RU2584706C1 - Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment - Google Patents

Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment Download PDF

Info

Publication number
RU2584706C1
RU2584706C1 RU2014144750/03A RU2014144750A RU2584706C1 RU 2584706 C1 RU2584706 C1 RU 2584706C1 RU 2014144750/03 A RU2014144750/03 A RU 2014144750/03A RU 2014144750 A RU2014144750 A RU 2014144750A RU 2584706 C1 RU2584706 C1 RU 2584706C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
shank
filter
column
offshore
string
Prior art date
Application number
RU2014144750/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Александр Викторович Красовский
Алексей Владимирович Немков
Александр Васильевич Кустышев
Игорь Александрович Кустышев
Максим Дмитриевич Антонов
Сергей Александрович Петров
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority to RU2014144750/03A priority Critical patent/RU2584706C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2584706C1 publication Critical patent/RU2584706C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/0107—Connecting of flow lines to offshore structures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • E21B33/0355—Control systems, e.g. hydraulic, pneumatic, electric, acoustic, for submerged well heads
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention relates to design of intelligent gas wells at sea and offshore deposits, including Arctic zone. Offshore gas multi-hole well includes main and side shafts, water separation string and located on sea ice-proof platform wellhead. Said head has casing head and mounted on it production tree. In casing string head to wedge suspension is suspended conductor located inside said water separation column. In string head on wedge suspension is suspended production string located in main borehole. It is concentrically fitted with composite elevator column equipped with underground equipment. Marine riser is lowered below sea bottom at a depth of overlapping near-bottom zone of rocks. Upper end of said column is placed over sea ice-proof platform deck below string head. Conductor is lowered to depth of clay interlayer and is fixed in strong clay rocks. Production string is located in vertical part of main borehole. It is equipped with operational shank lowered to roof of productive formation, which is connected to shank end-filter. Above it to production shank suitable offshoot with liner-filter, directed towards diametrically opposite to liner-filter of main shaft. Upper and lower fibre-optic borehole flow meters of underground equipment component of tubing string are located above and below offshoot. Wellhead cutoff valve, tubing string located in upper part is made with possibility of remote control. Upper and lower fibre-optic borehole flow meters and downhole pressure and temperature sensor can be connected with data collection unit.
EFFECT: increased drainage zones of productive formation and higher efficiency of remote control of well operation in real time in Arctic conditions.
4 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to designs of intelligent gas wells exploiting offshore and offshore fields, including the Arctic zone.

В настоящее время эксплуатацию морских газовых скважин осуществляют в основном с морских платформ, реже в подводном исполнении [Золотухин А.Б. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. - Ставангер, М., С-Пб., Трондхейм: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - С. 133-141]; Справочник бурового мастера: учеб. - практич. пособие / Под общ. ред. В.П. Овчинникова, С.И. Грачева, А.А. Фролова. - М.: Изд-во «Инфра-Инженерия», 2006. - . Т. 2. - С. 446-467].Currently, the exploitation of offshore gas wells is carried out mainly from offshore platforms, less often underwater performance [Zolotukhin AB etc. The basics of the development of offshore oil and gas fields and the construction of offshore structures in the Arctic. - Stavanger, M., St. Petersburg., Trondheim: Publishing House "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas. THEM. Gubkina, 2000. - S. 133-141]; Handbook of the drill master: textbook. - practical allowance / Under the general. ed. V.P. Ovchinnikova, S.I. Gracheva, A.A. Frolova. - M .: Infra-Engineering Publishing House, 2006. -. T. 2. - S. 446-467].

Известна подводная скважина для добычи нефти и газа, содержащая устье скважины, расположенное на бетонном основании на морском дне, фонтанную арматуру, установленную на устье скважины, восходящую трубу для соединения с добывающим судном на поверхности моря, направляющую трубу, которая известным образом уходит на десятки метров вглубь в морское дно, и модуль управления для выполнения функций управления и контроля в фонтанной арматуре [RU 2186933 С2, МПК7 E21B 33/038, E21B 43/013, опубл. 27.12.2000]. Внутри направляющей трубы подвешена НКТ, которая заканчивается в верхней части непосредственно в устье скважины.A well-known subsea well for oil and gas production, comprising a wellhead located on a concrete base on the seabed, flowing fittings installed at the wellhead, an ascending pipe for connecting to a producing vessel on the sea surface, a guide pipe that goes tens of meters in a known manner deeper into the seabed, and a control module for performing control and monitoring functions in fountain fittings [RU 2186933 C2, IPC 7 E21B 33/038, E21B 43/013, publ. 12/27/2000]. A tubing is suspended inside the guide tube, which ends at the top directly at the wellhead.

К недостаткам эксплуатации скважин с подводным размещением устьевого оборудования относят необходимость специальной подводно-водолазной техники и водолазов высокой квалификации для обеспечения монтажа, обслуживания и ремонта подводного устьевого оборудования.The disadvantages of operating wells with underwater placement of wellhead equipment include the need for special underwater diving equipment and highly qualified divers to ensure installation, maintenance and repair of underwater wellhead equipment.

Известно устройство для обвязки устья при бурении с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, установленный на кондукторе, опорную втулку, концентрично установленную между кондуктором и водоотделяющей колонной с упором в верхний торец последней [SU 1609962 A1, МПК5 E21B 33/038, опубл. 1980].A device for strapping the wellhead during drilling with surface placement of blowout equipment, comprising a column head housing mounted on a conductor, a support sleeve concentrically mounted between the conductor and the riser with an emphasis in the upper end of the latter [SU 1609962 A1, IPC 5 E21B 33/038, publ. 1980].

Известно устройство для герметизации устья скважины с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, жестко связанный с кондуктором, размещенным внутри водоотделяющей колонны [SU 1799996 A1, МПК5 E21B 33/035, опубл. 1993].A device is known for sealing a wellhead with surface placement of blowout equipment, comprising a column head housing rigidly connected to a conductor located inside a water separation column [SU 1799996 A1, IPC 5 E21B 33/035, publ. 1993].

Известна подвеска обсадных труб морских скважин с надводным устьем, содержащая направление, кондуктор, на торцах которых установлена опорная плита и обсадную колонну, подвешенную на клиновую подвеску [RU 2169251 C1, МПК7 E21B 33/04, E21B 33/035, опубл. 27.12.2001].Known suspension of casing pipes of sea wells with a surface mouth, containing a direction, a conductor, at the ends of which a base plate and a casing are suspended on a wedge suspension [RU 2169251 C1, IPC 7 E21B 33/04, E21B 33/035, publ. 12/27/2001].

Известна добывающая скважина, устье которой расположено на морской платформе, содержащей блок управления [RU 2382141 C1, МПК7 E02B 17/000 (2006.01), опубл. 2010].Known production well, the mouth of which is located on the offshore platform containing a control unit [RU 2382141 C1, IPC 7 E02B 17/000 (2006.01), publ. 2010].

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке конструкции морской многозабойной газовой скважины для ее эксплуатации на шельфовых месторождениях, включая арктическую зону, с возможностью дистанционного управления работой скважины с оперативным получением информации о пластовом давлении и температуре в режиме реального времени во всех стволах без абразивного износа скважинного оборудования, а также с возможностью увеличения зон дренирования продуктивного пласта.The challenge facing the creation of the invention is to develop the design of an offshore multilateral gas well for its operation in offshore fields, including the Arctic zone, with the ability to remotely control the operation of the well with real-time real-time information about reservoir pressure and temperature in all wells without abrasive wear of downhole equipment, as well as with the possibility of increasing drainage zones of the reservoir.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности скважины и ее безопасной эксплуатации за счет обеспечения оперативного реагирования на аварийные ситуации путем возможности разъединения колонн над уровнем морского дна и их подъема на морскую ледостойкую платформу, а также в повышении эффективности разработки месторождения за счет увеличения зоны дренирования продуктивного пласта и сокращения периода выработки запасов газа из шельфового месторождения по причине большой зоны дренирования.In the implementation of the proposed technical solution, the problem is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the reliability of the well and its safe operation by providing quick response to emergencies by the possibility of separation of the columns above the seabed and their rise on the sea ice-resistant platform, as well as in increasing the efficiency of field development by increasing the drainage zone of the reservoir and reducing the period of development for gas passes from the offshore field due to the large drainage zone.

Указанный технический результат достигается тем, что морская многозабойная газовая скважина для эксплуатации шельфовых месторождений в арктической зоне характеризуется тем, что содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины, имеющее колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку и фонтанную елку с дистанционно-управляемыми задвижками. Корпус колонной головки соединен с кондуктором, расположенным внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе, в которой концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород, склонных к обвалам, а ее верхний торец расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна, расположенная в вертикальной части основного ствола скважины, снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к эксплуатационному хвостовику присоединен хвостовик-фильтр основного ствола. Выше хвостовика-фильтра основного ствола к эксплуатационному хвостовику присоединен боковой ствол с размещенным в нем хвостовиком-фильтром, направленным в продуктивном пласте в сторону, диаметрально противоположную от направления хвостовика-фильтра основного ствола. В качестве подземного оборудования в верхней части составной лифтовой колонны применены приустьевой клапан-отсекатель, телескопическое соединение, циркуляционный клапан, разъединитель колонны, эксплуатационный пакер, под которым расположены посадочный ниппель и секция внутрискважинного мониторинга, содержащая верхний оптоволоконный скважинный расходомер и скважинную камеру с датчиком давления и температуры, полированный наконечник, плотно входящий в нижнюю часть составной лифтовой колонны, представляющей собой узел миниатюрного окна, содержащий миниатюрное окно с патрубком, расположенным над ним и имеющим полированную внутреннюю поверхность, разделительный пакер, защелочное соединение, нижний посадочный ниппель, нижний оптоволоконный скважинный расходомер и подпакерный хвостовик с полированным наконечником, плотно входящий в патрубок хвостовика-фильтра основного ствола. Указанный приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры расположены выше и ниже бокового ствола для обеспечения возможности определения расхода газа в основном и боковом стволах методом пересчета.The specified technical result is achieved by the fact that the offshore gas well for operating offshore fields in the Arctic zone is characterized by the fact that it contains the main and lateral shafts, a water separating column and a wellhead located on the sea ice-resistant platform, having a column head and fountain fittings mounted on it, including pipe head and Christmas tree with remote-controlled valves. The housing of the column head is connected to a conductor located inside the specified riser. In the column head on a wedge suspension suspended production casing, located in the main trunk, which concentrically installed composite elevator, equipped with underground equipment. The water separating column is lowered below the seabed to a depth that overlaps the bottom zone of rocks prone to collapses, and its upper end is located above the deck of the sea ice-resistant platform below the column head. The conductor is lowered to the depth of the clay interbed and fixed in strong clay rocks. The production string, located in the vertical part of the main wellbore, is equipped with a production liner, lowered to the top of the reservoir, and a liner-filter of the main shaft is attached to the production liner. Above the main shaft filter shank, a side barrel is attached to the production shank with the filter shank located therein, directed in the reservoir towards the side diametrically opposite from the direction of the main shaft filter shank. As the underground equipment in the upper part of the composite elevator string, a mouth-shutoff valve, a telescopic connection, a circulation valve, a column disconnector, an operational packer are used, under which there is a landing nipple and a downhole monitoring section containing an upper fiber-optic borehole flowmeter and a borehole chamber with a pressure sensor and temperature, polished tip, tightly entering the lower part of the composite elevator column, which is a miniature assembly windows containing a miniature window with a nozzle located above it and having a polished inner surface, a separation packer, a latch connection, a lower fitting nipple, a lower fiber optic downhole flowmeter and a sub-packer shank with a polished tip, which fits tightly into the nozzle of the main shaft filter shank. The specified estuarine shutoff valve is made with the possibility of remote control, and the upper and lower fiber-optic borehole flowmeters and downhole pressure and temperature sensors are made with the possibility of connection with the data acquisition unit. The upper and lower fiber-optic borehole flowmeters are located above and below the sidetrack to enable the determination of gas flow in the main and sidetracks by recounting.

Кроме того, верхняя часть хвостовика-фильтра основного и бокового стволов расположена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр, установленный в нижней части указанных хвостовиков-фильтров, расположен в высокопроницаемой части продуктивного пласта, сложенного из слабосцементированных горных пород, указанный погружной оптоволоконный кабель скважинных расходомеров и скважинного датчика температуры и давления проложен вдоль составной лифтовой колонны по ее наружной поверхности и проходит через сквозное отверстие, выполненное эксцентрично в эксплуатационном и разделительном пакерах.In addition, the upper part of the filter shank of the main and side shafts is located in the upper low-permeability part of the reservoir, composed of clogged rocks, and the filter installed in the lower part of the specified filter shanks is located in the highly permeable part of the reservoir, composed of weakly cemented rocks , said submersible fiber optic cable of downhole flowmeters and downhole temperature and pressure sensors laid along the composite elevator column along its outer overhnosti and passes through a through hole formed eccentrically in the operating and separation packers.

Заявляемое конструктивное выполнение скважины обеспечивает надежную работу за счет обеспечения возможности оперативного реагирования и управления задвижками фонтанной арматуры и приустьевым клапаном-отсекателем. Расположение кондуктора и водоотделяющей колонны и их конструктивное исполнение обеспечивает стабильность работы устьевого оборудования, исключает попадание в него морской воды, а в случае необходимости (аварийной ситуации, прорыва газа, подвижек льда в арктической зоне) возможность дистанционного закрытия приустьевого клапана-отсекателя и принудительного разъединения колонн на уровне морского дна и их подъем на поверхность, на морскую ледостойкую платформу. Наличие и расположение скважинных расходомеров повышает информативность добычи газа из основного и бокового стволов, позволяя оперативно регулировать технологический режим работы скважины.The inventive design of the well ensures reliable operation by providing the possibility of rapid response and control valves of the fountain valves and estuarine shutoff valve. The location of the conductor and the riser column and their design ensures the stability of the wellhead equipment, eliminates the ingress of sea water into it, and in case of need (emergency, gas breakthrough, ice movements in the Arctic zone), the possibility of remote closing of the estuarine shutoff valve and forced separation of the columns at the level of the seabed and their rise to the surface, to the sea ice-resistant platform. The presence and location of downhole flowmeters increases the information content of gas production from the main and sidetracks, allowing you to quickly adjust the technological mode of the well.

На чертеже схематично изображена заявляемая морская многозабойная газовая скважина.The drawing schematically depicts the inventive offshore multilateral well gas well.

Конструкция морской многозабойной газовой скважины содержит основной 1 и боковой 2 стволы, водоотделяющую колонну 3 и устье 4 скважины, расположенное на морской ледостойкой платформе 5. Устье 4 содержит колонную головку 6 и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку 7 и фонтанную елку 8 с дистанционно-управляемыми задвижками 9, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления 10.The design of an offshore multilateral gas well contains a main 1 and a lateral 2 shafts, a riser 3 and a wellhead 4 located on an offshore ice-resistant platform 5. The mouth 4 comprises a column head 6 and a fountain fitting mounted thereon, including a pipe head 7 and a fountain tree 8 s remotely controlled valves 9, equipped with actuators associated with the control station 10.

Внутри водоотделяющей колонны 3 в основном стволе 1 концентрично друг другу размещены обсадные колонны: кондуктор 11 и эксплуатационная колонна 12. Кондуктор 11 соединен с колонной головкой 6, а эксплуатационная колонна 12 подвешена в колонной головке 6 посредством клиновых подвесок (не показаны).Casing is arranged concentrically to each other inside the riser 3 in the main shaft 1: a conductor 11 and a production string 12. The conductor 11 is connected to the column head 6, and the production string 12 is suspended in the column head 6 by wedge suspensions (not shown).

Колонны 3, 11 и 12 снабжены придонными разъединительными устройствами (на фиг. не показаны) для обеспечения возможности их разъединения и поднятия над поверхностью морского дна 13 с последующим их подъемом на морскую ледостойкую платформу 5.Columns 3, 11 and 12 are equipped with bottom disconnecting devices (not shown in FIG.) To enable them to be disconnected and raised above the surface of the seabed 13 with their subsequent rise to the sea ice-resistant platform 5.

В нижней части эксплуатационной колонны 12, расположенной в вертикальной части основного ствола 1 скважины, с помощью подвесного устройства 14 подвешен эксплуатационный хвостовик 15, имеющий внутреннюю полированную поверхность. В нижней части эксплуатационного хвостовика 15 с помощью подвесного устройства 16 меньшего типоразмера подвешен хвостовик-фильтр 17 основного ствола 1, вскрывший продуктивный пласт 18. Диаметр эксплуатационной колонны 12 выбран с учетом размещения в ней приустьевого клапана-отсекателя 23, имеющего большой наружный диаметр. Эксплуатационный хвостовик 15 имеет меньший диаметр, нежели эксплуатационная колонна 12 с целью сокращения металлоемкости конструкции скважины, по этой же причине уменьшен и диаметр хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1. Нижняя часть хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1 оборудована противопесочным фильтром 22 или фильтрующей секцией из нескольких фильтров.In the lower part of the production casing 12, located in the vertical part of the main wellbore 1, using the suspension device 14 suspended production shank 15 having an internal polished surface. In the lower part of the production shank 15, with the help of a suspension device 16 of a smaller size, a filter shank 17 of the main barrel 1 is suspended, which has opened the reservoir 18. The diameter of the production string 12 is selected taking into account the placement of the estuarine shutoff valve 23 having a large outer diameter. The production shank 15 has a smaller diameter than the production string 12 in order to reduce the metal consumption of the well structure; for the same reason, the diameter of the filter shank 17 of the main barrel 1 is also reduced. The lower part of the filter shank 17 of the main shaft 1 is equipped with a sand filter 22 or a filter section of several filters.

Верхняя часть подвесного устройства 16 меньшего типоразмера выполнена в виде патрубка 19 с полированной внутренней поверхностью для плотного соединения с подпакерным хвостовиком 20.The upper part of the suspension device 16 of a smaller size is made in the form of a pipe 19 with a polished inner surface for tight connection with the under-packer shank 20.

Во внутренней полости эксплуатационной колонны 12 и в эксплуатационном хвостовике 15 размещена составная лифтовая колонна 21, которая подвешена в трубной головке 7, состоит из верхней и нижней частей и снабжена подземным оборудованием.In the inner cavity of the production casing 12 and in the production liner 15, a composite lift casing 21 is placed, which is suspended in the pipe head 7, consists of upper and lower parts and is equipped with underground equipment.

В верхней части составной лифтовой колонны 21 в качестве подземного оборудования применены (сверху вниз): приустьевой клапан-отсекатель 23 с линией управления 24 (например, в виде погружного кабеля электрического или оптоволоконного), циркуляционный клапан 25, телескопическое соединение 26 для регулирования длины верхней части лифтовой колонны 21 при ее удлинении или сжатии, внутрискважинный разъединитель колонны 27, эксплуатационный пакер 28, верхний посадочный ниппель 29, а также секция внутрискважинного мониторинга, содержащая верхний оптоволоконный скважинный расходомер 30 и скважинную камеру 31, с установленным в ней скважинным датчиком давления и температуры (не показан), и верхний полированный наконечник (не показан). Нижняя часть составной лифтовой колонны 21, представляющая собой узел миниатюрного окна, снабжена (сверху вниз): верхним патрубком 32 с полированной внутренней поверхностью, миниатюрным окном 33, разделительным пакером 34, защелочном соединением 35, нижним посадочным ниппелем 36 меньшего диаметра, нижним оптоволоконным скважинным расходомером 37 и подпакерным хвостовиком 20 с нижним полированным наконечником (не показан).In the upper part of the composite elevator column 21, the following was used as underground equipment (from top to bottom): a wellhead shutoff valve 23 with a control line 24 (for example, in the form of an electric or optical fiber immersion cable), a circulation valve 25, a telescopic connection 26 for adjusting the length of the upper part the elevator column 21 when it is elongated or compressed, the downhole disconnector of the column 27, production packer 28, upper landing nipple 29, and also a section of downhole monitoring containing the upper wholesale a downhole well flow meter 30 and a downhole chamber 31, with a downhole pressure and temperature sensor (not shown) installed therein, and an upper polished tip (not shown). The lower part of the composite elevator column 21, which is a miniature window assembly, is equipped with (top to bottom): an upper pipe 32 with a polished inner surface, a miniature window 33, a separation packer 34, a latch connection 35, a lower landing nipple 36 of a smaller diameter, a lower fiber optic borehole flowmeter 37 and under-packer shank 20 with a lower polished tip (not shown).

Подпакерный хвостовик 20 соединен с хвостовиком-фильтром 17 основного ствола 1 посредством нижнего полированного наконечника (не показан), плотно и жестко входящего в нижний патрубок 19 хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1, создавая из верхней и нижней частей лифтовой колонны 21 и хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1 единый ствол для добычи газа из продуктивного паста 18.The sub-packer shank 20 is connected to the filter shank 17 of the main barrel 1 by means of a lower polished tip (not shown) that fits tightly and rigidly into the lower pipe 19 of the filter shank 17 of the main barrel 1, creating from the upper and lower parts of the lift column 21 and the filter shank 17 main barrel 1 single barrel for gas production from productive paste 18.

В эксплуатационном хвостовике 15 выполнено боковое окно 38 для сообщения бокового ствола 2 с основным стволом 1.In the operational shank 15 there is a side window 38 for communicating the side barrel 2 with the main barrel 1.

В боковом стволе 2 размещен хвостовик-фильтр 39 меньшего диаметра, зацементированный в месте соединения бокового ствола 2 с основным стволом 1, образуя герметичное соединение бокового ствола 2 с основным стволом 1 и единую конструкцию скважины.A shank filter 39 of smaller diameter is placed in the lateral barrel 2, cemented at the junction of the lateral barrel 2 with the main barrel 1, forming a tight connection of the side barrel 2 with the main barrel 1 and a single well design.

Водоотделяющая колонна 3 спущена ниже морского дна 13 на глубину h1, перекрывающую придонную зону горных пород 40, склонных к обвалам, и зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 13. Водоотделяющая колонна 3 выше головы цементного камня оборудована придонным разъединителем колонны (не показан). Верхний торец водоотделяющей колонны 3 расположен над палубой морской ледостойкой платформы 5 ниже колонной головки 6.The riser column 3 is lowered below the seabed 13 to a depth of h 1 , overlapping the bottom zone of rocks 40, prone to collapse, and cemented with the rise of cement behind the column to the level of the seabed 13. The riser column 3 above the head of the cement stone is equipped with a bottom disconnector of the column (not shown). The upper end of the riser column 3 is located above the deck of the sea ice-resistant platform 5 below the column head 6.

Кондуктор 11 спущен до глубины П2 глинистого пропластка 41 и закреплен в прочных глинистых горных породах с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 13 и выше цементного камня оборудован придонным разъединителем колонны (не показан).The conductor 11 is lowered to a depth of P2 of clay interbed 41 and fixed in strong clay rocks with the rise of cement behind the column to the level of the seabed 13 and above cement stone equipped with a bottom disconnector of the column (not shown).

Эксплуатационная колонна 12 расположена в вертикальной части основного ствола 1 скважины и спущена до глубины h3 (не менее 300 м), достаточной для безопасной подвески в ней эксплуатационного хвостовика 15, зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 13 и выше цементного камня оборудована придонным разъединителем колонны (не показан).Production casing 12 is located in the vertical part of the main wellbore 1 and lowered to a depth of h 3 (not less than 300 m), sufficient for safe suspension of the production liner 15 in it, cemented with the rise of cement behind the casing to the level of the seabed 13 and above cement stone bottom column disconnector (not shown).

Эксплуатационный хвостовик 15 спущен до кровли 42 продуктивного пласта 18 и выполнен с боковым окном 38, расположенным выше кровли 42 продуктивного пласта 18 и сообщающим его с боковым стволом 2, оборудованным хвостовиком-фильтром меньшего диаметра 39, проложенным в продуктивном пласте 18 в направлении, диаметрально противоположном от хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1.The production shank 15 is lowered to the roof 42 of the reservoir 18 and is made with a side window 38 located above the roof 42 of the reservoir 18 and communicating with the side barrel 2, equipped with a filter shank of a smaller diameter 39, laid in the reservoir 18 in a direction diametrically opposite from the filter shank 17 of the main barrel 1.

Составная лифтовая колонна 21 спущена до проектной глубины. На уровне морского дна 13 в составной лифтовой колонне 21 размещен придонный разделитель колонны (не показан).The composite elevator column 21 is lowered to the design depth. At the level of the seabed 13, a bottom column separator (not shown) is placed in the composite elevator column 21.

Хвостовик-фильтр 17 основного ствола 1 размещен в продуктивном пласте 18 в горизонтальной плоскости и направлен в наклонном направлении от кровли 42 продуктивного пласта 18 к его подошве. Верхняя часть хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1 размещена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенной из заглинизированных горных пород. Нижняя часть хвостовика-фильтра 17, представляющая собой противопесочный фильтр 22 (фильтрующую секцию), размещена в высокопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенного из слабосцементированных и зачастую рыхлых горных пород. Для большого охвата толщины продуктивного пласта 18 нижнюю фильтрующую часть хвостовика-фильтра 17 размещают в интервале от кровли 42 продуктивного пласта 18 до его подошвы за исключением интервала глубин, в которых ожидается обводнение пласта под воздействием внедряющейся в процессе эксплуатации продуктивный пласт 18 пластовой воды.The shank-filter 17 of the main trunk 1 is placed in the reservoir 18 in a horizontal plane and is directed in an oblique direction from the roof 42 of the reservoir 18 to its sole. The upper part of the filter shank 17 of the main barrel 1 is located in the upper low-permeability part of the reservoir 18, composed of clay rocks. The lower part of the filter shank 17, which is an anti-sand filter 22 (filter section), is located in the highly permeable part of the reservoir 18, composed of weakly cemented and often loose rocks. For a large coverage of the thickness of the reservoir 18, the lower filter portion of the filter shank 17 is placed in the interval from the roof 42 of the reservoir 18 to the sole thereof, except for the depth interval at which the reservoir is expected to flood under the influence of the reservoir water 18 introduced during operation.

Аналогичным способом размещают хвостовик-фильтр 39 бокового ствола 2. Его верхняя часть размещена над продуктивным пластом 18 и частично в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенной из заглинизированных горных пород, а нижняя часть, представляющая собой противопесочный фильтр 43 (фильтрующую секцию), размещена в высокопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенного из слабосцементированных горных пород.A shank filter 39 of the sidetrack 2 is placed in a similar manner. Its upper part is located above the reservoir 18 and partially in the upper low-permeability part of the reservoir 18, composed of clogged rocks, and the lower part, which is an anti-sand filter 43 (filter section), is placed in the highly permeable part of the reservoir 18, composed of weakly cemented rocks.

Верхний оптоволоконный скважинный расходомер 30 и скважинная камера 31 размещены под эксплуатационным пакером 28. Верхний оптоволоконный скважинный расходомер 30, скважинный датчик давления и температуры соединены с блоком сбора данных 44, размещенным на морской ледостойкой платформе 5 на устье 4 скважины, посредством погружного оптоволоконного кабеля 45, проложенного вдоль лифтовой колонны 21 по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие (не показано), выполненного эксцентрично в эксплуатационном пакере 28 и разделительном пакере 34, и закрепленного с помощью протектора (не показан) с возможностью компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны 21.The upper fiber-optic borehole flowmeter 30 and the borehole chamber 31 are located under the production packer 28. The upper fiber-optic borehole flowmeter 30, the downhole pressure and temperature sensor are connected to the data acquisition unit 44 located on the sea ice-resistant platform 5 at the wellhead 4, by means of a submersible fiber optic cable 45, laid along the elevator column 21 along its outer surface and passing through a through hole (not shown), made eccentrically in the operational packer 28 and separating ohm packer 34, and secured with a tread (not shown) with the ability to compensate for temperature changes in the length of the elevator column 21.

Нижний оптоволоконный скважинный расходомер 37 и скважинная камера размещены под разделительным пакером 34 и соединены с блоком сбора данных 44 аналогичным способом.The lower fiber-optic borehole flow meter 37 and the borehole chamber are located under the separation packer 34 and connected to the data acquisition unit 44 in a similar manner.

Приустьевой клапан-отсекатель 23 выполнен с возможностью дистанционного управления от гидравлической станции управления 10, размещенной на морской ледостойкой платформе 5 на устье 4 скважины, посредством линии управления 24, проложенной и закрепленной к лифтовой колонне 21.The estuarine shutoff valve 23 is made with the possibility of remote control from a hydraulic control station 10 located on an offshore ice-resistant platform 5 at the wellhead 4, by means of a control line 24 laid and fixed to the elevator column 21.

Задвижки 9 фонтанной елки 8 снабжены исполнительными механизмами с возможностью дистанционного управления (на открытие и закрытие) от гидравлической станции управления 10, расположенной на морской ледостойкой платформе 5 рядом с блоком сбора данных 44 датчика давления и температуры, посредством наружных линий управления и наружных кабелей 46.The valves 9 of the Christmas tree 8 are equipped with actuators with the possibility of remote control (for opening and closing) from the hydraulic control station 10, located on the sea ice-resistant platform 5 near the data acquisition unit 44 of the pressure and temperature sensors, through external control lines and external cables 46.

Морскую многозабойную газовую скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.Sea multi-hole gas well of the claimed design is mounted as follows.

В водоотводящей колонне 3, спущенной с морской ледостойкой платформы 5, последовательно бурят основной 1 и боковой 2 стволы.In the drainage column 3, launched from the sea ice-resistant platform 5, the main 1 and side 2 trunks are successively drilled.

В пробуренный основной ствол 1 спускают последовательно: кондуктор 11, эксплуатационную колонну 12, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 6. В эксплуатационную колонну 12 спускают эксплуатационный хвостовик 15, подвешивают его в нижней части эксплуатационной колонны 12 с помощью подвесного устройства 14. В эксплуатационный хвостовик 15 спускают хвостовик-фильтр 17 основного ствола 1, который подвешивают в нижней части эксплуатационного хвостовика 15 с помощью подвесного устройства 16 меньшего типоразмера.The conductor 11 is lowered into the drilled main barrel 1: the conductor 11, the production casing 12, which is suspended on the wedge suspension of the column of the head 6. The production casing 12 is lowered the production shank 15, suspended in the lower part of the production casing 12 using a suspension device 14. The production shank 15 lower the filter shank 17 of the main barrel 1, which is suspended in the lower part of the operational shank 15 using a suspension device 16 of a smaller size.

В пробуренный боковой ствол 2 спускают хвостовик-фильтр 39 меньшего диаметра, размещающийся напротив бокового отверстия 38.A smaller diameter shank 39 is lowered into the drilled side shaft 2, which is located opposite the side opening 38.

Во внутреннюю полость эксплуатационного хвостовика 15 спускают нижнюю часть лифтовой колонны 21 до упора и ориентируют ее таким образом, чтобы она находилась напротив бокового отверстия 38. Соединяют подпакерный хвостовик 20 с нижним патрубком 19 хвостовика-фильтра 17 основного ствола, при этом миниатюрное окно 33 размещают напротив бокового отверстия 38, фиксируют это положение миниатюрного окна 33 защелочным соединением 35. Приводят разделительный пакер 34 в рабочее положение спуском в нижний посадочный ниппель 36 меньшего диаметра глухой пробки меньшего типоразмера (не показана), герметично разобщая затрубное пространство скважины ниже бокового отверстия 38 от ее трубного пространства.The lower part of the elevator string 21 is lowered into the inner cavity of the production shank 15 and is oriented so that it is opposite the side hole 38. The under-packer shank 20 is connected to the lower pipe 19 of the main filter shank 17, while the miniature window 33 is placed opposite the side hole 38, fix this position of the miniature window 33 with a latch connection 35. Bring the separation packer 34 into working position by lowering the lower diameter of the blind sample into the lower landing nipple 36 and smaller size (not shown), thus separating the sealed well annulus below the side opening 38 from its tube space.

Во внутренние полости эксплуатационной колонны 12 и эксплуатационного хвостовика 15 спускают верхнюю часть лифтовой колонны 18 с подземным оборудованием. Соединяют полированный наконечник с верхним патрубком 32 нижней части лифтовой колонны 21. При этом эксплуатационный пакер 28 размещают в эксплуатационном хвостовике 15 выше бокового ствола.The upper part of the elevator string 18 with underground equipment is lowered into the internal cavities of the production casing 12 and the production liner 15. A polished tip is connected to the upper nozzle 32 of the lower part of the lift string 21. In this case, the production packer 28 is placed in the production shank 15 above the side trunk.

На трубной головке 7 монтируют фонтанную елку 8. В лифтовую колонну 21 сбрасывают шарик, перекрывающий внутреннее пространство, или в верхний посадочный ниппель 29 спускают глухую пробку (не показана) и созданием давления жидкости осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 28. При этом уплотнительные элементы, представляющие собой манжеты, эксплуатационного пакера 28 герметично перекроют затрубное пространство скважины между верхней частью составной лифтовой колонной 21 и эксплуатационным хвостовиком 15. Все соединительные линии (линия управления 24, погружные оптоволоконные кабели 45 датчика давления и температуры), а также верхнего и нижнего оптоволоконных скважинных расходомеров 30 и 37 соединяют со станцией управления 10 и блоком сбора данных 44 посредством линий управления и оптоволоконных кабелей 46.A fountain tree 8 is mounted on the pipe head 7. A ball covering the inner space is dropped into the lift column 21, or a blind plug (not shown) is lowered into the upper landing nipple 29 and the operating packer 28 is packaged by applying liquid pressure. The sealing elements, which are cuffs, production packer 28 tightly block the annular space of the well between the upper part of the composite lift string 21 and production shank 15. All connecting lines (whether control 24, immersed fiber optic cables 45 of the pressure and temperature sensor), as well as the upper and lower fiber optic downhole flow meters 30 and 37 are connected to the control station 10 and the data collection unit 44 via control lines and fiber optic cables 46.

Далее скважину осваивают и вводят ее в эксплуатацию, осуществляя подъем добываемого газа по составной лифтовой колонне 21 из основного 1 и бокового 2 стволов непосредственно на морскую ледостойкую платформу 5. Причем газ из бокового ствола 2 поступает в лифтовую колонну 21 через миниатюрное окно 33. Расходы газа из основного 1 и бокового 2 стволов определяют методом пересчета как разница данных верхнего 30 и нижнего 37 оптоволоконных скважинных расходомеров, расположенных ниже и выше бокового отверстия 38. С использованием датчика давления и температуры, определяют давление и температуру в скважине.Next, the well is mastered and put into operation, lifting the produced gas along the composite lift string 21 from the main 1 and side 2 shafts directly to the sea ice-resistant platform 5. Moreover, gas from the side well 2 enters the lift string 21 through a miniature window 33. Gas consumption from the main 1 and lateral 2 shafts is determined by the conversion method as the difference between the data of the upper 30 and lower 37 fiber-optic borehole flow meters located below and above the side hole 38. Using a pressure sensor and eratury determine the pressure and temperature in the borehole.

В случае возникновения внештатных ситуаций (подвижка льда в зимний период) или аварийных ситуаций (межколонные газопроявления, выброс газа, открытый фонтан и пожар) приустьевой клапан-отсекатель 23 закрывают, перекрывая лифтовую колонну 21, разъединяют водоотделяющую колонну 3, кондуктор 11 и эксплуатационную 12 и лифтовую 21 колонны на уровне морского дна 13 и поднимают их на палубу морской платформы 5.In the event of an emergency (ice movement in winter) or emergency situations (intercolumn gas showings, gas ejection, open fountain and fire), the estuarine shut-off valve 23 is closed by blocking the lift column 21, the water separating column 3, the conductor 11 and the operating 12 are disconnected lift 21 columns at the level of the seabed 13 and lift them to the deck of the offshore platform 5.

Пример возможного варианта реализации полезной модели.An example of a possible implementation of a utility model.

В морской многозабойной газовой скважине, имеющей водоотделяющую колонну диаметром 660 мм, размещен кондуктор диаметром 508 мм, внутри которого размещена эксплуатационная колонна диаметром 340 мм, к нижней части которой с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешен эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, в нижней части которого в свою очередь посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. Выше него в боковом стволе размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. В эксплуатационной колонне размещена лифтовая колонна диаметром 168 мм, оборудованная в верхней части придонным разъединителем колонны РК-168, приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционным клапаном ЦК-168, внутрискважинным разъединитель колонны РК-168, эксплуатационным пакером типоразмера 168/245, верхним посадочным ниппелем НП-168, верхним оптоволоконным скважинным расходомером Ρ-16, скважинной камерой КС-168, содержащая средства измерения в виде датчика давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS, и верхним полированным наконечником. В нижней части лифтовая колонна оборудована миниатюрным окном, разделительным пакером, защелочным соединением фирмы «Weatherford», нижним посадочным ниппелем НП-168, нижним оптоволоконным скважинным расходомером Р-168, подпакерным хвостовиком из труб диаметром 168 мм с нижним полированным наконечником. В боковом стволе размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. Лифтовая колонна подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508×340 К1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж).A conductor with a diameter of 508 mm is placed in an offshore gas well with a water separator with a diameter of 660 mm, inside of which there is a production string with a diameter of 340 mm, to the lower part of which a production shank with a diameter of 245 mm is suspended with a suspension device ПХЦ 340/245, at the bottom which, in turn, by means of the PCC 245/168 suspension device, a filter shank 168 mm in diameter with a FS-168 filter is suspended. Above it, a filter shank with a diameter of 146 mm is placed in the side trunk. In the production casing there is an elevator casing with a diameter of 168 mm, equipped in the upper part with a bottom disconnector of the RK-168 column, a wellhead valve-cutter of the type KOU-168, a circulation valve TsK-168, a downhole disconnector of the RK-168 column, an operational packer of frame size 168/245, the upper landing nipple NP-168, the upper fiber-optic borehole flowmeter Ρ-16, the borehole chamber KS-168, containing measuring instruments in the form of a pressure and temperature sensor from Weatherford, model OSS, and the upper polished tip nickname. In the lower part, the elevator column is equipped with a miniature window, a separation packer, Weatherford latch connection, NP-168 lower landing nipple, R-168 lower fiber-optic borehole flowmeter, 168 mm diameter pipe liner with a lower polished tip. A filter shank with a diameter of 146 mm is placed in the lateral shaft. The elevator column is suspended in the AF6D-150 (180) / 100 × 21 fountain fittings mounted on the OKK1-210-508 × 340 K1 column head of the plant Neftegazdetal (Voronezh).

Заявляемая конструкция морской многозабойной скважины позволят повысить ее производительность и увеличить добычу газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снизить затраты на ее обслуживание.The inventive design of the offshore multilateral well will increase its productivity and increase gas production by expanding the drainage zone of the reservoir, as well as reduce the cost of its maintenance.

Claims (4)

1. Морская многозабойная газовая скважина для эксплуатации шельфовых месторождений в арктической зоне, характеризующаяся тем, что содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины, имеющее колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку и фонтанную елку с дистанционно-управляемыми задвижками, при этом корпус колонной головки соединен с кондуктором, расположенным внутри указанной водоотделяющей колонны, в колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе, в которой концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием, при этом водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород, склонных к обвалам, а ее верхний торец расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки, кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в плотных глинистых горных породах, эксплуатационная колонна, расположенная в вертикальной части указанного основного ствола скважины, снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к эксплуатационному хвостовику присоединен хвостовик-фильтр основного ствола, при этом указанный боковой ствол присоединен к эксплуатационному хвостовику выше хвостовика-фильтра основного ствола, причем в боковом стволе размещен хвостовик-фильтр, направленный в диаметрально противоположном от хвостовика-фильтра основного ствола направлении, в качестве подземного оборудования в составе составной лифтовой колонны применены в верхней части приустьевой клапан-отсекатель, телескопическое соединение, циркуляционный клапан, разъединитель колонны, эксплуатационный пакер, под которым расположены посадочный ниппель и секция внутрискважинного мониторинга, содержащая верхний оптоволоконный скважинный расходомер и скважинную камеру, с размещенным в ней скважинным датчиком давления и температуры, полированный наконечник, плотно входящий в нижнюю часть составной лифтовой колонны, представляющей собой узел миниатюрного окна, содержащий миниатюрное окно с патрубком, расположенным над ним и имеющим полированную внутреннюю поверхность, разделительный пакер, защелочное соединение, нижний посадочный ниппель, нижний оптоволоконный скважинный расходомер и подпакерный хвостовик с полированным наконечником, плотно входящим в патрубок хвостовика-фильтра основного ствола, указанные верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры расположены выше и ниже бокового ствола, указанный приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных.1. Offshore multilateral gas well for operating offshore fields in the Arctic zone, characterized in that it contains a main and lateral shafts, a water separating column and a wellhead located on an offshore ice-resistant platform, having a column head and mounted fountain fittings including a pipe head and a fountain Christmas tree with remote-controlled valves, while the body of the column head is connected to a conductor located inside the specified riser column in the column head a production casing suspended in the main shaft is suspended on a wedge suspension, in which a composite lift casing is provided concentrically equipped with underground equipment, while the water separating casing is lowered below the seabed to a depth that overlaps the bottom zone of rocks prone to collapses, and its upper end is located above the deck of the sea ice-resistant platform below the column head, the conductor is lowered to the depth of the clay layer and fixed in dense clay rocks, production columns located in the vertical part of the specified main wellbore, is equipped with an operational shank lowered to the top of the reservoir, a main filter shank is attached to the operational shank, while the specified side barrel is attached to the production shank above the main shaft filter shank, and in the side well a filter shank is placed, directed in the direction diametrically opposite to the main shaft filter shank, as underground equipment as a part of the composite lift string, a mouth-shutoff valve, a telescopic connection, a circulation valve, a breaker of a string, an operational packer, under which a landing nipple and a downhole monitoring section are located, containing an upper fiber-optic borehole flowmeter and a borehole chamber with a borehole located in it pressure and temperature sensor, polished tip that fits tightly into the lower part of the composite elevator column, which is a miniature assembly a window containing a miniature window with a nozzle located above it and having a polished inner surface, a separation packer, a latch connection, a lower mounting nipple, a lower fiber optic downhole flowmeter and a sub-packer shank with a polished tip that fits tightly into the main shaft of the main shaft filter, indicated the upper and lower fiber-optic borehole flowmeters are located above and below the lateral shaft, the specified estuarine shutoff valve is configured to remotely th control and the upper and lower fiber optic downhole flow and downhole pressure and temperature sensor adapted to be connected to a data acquisition unit. 2. Морская многозабойная газовая скважина по п. 1, отличающаяся тем, что верхняя часть хвостовика-фильтра основного ствола размещена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр хвостовика-фильтра расположен в высокопроницаемой части продуктивного пласта, сложенного из слабосцементированных горных пород.2. Offshore multilateral gas well according to claim 1, characterized in that the upper part of the main-shaft filter shank is located in the upper low-permeable part of the reservoir, composed of clay rocks, and the filter-shank filter is located in the highly permeable part of the reservoir, composed of poorly cemented rocks. 3. Морская многозабойная газовая скважина по п. 1, отличающаяся тем, что верхняя часть хвостовика-фильтра бокового ствола размещена в верхней низкопроницаемой части верхнего продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр хвостовика-фильтра расположен в высокопроницаемой части верхнего продуктивного пласта, сложенного из рыхлых горных пород.3. The offshore gas well according to claim 1, characterized in that the upper part of the side-shaft filter-liner is located in the upper low-permeability part of the upper productive layer, made up of clogged rocks, and the filter-shaft filter is located in the high-permeability part of the upper productive layer, composed of friable rocks. 4. Морская многозабойная газовая скважина по п. 1, отличающаяся тем, что указанный погружной оптоволоконный кабель скважинных расходомеров и скважинного датчика температуры и давления проложен вдоль составной лифтовой колонны по ее наружной поверхности и проходит через сквозное отверстие, выполненное эксцентрично в эксплуатационном и разделительном эксплуатационном пакерах. 4. Offshore multilateral gas well according to claim 1, characterized in that said submersible fiber optic cable of downhole flowmeters and downhole temperature and pressure sensors is laid along the composite elevator string along its outer surface and passes through a through hole made eccentrically in the operational and separation operational packers .
RU2014144750/03A 2014-11-05 2014-11-05 Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment RU2584706C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014144750/03A RU2584706C1 (en) 2014-11-05 2014-11-05 Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014144750/03A RU2584706C1 (en) 2014-11-05 2014-11-05 Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2584706C1 true RU2584706C1 (en) 2016-05-20

Family

ID=56012252

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014144750/03A RU2584706C1 (en) 2014-11-05 2014-11-05 Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2584706C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114320207A (en) * 2022-02-18 2022-04-12 江传华 Oil field explosion-proof well head is with production tree that has oil filtering capability

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5477925A (en) * 1994-12-06 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores
RU80196U1 (en) * 2008-07-31 2009-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" EQUIPMENT FOR OPERATION OF A MULTIPLE WELL
RU2379487C1 (en) * 2008-06-18 2010-01-20 Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") Multi-bottomhole design for production in permafrost
RU2382141C1 (en) * 2008-07-21 2010-02-20 Сергей Евгеньевич Варламов Off-shore drilling platform
RU101082U1 (en) * 2010-08-24 2011-01-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) FORMATION OF A BRANCHED WELL FOR OPERATION OF WATERFILLING HYDROCARBON DEPOSITS
RU2455471C1 (en) * 2011-01-19 2012-07-10 Владимир Анатольевич Иванов System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development
RU2505667C1 (en) * 2012-09-03 2014-01-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" Method of multilay field development

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5477925A (en) * 1994-12-06 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores
RU2379487C1 (en) * 2008-06-18 2010-01-20 Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") Multi-bottomhole design for production in permafrost
RU2382141C1 (en) * 2008-07-21 2010-02-20 Сергей Евгеньевич Варламов Off-shore drilling platform
RU80196U1 (en) * 2008-07-31 2009-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" EQUIPMENT FOR OPERATION OF A MULTIPLE WELL
RU101082U1 (en) * 2010-08-24 2011-01-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) FORMATION OF A BRANCHED WELL FOR OPERATION OF WATERFILLING HYDROCARBON DEPOSITS
RU2455471C1 (en) * 2011-01-19 2012-07-10 Владимир Анатольевич Иванов System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development
RU2505667C1 (en) * 2012-09-03 2014-01-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" Method of multilay field development

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114320207A (en) * 2022-02-18 2022-04-12 江传华 Oil field explosion-proof well head is with production tree that has oil filtering capability

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US2906500A (en) Completion of wells under water
RU2362005C2 (en) Method of conservation, completion and repair of well
US9309752B2 (en) Completing long, deviated wells
CN201908632U (en) Offshore self-blowout and artificial lifting integrated well completion tubular column
RU2005140272A (en) INSTALLATION AND METHOD OF FINISHING UNDERGROUND WELLS
CN106460470A (en) Multilateral junction fitting for intelligent completion of well
AU2014332360B2 (en) Riserless completions
NO20191012A1 (en) An apparatus for forming at least a part of a production system for a wellbore, and a line for and a method of performing an operation to set a cement plug in a wellbore
MX2015003813A (en) Single trip multi-zone completion systems and methods.
US7451822B2 (en) Method for retrieving riser for storm evacuation
CN101769129B (en) Integral layering gas recovery technology tubular column and application method thereof
CN202900175U (en) Gas storage suspending pressure meter manometry completion pipe string
CN201620768U (en) Self-spraying and lifting interactive column
RU2584706C1 (en) Marine multihole gas well for operation of offshore deposits arctic zone with surface arrangement of wellhead equipment
EP2964873B1 (en) Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion
US20090260830A1 (en) Rigless well completion method
RU2566162C1 (en) Offshore well for oil and gas recovery with above-water placement of wellhead equipment
RU2580862C1 (en) Design of coastal multi-hole intelligent gas well for development of offshore deposit
RU2649205C1 (en) Method and device for sealing mouth of directional well
WO2018143825A1 (en) An apparatus for forming at least a part of a production system for a wellbore, and a line for an a method of performing an operation to set a cement plug in a wellbore
CN103806878A (en) Offshore no-killing electric pump lifting process pipe string
RU125622U1 (en) INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)
RU2456426C1 (en) Construction method of multibranch well
RU2534688C2 (en) Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions)
AU2012391056B2 (en) Completion assembly and methods for use thereof

Legal Events

Date Code Title Description
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20180716