RU2463433C1 - Method of drilling extra bore from well production string - Google Patents
Method of drilling extra bore from well production string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2463433C1 RU2463433C1 RU2011118223/03A RU2011118223A RU2463433C1 RU 2463433 C1 RU2463433 C1 RU 2463433C1 RU 2011118223/03 A RU2011118223/03 A RU 2011118223/03A RU 2011118223 A RU2011118223 A RU 2011118223A RU 2463433 C1 RU2463433 C1 RU 2463433C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- additional
- pipes
- drilling
- well
- roof
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a technology for drilling an additional wellbore from a production casing of a well.
Известен способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины (патент РФ №2172384 С2, Е21В 7/06, опубл. бюлл. №23 от 20.08.2001 г.), включающий забуривание дополнительного ствола меньшего диаметра по сравнению с основным с использованием клина-отклонителя, бурение дополнительного ствола и крепление его экспандируемыми профильными трубами, причем бурение дополнительного ствола ведут до кровли продуктивного пласта, после чего в скважину закачивают изоляционный материал и крепят вскрытую часть дополнительного ствола экспандируемыми профильными трубами, а затем вскрывают продуктивный пласт при поддержании на забое давления, равновесного с внутрипластовым или депрессивного по отношению к нему.A known method of drilling an additional barrel from the production casing of a well (RF patent No. 2172384 C2, EV 7/06, publ. Bull. No. 23 from 08.20.2001), including drilling an additional barrel of a smaller diameter compared to the main one using a deflector wedge drilling an additional wellbore and securing it with expansible profile pipes, the additional well being drilled to the top of the reservoir, after which insulating material is pumped into the well and the exposed part of the additional well is expanded emymi profiled pipes, and then autopsied reservoir while maintaining the downhole pressure in equilibrium with the depression in situ or in relation to it.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- большой период времени между закачкой изоляционного материала во вскрытую часть дополнительного ствола скважины и креплением ствола экспандируемыми профильными трубами, затрачиваемого на спуск и установку профильных труб, что может привести к неполной их установке или невозможности установки из-за преждевременного схватывания изоляционного материала и сделает невозможным дальнейшее бурение;- a long period of time between the injection of insulating material into the exposed part of the additional wellbore and the mounting of the barrel by expansible profiled pipes, spent on the descent and installation of profiled pipes, which can lead to incomplete installation or inability to install due to premature setting of the insulating material and will make it impossible to continue drilling;
- осуществление данного способа требует неоднократного спуска-подъема скважинного оборудования, что также ведет к удорожанию этого способа;- the implementation of this method requires repeated lowering and lifting of downhole equipment, which also leads to an increase in the cost of this method;
- уменьшение диаметра участка дополнительного ствола, вскрывающего продуктивный пласт, что приводит к снижению площади фильтрации продукта из пласта, т.е. снижает добывные возможности скважины.- reducing the diameter of the section of the additional trunk, revealing the reservoir, which leads to a decrease in the filtration area of the product from the reservoir, i.e. reduces the production capacity of the well.
Наиболее близким техническим решением является способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины (патент РФ №2365728 C1, E21B 7/06, опубл. бюлл. №24 от 27.08.2009 г.), включающий забуривание дополнительного ствола меньшего диаметра по сравнению с основным с использованием клина-отклонителя до кровли продуктивного пласта, спуск экспандируемых профильных труб для его крепления, закачку изоляционного материала через профильные трубы, находящиеся в подвешенном состоянии и имеющие в нижней части каналы, через которые производят заполнение дополнительного ствола изоляционным материалом снизу вверх, после чего профильные трубы опускают с опорой на забой, и перекрытием каналов с последующим экспандированием профильных труб и развальцовкой верхней их части и вскрытие продуктивного пласта при поддержании на забое давления, равновесного с внутрипластовым или депрессивного по отношению к нему.The closest technical solution is the method of drilling an additional wellbore from the production casing of the well (RF patent No. 2365728 C1, E21B 7/06, publ. Bull. No. 24 dated 08.28.2009), including drilling an additional well of smaller diameter compared to the main one using a wedge-deflector to the roof of the reservoir, descent of the expanded profile pipes for its fastening, injection of insulating material through profile pipes in a suspended state and having channels in the lower part through which they produce filling the additional barrel with insulating material from the bottom up, after which the profile pipes are lowered with support on the bottom, and the channels are closed, followed by the expansion of the profile pipes and their upper part being expanded and the productive formation is opened while maintaining the pressure at the bottom, which is equilibrium with the in-situ or depressive towards it .
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- осуществление данного способа требует неоднократного спуска-подъема скважинного оборудования, что ведет к значительным материальным затратам при его использовании;- the implementation of this method requires repeated lowering and lifting of downhole equipment, which leads to significant material costs when using it;
- уменьшение диаметра участка дополнительного ствола, вскрывающего продуктивный пласт, что приводит к снижению площади фильтрации продукта из пласта, т.е. снижает добывные возможности скважины;- reducing the diameter of the section of the additional trunk, revealing the reservoir, which leads to a decrease in the filtration area of the product from the reservoir, i.e. reduces the production capacity of the well;
- возможность недовыправления профильных труб, т.к. после закачки изоляционного материала и выправления профильных труб развальцовывают только верхнюю их часть, находящуюся в основном стволе, что может привести к не прохождению эксплуатационного и ремонтного оборудования;- the possibility of underreduction of profile pipes, as after the injection of insulating material and straightening of the profile pipes, only the upper part located in the main barrel is flared, which can lead to non-passage of maintenance and repair equipment;
- возможность прорыва жидкости вдоль стенок профильных труб, т.к. без развальцовки экспандируемых труб только за счет их выправления изоляционный материал не значительно «задавливается» в проницаемые участки ствола.- the possibility of a breakthrough of the liquid along the walls of the profile pipes, because without expansion of the expanded pipes, only due to their straightening, the insulating material is not significantly “crushed” into the permeable sections of the barrel.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются снижение материальных затрат за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций при строительстве дополнительного ствола, повышение добывных возможностей скважины за счет сохранения диаметра участка дополнительного ствола, вскрывающего продуктивный пласт, создание возможности гарантированного прохождения эксплуатационного и ремонтного оборудования в дополнительный ствол скважины за счет того, что в качестве изоляционного материала используется состав с увеличенным сроком полимеризации, что позволяет развальцевать дополнительный ствол на всю длину, а также максимальное снижение риска заколонных перетоков вдоль стенок профильных труб за счет более полного «задавливания» изоляционного материала в проницаемые участки дополнительного ствола.The technical objectives of the invention are to reduce material costs by reducing the number of tripping operations during the construction of an additional wellbore, increasing the production capacity of the well by maintaining the diameter of the section of the additional well opening the producing formation, creating the possibility of guaranteed passage of production and repair equipment to the additional well due to the fact that the composition with increased the polymerization period, which allows to expand the additional trunk to the entire length, as well as the maximum reduction in the risk of annular flows along the walls of the profile pipes due to a more complete "crushing" of the insulating material into the permeable sections of the additional barrel.
Решение поставленной задачи достигается способом, включающим забуривание с вскрытием продуктивного пласта дополнительного ствола меньшего диаметра по сравнению с основным с использованием клина-отклонителя, крепление его экспандируемыми трубами, опираемыми на забой, с закачкой изоляционного материала через каналы, располагаемые в нижней части профильных труб.The solution to this problem is achieved by a method that includes drilling with the opening of a productive layer of an additional trunk of a smaller diameter compared to the main one using a deflector wedge, securing it with expandable pipes supported by the bottom, with the injection of insulating material through channels located in the lower part of the profile pipes.
Новым является то, что крепление дополнительного ствола производят в два этапа: сначала спуск экспандируемых труб до кровли вскрытого продуктивного пласта после бурения дополнительного ствола, а затем после закачки изоляционного материала спуск экспандируемых труб до упора на забой с последующим их расширением и развальцовкой.What is new is that the additional shaft is fastened in two stages: first, the expansion pipes are lowered to the roof of the exposed reservoir after drilling the additional shaft, and then, after the insulating material is injected, the expanded pipes are lowered to the bottom for stop, followed by their expansion and expansion.
На фиг.1 показаны спуск в дополнительный ствол колонны профильных труб до кровли продуктивного пласта и закачка вязкоупругого водоизоляционного материала в дополнительный ствол скважины.Figure 1 shows the descent into the additional trunk of the column of profile pipes to the top of the reservoir and the injection of viscoelastic waterproofing material into the additional wellbore.
На фиг.2 показаны спуск колонны профильных труб до забоя, закрытие каналов башмака-клапана и развальцовка колонны профильных труб до плотного прижатия к стенкам дополнительного ствола скважины.Figure 2 shows the descent of the column of profile pipes to the bottom, the closure of the channels of the shoe-valve and the expansion of the column of profile pipes until it is pressed against the walls of the additional wellbore.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
В заданном интервале эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) ликвидируемого ствола 2 скважины при помощи клина-отклонителя 3, ориентируя его в нужном азимутальном направлении, забуривают дополнительный ствол 4 меньшего диаметра по сравнению с основным стволом 2, обеспечивающим прохождение бурильного инструмента через эксплуатационную колонну 1 до проектного забоя 5 со вскрытием продуктивного пласта 6.In a given interval of production casing 1 (Fig. 1) of the well being bore 2 to be eliminated by means of a
После бурения дополнительного ствола 4 скважины на колонне бурильных труб (не показано) спускают до кровли 7 продуктивного пласта 6 колонну экспандируемых труб 8, имеющую на нижнем конце башмак-клапан 9 с каналами 10. Башмак-клапан 9 установлен с возможностью перемещения вверх. Затем по колонне бурильных труб и соединенную с ней колонну экспандируемых труб 8 через каналы 10 башмака-клапана 9 производят закачку вязкоупругого изоляционного материала 11 от кровли 7 продуктивного пласта 6 к устью на всю длину дополнительного ствола 4. При этом жидкость 12, находящаяся ниже башмака-клапана 9 в интервале продуктивного пласта 6, не позволяет вязкоупругому изоляционному составу 11 попасть в продуктивный пласт 6. После закачки необходимого объема вязкоупругого изоляционного состава 11 в дополнительный ствол 4 колонну экспандируемых труб 8 опускают до забоя 5 (фиг.2), башмак-клапан 9 входит в нижнюю трубу колонны экспандируемых труб 8, герметично перекрывая каналы 10.After drilling an additional shaft 4 wells on a drill pipe string (not shown), a string of expandable pipes 8 is lowered to the roof 7 of the producing formation 6, having a shoe valve 9 with
Далее колонну экспандируемых труб 8 расширяют гидравлическим давлением до прижатия их стенок к стенкам эксплуатационной колонны 1 и дополнительного ствола 4, после чего отсоединяют колонну бурильных труб с посадочным инструментом (не показано) от колонны профильных труб 8 и развальцовывают ее на всю длину (например, роликовыми развальцевателями, дорном и т.д.), при этом вязкоупругий изоляционный состав 11, имеющий увеличенный срок полимеризации, распределяется по всей длине дополнительного ствола и задавливается в проницаемые участки дополнительного ствола 4. При этом пакеры 13, установленные на колонне экспандируемых труб 8, дополнительно позволяют исключить возможность прорыва жидкости вдоль колонны экспандируемых труб 8. Затем производят перфорацию колонны экспандируемых труб 8 в заданном интервале продуктивного пласта 6 и осваивают скважину.Next, the column of expandable pipes 8 is expanded by hydraulic pressure until their walls are pressed against the walls of the
Таким образом, предлагаемый способ позволяет снизить материальные затраты за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций при строительстве дополнительного ствола, повысить добывные возможности скважины за счет сохранения диаметра участка дополнительного ствола, вскрывающего продуктивный пласт, создать возможность гарантированного прохождения эксплуатационного и ремонтного оборудования в дополнительный ствол скважины за счет того, что в качестве изоляционного материала используется состав с увеличенным сроком полимеризации, что позволяет развальцевать дополнительный ствол на всю длину, а также максимально снизить риск заколонных перетоков вдоль стенок экспандируемых труб за счет распределения по всей длине дополнительного ствола и более полного «задавливания» изоляционного материала в проницаемые участки дополнительного ствола.Thus, the proposed method allows to reduce material costs by reducing the number of tripping operations during the construction of an additional wellbore, to increase the production capacity of the well by maintaining the diameter of the section of the additional well opening the producing formation, to create the possibility of guaranteed passage of production and repair equipment to the additional wellbore due to the fact that as an insulating material a composition with an increased polymer life is used ation, allowing additional razvaltsevat the entire length of the barrel, as well as to minimize the risk of casing flows along the walls ekspandiruemyh pipes by distributing the entire length of the barrel additional and more complete "zadavlivaniya" permeable insulating material in additional barrel sections.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011118223/03A RU2463433C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of drilling extra bore from well production string |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011118223/03A RU2463433C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of drilling extra bore from well production string |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2463433C1 true RU2463433C1 (en) | 2012-10-10 |
Family
ID=47079568
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011118223/03A RU2463433C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of drilling extra bore from well production string |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2463433C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2079633C1 (en) * | 1994-09-22 | 1997-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛОКС" | Method of drilling of additional wellbore from production string |
WO1998009049A1 (en) * | 1996-08-30 | 1998-03-05 | Camco International, Inc. | Method and apparatus to seal a junction between a lateral and a main wellbore |
RU2172384C2 (en) * | 1999-08-09 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of drilling of auxiliary wellbore from flow string |
EP1249574A2 (en) * | 1994-08-26 | 2002-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well drilling and completion method and apparatus |
RU2365728C1 (en) * | 2008-04-10 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Drilling method of additional bore from production string of well |
RU2386775C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of conduction, fixation and development of multidirectional well |
-
2011
- 2011-05-05 RU RU2011118223/03A patent/RU2463433C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1249574A2 (en) * | 1994-08-26 | 2002-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well drilling and completion method and apparatus |
RU2079633C1 (en) * | 1994-09-22 | 1997-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛОКС" | Method of drilling of additional wellbore from production string |
WO1998009049A1 (en) * | 1996-08-30 | 1998-03-05 | Camco International, Inc. | Method and apparatus to seal a junction between a lateral and a main wellbore |
RU2172384C2 (en) * | 1999-08-09 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of drilling of auxiliary wellbore from flow string |
RU2365728C1 (en) * | 2008-04-10 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Drilling method of additional bore from production string of well |
RU2386775C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of conduction, fixation and development of multidirectional well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8225878B2 (en) | Method and apparatus for expanded liner extension using downhole then uphole expansion | |
US6854521B2 (en) | System and method for creating a fluid seal between production tubing and well casing | |
US20070000664A1 (en) | Axial compression enhanced tubular expansion | |
US20140110112A1 (en) | Erodable Bridge Plug in Fracturing Applications | |
US8561690B2 (en) | Expansion cone assembly for setting a liner hanger in a wellbore casing | |
NO20151047A1 (en) | A METHOD OF PLUGGING A WELL | |
US10982499B2 (en) | Casing patch for loss circulation zone | |
US8770302B2 (en) | Pipe anchoring and expanding unit for producing a slim well and method for producing a slim well using the same | |
RU2494240C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens | |
RU2365728C1 (en) | Drilling method of additional bore from production string of well | |
EP2670940B1 (en) | Methods of maintaining sufficient hydrostatic pressure in multiple intervals of a wellbore in a soft formation | |
RU2463433C1 (en) | Method of drilling extra bore from well production string | |
US20110308793A1 (en) | High integrity hanger and seal for casing | |
US20130098634A1 (en) | Monobore expansion system - anchored liner | |
RU2564421C1 (en) | Drilling method of oil well offshoot in reservoirs with high conductivity | |
RU2484240C1 (en) | Installation method of casing string liner in well | |
EA008134B1 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
RU2386780C1 (en) | Method of selective flow opening and fixation of complicated sections of borehole | |
RU2608107C1 (en) | Method of hydrodynamic surveys and thief zones isolation | |
US9181759B1 (en) | Method and apparatus for increasing load bearing capacity of a tubular string | |
RU2172384C2 (en) | Method of drilling of auxiliary wellbore from flow string | |
RU2606006C1 (en) | Method of well construction with zones of complications | |
RU2470131C1 (en) | Method of placing cement plug in well uncased section for drilling new borehole | |
RU2650004C1 (en) | Device for insulation of water inflows in the oil and gas producing well | |
RU2747768C1 (en) | Horizontal well formation isolation device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170506 |