагнитный канал связи;19 - electromagnetic communication channel;

20 - наземная антенна;20 - ground antenna;

21 - приемное устройство;21 - receiving device;

22 - дальний хвостовик малого диаметра;22 - distant shank of small diameter;

23 - пакер;23 - packer;

24 - разъединительное устройство;24 - disconnecting device;

25 - искривленное окончание дальнего хвостовика малого диаметра;25 - curved end of the far shank of small diameter;

26 - искривленное окончание ближнего хвостовика малого диаметра;26 - curved end of the near shank of small diameter;

27 - ближний хвостовик малого диаметра;27 - proximal shank of small diameter;

28 - устье скважины;28 - wellhead;

29 - насосно-компрессорные трубы;29 - tubing;

30 - автономный скважинный прибор с электромагнитным каналом связи;30 - autonomous downhole tool with an electromagnetic communication channel;

31 - шунтирующие центраторы;31 - shunt centralizers;

32 - нижний нефтяной пропласток;32 - lower oil layer;

33 - средний нефтяной пропласток;33 - medium oil interlayer;

34 - верхний нефтяной пропласток;34 - upper oil layer;

35 - кровля нефтяного пласта;35 - the roof of the oil reservoir;

36 - ствол под обсадную колонну;36 - barrel under the casing string;

37 - основной горизонтальный ствол;37 - the main horizontal trunk;

38 - нижний боковой горизонтальный ствол;38 - lower lateral horizontal trunk;

39 - верхний боковой ствол;39 - upper lateral trunk;

40 - хвостовик нижнего бокового горизонтального ствола;40 - shank of the lower lateral horizontal trunk;

41 - искривленное окончание хвостовика малого диаметра;41 - curved end of a shank of small diameter;

42 - хвостовик верхнего бокового горизонтального ствола.42 - shank of the upper lateral horizontal trunk.

Предлагаемый способ геонавигации многозабойной скважины осуществляют следующим образом.The proposed method for geosteering multilateral wells is as follows.

После спуска и крепления в обсадной колонне 1 хвостовика 2 с заранее вырезанными и установленными в заданном направлении окнами 3 и 4 с установленными перед ними электрическими разделителями 5 и 6 на расстоянии между ними, равном длине проектируемого бокового ствола 7, и с электрическим разделителем 8, установленным от электрического разделителя 6 на расстоянии, равном длине проектируемого ближнего бокового ствола 9, на буровой установке 10 собирается компоновка низа бурильной колонны 11 с телеметрической системой с электромагнитным каналом связи 12 и с центраторами 13, установленными по обе стороны электрического разделителя 14 для определения посредством телеметрической системы 12 места выхода из окон 3 и 4 и набора проектных параметров кривизны отклонителем забойного двигателя 15 с долотом 16. Компоновку низа бурильной колонны 11 на колонне бурильных труб 17 спускают в интервал электрического разделителя 5 перед боковым окном 3 хвостовика 2, пуском бурового насоса 18 обеспечивают выработку электричества генератором телеметрической системы 12 или запуск батарейного питания (на фиг.1 и 2 не показано), организуется передача электромагнитного сигнала 19 от электрического разделителя 14 телеметрической системы 12 к электрическому разделителю 5 хвостовика 2 посредством контакта центраторов 13 телеметрической системы 12 с внутренней стенкой хвостовика 2 выше и ниже электрического разделителя 5 и обеспечивается условие приема электромагнитных сигналов 19 на наземную антенну 20 и приемное устройство 21, где обрабатываются данные угла установки отклонителя - забойного двигателя 15, выдаются на экран монитора и печатающее устройство (на фиг.1 и 2 не показано). По данным угла установки отклонителя забойного двигателя 15, получаемым с телеметрической системы 12, путем вращения колонны бурильных труб 17 устанавливается отклонитель забойного двигателя 15 в требуемом азимутальном направлении и осуществляется ориентированные вход в окно 3 и бурение из окна 3 хвостовика 2 бокового горизонтального ствола 7 (фиг.1).After the descent and fastening in the casing 1 of the liner 2 with the windows 3 and 4 pre-cut and installed in a predetermined direction with the electric dividers 5 and 6 installed in front of them at a distance between them equal to the length of the projected side trunk 7, and with the electric separator 8 installed from the electric separator 6 at a distance equal to the length of the projected near side shaft 9, the assembly of the bottom of the drill string 11 with a telemetric system with an electromagnetic channel is assembled on the drilling rig 10 12 and with centralizers 13 installed on both sides of the electric separator 14 for determining, by means of a telemetry system 12, the exit points from windows 3 and 4 and a set of design parameters of curvature by the downhole motor diverter 15 with a bit 16. The bottom of the drill string 11 on the drill pipe string 17 lowered into the interval of the electric separator 5 in front of the side window 3 of the shank 2, the start of the mud pump 18 provide the generation of electricity by the generator of the telemetry system 12 or the start of the battery power (Fig.1 2), the transmission of the electromagnetic signal 19 from the electric separator 14 of the telemetry system 12 to the electric separator 5 of the shank 2 is arranged by contact of the centralizers 13 of the telemetry system 12 with the inner wall of the shank 2 above and below the electric separator 5 and the condition for receiving electromagnetic signals 19 to the ground antenna 20 and the receiving device 21, where the data of the installation angle of the deflector - the downhole motor 15 are processed, are displayed on the monitor screen and the printing device o (not shown in FIGS. 1 and 2). According to the installation angle of the downhole motor diverter 15, obtained from the telemetry system 12, by rotating the drill pipe string 17, the downhole motor diverter 15 is installed in the required azimuth direction and oriented entry into the window 3 and drilling from the window 3 of the shank 2 of the lateral horizontal shaft 7 are carried out (Fig. .one).

После бурения бокового горизонтального ствола 7 из бокового окна 3 хвостовика 2 спускается хвостовик малого диаметра 22. Спуск хвостовика 22 осуществляется на колонне бурильных труб 17 с установкой телеметрической системы 12 над пакером 23 и разъединительным устройством 24. Телеметрическая система 12, установленная над хвостовиком малого диаметра 22, спускается в интервал электрического разделителя 6 хвостовика 2, пуском бурового насоса 18 обеспечивается выработка электроэнергии генератором телеметрической системы 12 или включение батарейного питания, организуется передача электромагнитного сигнала 19 от электрического разделителя 14 телеметрической системы 12 к электрическому разделителю 6 хвостовика 2 посредством контакта центраторов 13 телеметрической системы 12 с внутренней стенкой хвостовика 2, установленных выше и ниже электрического разделителя 6, и обеспечивается прием электромагнитных сигналов 19 на наземную антенну 20 и приемное устройство 21, где они обрабатываются и выдаются на экран монитора и печатающего устройства. По данным угла установки искривленного окончания 25 хвостовика малого диаметра 22, получаемым с телеметрической системы 12, путем вращения колонны бурильных труб 17 искривленное окончание 25 входит в боковое окно 3, обеспечивая прохождение хвостовика малого диаметра 22 в боковой ствол 7 и крепление пакером 23. Посредством разъединительного устройства 24 колонной бурильных труб 17 производится отворот телеметрической системы 12 и подъем ее на поверхность. Ориентирование отклонителя - забойного двигателя 15 при бурении следующего бокового ствола 9, ориентирование искривленного окончания 26 ближнего хвостовика малого диаметра 27 и ввод хвостовика малого диаметра 27 в боковой ствол 9 осуществляется таким же способом, но с использованием электрического разделителя 8 хвостовика 2 для передачи информации на поверхность по электромагнитному каналу связи 19 (фиг.2 и 3).After drilling the lateral horizontal shaft 7, a small diameter shank 22 is lowered from the side window 3 of the shank 2. The shank 22 is lowered onto the drill pipe string 17 with the telemetry system 12 installed above the packer 23 and the disconnecting device 24. The telemetry system 12 mounted above the small shank 22 , descends into the interval of the electrical separator 6 of the shank 2, the start of the mud pump 18 ensures the generation of electricity by the generator of the telemetry system 12 or the inclusion of the battery In addition, the transmission of the electromagnetic signal 19 from the electrical splitter 14 of the telemetry system 12 to the electrical splitter 6 of the shank 2 is arranged by contact of the centralizers 13 of the telemetry system 12 with the inner wall of the shank 2 installed above and below the electrical splitter 6, and the reception of electromagnetic signals 19 to the ground antenna 20 and a receiving device 21, where they are processed and displayed on the screen of a monitor and a printing device. According to the installation angle of the curved end 25 of the small shank 22, obtained from the telemetry system 12, by rotating the drill pipe 17, the curved end 25 enters the side window 3, allowing the small shank 22 to pass into the side barrel 7 and secured by the packer 23. By means of a disconnect device 24 with a drill pipe string 17 flaps the telemetry system 12 and lifts it to the surface. Orientation of the diverter - downhole motor 15 while drilling the next side trunk 9, orientation of the curved end 26 of the proximal shank of small diameter 27 and input of the shank of small diameter 27 into the side shaft 9 is carried out in the same way, but using the electric separator 8 of the shank 2 to transmit information to the surface on the electromagnetic communication channel 19 (figure 2 and 3).

После окончания геонавигации многозабойной скважины для организации ее интеллектуального заканчивания при помощи насосно-компрессорных труб 29 напротив каждого электрического разделителя 5, 6 и 8 устанавливается автономный скважинный прибор 30 с устройствами электропитания, измерения и передачи глубинной информации с использованием электромагнитного канала связи 19 на поверхность в процессе эксплуатации многозабойной скважины. Шунтирующие центраторы 31, перекрывающие электрические разделители 5, 6 и 8, обеспечивают электрическую цепь по хвостовику 2 и колонне обсадных труб 1 от автономных скважинных приборов 30 до устья 28 многозабойной скважины. Электромагнитные сигналы 19 принимаются наземной антенной 20 с приемным устройством 21, где он обрабатывается, и забойная информация выдается на экран монитора и печатающее устройство (фиг.4).After the geosteering of a multilateral well is completed to organize its intellectual completion using tubing 29, an independent downhole tool 30 is installed opposite each electric separator 5, 6, and 8 with devices for powering, measuring and transmitting depth information using the electromagnetic communication channel 19 to the surface during operation of a multilateral well. Shunt centralizers 31, overlapping electric dividers 5, 6 and 8, provide an electric circuit along the liner 2 and the casing string 1 from autonomous downhole tools 30 to the wellhead 28 of a multilateral well. Electromagnetic signals 19 are received by a ground antenna 20 with a receiving device 21, where it is processed, and downhole information is displayed on a monitor screen and a printing device (Fig. 4).

Боковые стволы могут располагаться в любом направлении, в том числе и в вертикальной плоскости (фиг.5). Хвостовик 2 в местах установки электрических разделителей 5, 6 и 8, центраторы 13 и шунтирующие центраторы 31, изготовленные из диамагнитных сталей, обеспечивают измерение магнитным датчиком вектора естественного магнитного поля Земли, направленного на северный магнитный меридиан с целью определения телеметрической системой 12 или автономным скважинным прибором 30 угла установки отклонителя - забойного двигателя 15, искривленного окончания 25 и 26 хвостовиков малого диаметра 22 и 27 (фиг.1-5).Side trunks can be located in any direction, including in the vertical plane (figure 5). The shank 2 in the places of installation of electric separators 5, 6 and 8, centralizers 13 and shunt centralizers 31 made of diamagnetic steels, provide a magnetic sensor to measure the vector of the Earth’s natural magnetic field directed to the northern magnetic meridian in order to determine the telemetry system 12 or an autonomous downhole tool 30 the installation angle of the diverter - downhole motor 15, the curved end 25 and 26 of the shanks of small diameter 22 and 27 (Fig.1-5).

Ниже приведен пример возможной реализации способа на Самотлорском месторождении.The following is an example of a possible implementation of the method at the Samotlor field.

Рассмотрим залежь нефти в пласте AB_1-2, состоящую из трех изолированных нижнего 32, среднего 33 и верхнего 34 пропластков (фиг.5). После вскрытия кровли 35 нефтяного пласта AB_1-2,, крепления ствола 36 обсадной колонной 1 и бурения основного горизонтального ствола 37 в нижнем нефтяном пропластке 32 спускается хвостовик 2 с внутренним диаметром D=0,15 м с ориентирумыми в заданном направлении окнами 3 и 4 и с установленными перед ними электрическими разделителями 5 и 6, отстоящими друг от друга на расстоянии l_дл=150 м, равном длине проектируемого нижнего бокового ствола 38, и с электрическим разделителем 8, установленным от электрического разделителя 6 на расстоянии l_бл=250 м, равном длине проектируемого верхнего бокового ствола 39. По данным угла установки отклонителя забойного двигателя 15, получаемым с телеметрической системы 12 посредством электрического разделителя 5, путем вращения колонны бурильных труб 17 устанавливается отклонитель - забойный двигатель 15 в требуемом положении и осуществляется ориентированный вход в окно 3 и бурение из окна 3 хвостовика 2 нижнего бокового горизонтального ствола 38 в нефтяном пропластке 33 (фиг.1 и 5). Телеметрическая система 12 устанавливается над хвостовиком 40 с внешним диаметром d=0,127 м нижнего бокового ствола 38, спускается в интервал электрического разделителя 6 хвостовика 2 и обеспечивает ориентирование искривленного на величину δ=arcsin [(D-d)/l]=arcsin [(0,15-0,127)1]=1,3 град окончания 41 длиной l=1 м хвостовика малого диаметра 40, вход в боковое окно 3 и прохождение хвостовика малого диаметра 40 в боковой ствол 38. Бурение верхнего бокового ствола 39 и его крепление хвостовиком верхнего бокового ствола 42 осуществляется таким же способом, но с использованием электрического разделителя 8 хвостовика 2 для передачи информации на поверхность по электромагнитному каналу связи 19 (фиг.5).Consider the oil reservoir in the reservoir AB _1-2 , consisting of three isolated lower 32, middle 33 and upper 34 interlayers (figure 5). After opening the roof 35 of the oil reservoir AB _1-2, fixing the barrel 36 with the casing 1 and drilling the main horizontal shaft 37 in the lower oil layer 32, a liner 2 with an inner diameter of D = 0.15 m with windows 3 and 4 orientable in a given direction and with electric separators 5 and 6 installed in front of them, spaced from each other at a distance l _dl = 150 m, equal to the length of the projected lower side barrel 38, and with electric separator 8 installed from electric separator 6 at a distance of l _bl = 250 m, equal to the projected upper lateral barrel 39. According to the installation angle of the diverter of the downhole motor 15, obtained from the telemetry system 12 by means of an electric splitter 5, by rotation of the drill pipe 17, the diverter is installed - the downhole motor 15 in the required position and oriented entrance to the window 3 and drilling from the window 3 of the shank 2 of the lower horizontal lateral shaft 38 in the oil layer 33 (Fig.1 and 5). The telemetry system 12 is installed above the shank 40 with an outer diameter d = 0.127 m of the lower side trunk 38, descends into the interval of the electric separator 6 of the shank 2 and provides orientation of the curved value δ = arcsin [(Dd) / l] = arcsin [(0,15 -0.127) 1] = 1.3 degrees of the end 41 with a length l = 1 m of a small-diameter liner 40, the entrance to the side window 3 and the passage of the small-diameter liner 40 into the lateral shaft 38. Drilling of the upper lateral shaft 39 and its fastening with the upper lateral shaft liner 42 is carried out in the same way, but using m electric separator 8 of the shank 2 for transmitting information to the surface via electromagnetic communication channel 19 (Figure 5).

Интеллектуальное заканчивание скважины осуществляется установкой автономных скважинных приборов 30 напротив электрических разделителей 5, 6 и 8, измерением и передачей глубинной информации с использованием электромагнитного канала связи 19 на поверхность в процессе эксплуатации многозабойной интеллектуальной скважины 28.Intelligent completion of the well is carried out by installing autonomous downhole tools 30 opposite the electrical dividers 5, 6 and 8, measuring and transmitting depth information using an electromagnetic communication channel 19 to the surface during operation of a multi-hole intelligent well 28.

Благодаря использованию предлагаемого способа строительства многозабойной скважины повышается надежность разработки сложно построенных газовых и нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, снижается количество скважин за счет увеличения охвата залежи множеством стволов многозабойной скважины, обеспечивается контролируемая с поверхности ориентация инструмента и ввод его в ответвления, создаются условия для использования электрического разделителя в качестве элемента скважинной системы для измерения и передачи в процессе эксплуатации забойной информации на поверхность, расширяется область применения технологии строительства и эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин с интеллектуальным заканчиванием.Thanks to the use of the proposed method for constructing a multilateral well, the reliability of developing complex gas and oil deposits with hard-to-recover hydrocarbon reserves increases, the number of wells decreases by increasing the coverage of the multitude of multilateral wells, the surface is controlled by the tool and its entry into the branches, conditions for use an electrical separator as an element of a downhole system for measuring and transmitting and in the process of exploiting downhole information to the surface, the field of application of the technology for the construction and operation of multilateral horizontal wells with intelligent completion is expanding.

Предлагаемый способ повышает надежность геонавигации многозабойных скважин с горизонтальным окончанием, создает условия для сооружения скважин с десятками боковых стволов с возможностью идентификации каждого ствола, ориентированного входа инструмента и интеллектуального заканчивания. Предлагаемый способ впервые объединяет понятия: геонавигация (управление, ориентирование траектории стола скважины и КНБК) и интеллектуализация скважины в процессе ее эксплуатации в единую систему - киберскважину, самонастраивающуюся скважинную систему, обладающую способностью к устойчивому сохранению или достижению некоторых состояний в условиях взаимодействия внешних факторов, нарушающих эти состояния или мешающих их достижению.The proposed method improves the reliability of the geosteering of multilateral wells with horizontal completion, creates the conditions for the construction of wells with dozens of sidetracks with the possibility of identifying each barrel, oriented tool input and intellectual completion. The proposed method for the first time combines the concepts of geosteering (control, orientation of the trajectory of a well table and BHA) and intellectualization of a well during its operation into a single system - a cyber well, a self-adjusting well system with the ability to stably maintain or achieve certain conditions under the conditions of interaction of external factors that violate these conditions or hindering their achievement.

Claims

A method of constructing a multilateral well, including drilling the main wellbore, lowering the casing into it and cementing it, lowering and securing the liner with at least two sidewall windows preformed on its surface and installed one in front of each window electric disconnector at a distance from each other, equal to the length of the subsequent projected side barrel, and an electric disconnector installed in front of the front window at a distance of p the same length of the first projected lateral wellbore, then at the wellhead assembly of the bottom of the drill string is assembled, consisting of centralizers and a telemetry system for organizing an electromagnetic communication channel with the wellhead, this layout is lowered into the interval of placement of the electrical disconnector of the last side window, and the mud pump is launched and fixing by means of centralizers of a telemetric system with a casing string, they receive electromagnetic signals at the mouth of the well and according to the data obtained on the installation angle of the downhole motor diverter by rotating the drill pipe string, the diverter is installed in a given azimuth direction for oriented entry into the shank window and drilling from the shank of the horizontal shaft, at the end of which the next shank of a smaller diameter is curved at a predetermined angle an end equipped with centralizers installed before and after the intermediate electrical disconnector, a telemetry system, is installed over the packer, and the disconnecting device, in the interval of placement of the previous electric disconnector of the main shank, fix with its inner wall by means of centralizers and repeat the operations to receive electrical signals and set the curved end to the specified azimuthal direction to enter the shank window, after drilling and fastenings of all planned sidetracks run tubing with autonomous downhole tools placed on them and with shunt centralizers installed against the corresponding electric disconnector, while at the end of the tubing set the end curved at a predetermined angle to enter into the shank of a smaller diameter.