RU2602257C2

RU2602257C2 - Method of constructing coastal multi-hole gas well for development of shelf deposit

Info

Publication number: RU2602257C2
Application number: RU2015100585/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Викторович Красовский; Владимир Амиранович Сехниашвили; Александр Васильевич Кустышев; Сергей Геннадьевич Кочетов; Денис Александрович Кустышев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority date: 2015-01-12
Filing date: 2015-01-12
Publication date: 2016-11-10
Also published as: RU2015100585A

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and, in particular, to production of gas during operation of sea and offshore deposits, including Arctic zone. Method comprises drilling a main shaft on shore to level of sea bed. In lower part of main shaft an inclined section is formed with deviation from vertical of up to 80°. Further, a horizontal section is drilled, which is laid under sea bottom with length providing drilling of productive formation in required design point of productive formation. Horizontal section is made with an end which is arranged perpendicular to horizontal section, parallel to roof of productive formation and higher than gas-water contact. Before said end in main shaft an offshoot is made, which is directed in diametrically opposite direction from said end of horizontal section of main shaft in same productive formation and is located parallel to roof of productive formation and higher than gas-water contact.

EFFECT: technical result is increase of gas production due to expansion of productive formation drainage zone, reduced costs for maintenance of well due to reduced period of production of gas reserves from deposit.

1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону, а именно к конструкциям многозабойных газовых скважин, пробуренных с берега в направлении газовой залежи.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to gas production during the exploitation of offshore and offshore fields, including the Arctic zone, namely, the designs of multi-sided gas wells drilled from the shore in the direction of a gas deposit.

Известен способ вскрытия морского арктического месторождения углеводородов, включающий проложенный вертикальный шахтный ствол на расстояние, равное расстоянию от поверхности суши до положения границ многолетнемерзлых пород, бурение со дна шахтного ствола наклонно направленной скважины или куста наклонно направленных скважин до вскрытия месторождения углеводородов с установкой колонны труб, подключенной к магистральному трубопроводу [RU 2448232 C1, МПК E21B 7/12 (2006.01), опубл. 2012]. Обеспечивается безаварийная добыча углеводородов, находящихся ниже дна моря.A known method of opening a marine Arctic hydrocarbon field, including a laid vertical shaft shaft at a distance equal to the distance from the land surface to the boundary of permafrost, drilling from a shaft shaft of an oblique directional well or cluster of directional wells before opening a hydrocarbon field with the installation of a pipe string connected to the main pipeline [RU 2448232 C1, IPC E21B 7/12 (2006.01), publ. 2012]. A trouble-free production of hydrocarbons below the sea bottom is ensured.

Недостатком является то, что в известном способе не обеспечивается достаточная зона дренирования, скважинная конструкция трудоемка при строительстве.The disadvantage is that in the known method, a sufficient drainage zone is not provided, the borehole structure is time-consuming during construction.

Известен способ разработки многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений как на суше, так и в акватории, включающий разбуривание пласта добывающей скважиной, нагнетательной скважиной [RU 2283426 C2, МПК E21B 43/20 (2006.01), опубл. 2006]. Нагнетательную и добывающую скважины обсаживают колонной, имеющей открытую (перфорированную) часть ствола в заданных интервалах геологического разреза, герметизированные устья и оснащенной противовыбросовым оборудованием. Основной ствол нагнетательной скважины ниже ВНК выполняют с зарезкой ряда боковых горизонтальных стволов или дополнительными перфорационными отверстиями. Обеспечивается увеличение конечной газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов многопластового нефтяного месторождения за счет управления процессом вытеснения углеводородного сырья.There is a method of developing multi-layer oil and gas condensate fields both on land and in the water area, including drilling a formation with a producing well, an injection well [RU 2283426 C2, IPC E21B 43/20 (2006.01), publ. 2006]. The injection and production wells are cased with a column having an open (perforated) part of the wellbore at predetermined intervals of the geological section, pressurized mouths and equipped with blowout control equipment. The main trunk of the injection well below the VNC is performed with a number of horizontal lateral shafts or additional perforations. An increase in the final oil and gas recovery of productive reservoirs of a multilayer oil field is provided by controlling the process of displacement of hydrocarbon feedstocks.

Недостатком известного способа является то, что увеличиваются затраты на сооружение в этой системе дополнительной нагнетательной скважины, строительство которой приведет к расширению кустовой площади и к более обширному загрязнению морской акватории.The disadvantage of this method is that it increases the cost of building in this system an additional injection well, the construction of which will lead to an expansion of the cluster area and to more extensive pollution of the marine area.

Известен способ сооружения многозабойной скважины, включающий бурение основной скважины с береговой зоны с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта и коротким горизонтальным участком в продуктивном пласте, бурение вспомогательных скважин с небольшим отклонением стволов от вертикали на кровле пласта и длинными горизонтальными стволами по пласту [RU 2456526 C1, МПК E21B 7/04 (2006.01), опубл. 2011]. Стволы вспомогательных скважин направляют в сторону забоя основной скважины и максимально приближают к нему. Верхнюю часть основной колонны скважины оснащают техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной, оснащенной хвостовиком-фильтром. Для эксплуатации скважину оборудуют лифтовой колонной, через которую производят добычу газа из всех стволов. Обеспечивается увеличение отклонения боковых стволов от забоя основного ствола.There is a method of constructing a multilateral well, including drilling a main well from the coastal zone with a large deviation of the bottom from a vertical on the formation roof and a short horizontal section in the reservoir, drilling auxiliary wells with a small deviation of the trunks from the vertical on the formation roof and long horizontal shafts along the formation [RU 2456526 C1, IPC E21B 7/04 (2006.01), publ. 2011]. Trunks of auxiliary wells are directed towards the bottom of the main well and are brought as close to it as possible. The upper part of the main well string is equipped with technical columns and a production string located in them, equipped with a filter liner. For operation, the well is equipped with an elevator column, through which gas is produced from all the trunks. Provides an increase in the deviation of the sidetracks from the bottom of the main trunk.

К причине, препятствующей достижению требуемого технического результата, можно отнести то, что для увеличения зоны дренирования дополнительно сооружают вспомогательные скважины, в связи с чем требуются большие затраты на бурение, сроки строительства, при этом металлоемкая верхняя часть вспомогательных скважин не используется при эксплуатации скважины.The reason that impedes the achievement of the required technical result can be attributed to the fact that auxiliary wells are additionally constructed to increase the drainage zone, and therefore large drilling costs and construction periods are required, while the metal-intensive upper part of auxiliary wells is not used during well operation.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, заключается в разработке способа сооружения конструкции береговой многозабойной газовой скважины для ее эксплуатации на шельфовых месторождениях, включая арктическую зону, без абразивного износа скважинного оборудования.The problem to which the claimed technical solution is directed is to develop a method for constructing the design of an onshore multilateral well gas well for its operation in offshore fields, including the Arctic zone, without abrasive wear of downhole equipment.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается 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 и увеличения дебитов скважин.In the implementation of the proposed technical solution, the problem is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the efficiency of field development by increasing the drainage zone of the reservoir and reducing the period of gas reserves from the shelf due to the large drainage zone and increasing well flow rates.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе сооружения береговой многозабойной газовой скважины для разработки шельфового месторождения, включающим бурение с берега основного ствола скважины, который выполняют с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте, особенностью является то, что указанный вертикальный участок основного ствола прокладывают до уровня морского дна, указанный наклонно направленный участок основного ствола выполняют с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 град, а указанный горизонтальный участок прокладывают под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи в требуемой проектной точке продуктивного пласта, и выполняют с окончанием, которое располагают перпендикулярно горизонтальному участку, параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта, при этом перед указанным окончанием в основном стволе скважины выполняют боковой ствол, который направляют в диаметрально противоположном направлении от указанного окончания горизонтального участка основного ствола скважины в том же продуктивном пласте и располагают параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method of constructing an onshore multilateral well gas for developing an offshore field, including drilling from the shore of the main wellbore, which is performed with a vertical section, an inclined direction and a horizontal section ending in the reservoir, the feature is that the specified vertical section of the main trunk is laid to the level of the seabed, the specified inclined direction of the main trunk you they are filled with a deviation from the vertical in the range of up to 80 degrees, and the indicated horizontal section is laid under the sea floor with a length that ensures the opening of the reservoir of the reservoir at the desired design point of the reservoir, and is performed with an end that is perpendicular to the horizontal section parallel to the roof of the reservoir and above the gas-water contact, while before the indicated end in the main wellbore, a lateral trunk is made, which is directed in the opposite direction and from the indicated end of the horizontal section of the main wellbore in the same reservoir and parallel to the roof of the reservoir and above the gas-water contact.

Заявляемое конструктивное сооружение скважины обеспечивает увеличение зоны дренирования за счет того, что боковой ствол расположен параллельно оси кровле, в том же продуктивном пласте, что и окончание горизонтального участка основного стола, при этом они симметрично развернуты относительно друг друга.The claimed constructive construction of the well provides an increase in the drainage zone due to the fact that the lateral shaft is parallel to the axis of the roof, in the same reservoir as the end of the horizontal section of the main table, while they are symmetrically deployed relative to each other.

На фиг. 1 схематично приведена конструкция береговой многозабойной газовой скважины для разработки и эксплуатации шельфового месторождения, на фиг. 2 представлена схема размещения пласта относительно берега и расположение основного ствола с вертикальным, наклонно направленным и горизонтальным участками и боковым стволом.In FIG. 1 schematically shows the design of an onshore multilateral well gas for the development and operation of an offshore field; FIG. 2 shows the layout of the formation relative to the shore and the location of the main trunk with vertical, obliquely directed and horizontal sections and a lateral trunk.

Конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины содержит основной ствол 1, проложенный с берега с горизонтальным участком 2, и боковой 3 ствол. Основной ствол 1 от береговой поверхности имеет вертикальный участок 4, проложенный до глубины, соответствующей уровню дна 5 моря. Нижняя часть вертикального участка 4 основного ствола 1 имеет наклонно направленный участок 6, выполненный с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 град и, например, скоростью набора кривизны ν=2-11°/100 м.The design of the onshore multilateral well intellectual gas well comprises a main trunk 1 laid from the shore with a horizontal portion 2, and a lateral 3 trunk. The main trunk 1 from the coastal surface has a vertical section 4, laid to a depth corresponding to the level of the bottom 5 of the sea. The lower part of the vertical section 4 of the main trunk 1 has an oblique directional section 6, made with a deviation from the vertical in the range of up to 80 degrees and, for example, the rate of curvature gain ν = 2-11 ° / 100 m.

Горизонтальный участок 2 основного ствола 1, отклоняющийся от вертикали под углом не менее 80°, проложен под дном 5 моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта 7 залежи 8 в требуемой проектной точке.The horizontal section 2 of the main trunk 1, deviating from the vertical at an angle of at least 80 °, is laid under the bottom of the 5th sea with a length that ensures the opening of the productive layer 7 of deposit 8 at the desired design point.

Горизонтальный участок 2 основного ствола 1 выполнен с окончанием 9, проложенным вдоль продольной оси 10 залежи 8 шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле 11 продуктивного пласта 7, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта (ГВК).The horizontal section 2 of the main trunk 1 is made with the end 9 laid along the longitudinal axis 10 of the deposit 8 of the shelf in the horizontal direction parallel to the roof 11 of the reservoir 7, perpendicular to the horizontal section and above the gas-water contact (GWC).

Перед окончанием 9 в основном стволе 1 выполнено входное отверстие (боковое окно), через которое по тому же продуктивному пласту 7 проложен горизонтально боковой ствол 3, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания 9 горизонтального участка 2 основного ствола 1.Before the end of 9 in the main barrel 1, an inlet (side window) is made through which a lateral barrel 3 is laid horizontally in the diametrically opposite direction from the end 9 of the horizontal section 2 of the main barrel 1 along the same producing formation 7.

На устье 12 скважины размещена колонная головка 13, на которой смонтирована фонтанная арматура, включающая трубную головку и фонтанную елку с дистанционно-управляемыми задвижками, связанными со станцией управления.At the wellhead 12, there is a column head 13, on which a fountain fitting is mounted, including a pipe head and a fountain tree with remote-controlled valves connected to the control station.

Пример одного из вариантов возможной реализации способа сооружения скважины.An example of one of the options for the possible implementation of the well construction method.

С берега известными способами бурят в продуктивной залежи основной 1 и боковой 3 стволы согласно заявленной конструкции скважины.From the shore, by well-known methods, the main 1 and lateral 3 trunks are drilled in the productive reservoir according to the claimed well design.

В пробуренный основной ствол 1 в вертикальный участок 4 спускают последовательно направление диаметром 660 мм для предотвращения обвалов, кондуктор диаметром 508 мм для перекрытия многолетнемерзлых пород ММП (предупреждает растепление ММП, смятие кондуктора в ММП), эксплуатационную колонну диаметром 340 мм для вскрытия продуктивного пласта 7, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 13. К нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешивают эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, который искривленно переходит с вертикального участка 4 в горизонтальный участок 2, в нижней части которого, в свою очередь, посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр, который представляет собой окончание 9 эксплуатационного хвостовика, диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. В пробуренный боковой ствол 3 спускают хвостовик-фильтр меньшего диаметра, равного диаметру хвостовика-фильтра основного ствола 1, через входное отверстие, размещенное перед искривлением эксплуатационного хвостовика, в продольном направлении вдоль оси 10 продуктивного пласта 7.In the drilled main shaft 1, a direction of 660 mm in diameter is lowered sequentially into the vertical section 4 to prevent collapses, a conductor with a diameter of 508 mm to cover permafrost rocks of the permafrost (prevents thawing of the permafrost, crushing of the conductor in the permafrost), a production casing with a diameter of 340 mm to open the reservoir 7, which is suspended on the wedge suspension of the column head 13. To the bottom of the production casing with the help of a suspension device ПХЦ 340/245 suspended operational shank with a diameter of 245 mm, to ory Curved moves from the vertical portion 4 in horizontal section 2, the bottom of which, in turn, through the suspension device PHTS 245/168 suspended shank filter, which represents the end of the operating stem 9, of 168 mm diameter filter FS-168. A shank of a filter of a smaller diameter equal to the diameter of the shank of the filter of the main shaft 1 is lowered into the drilled side shaft 3 through an inlet located before curving the production shank in the longitudinal direction along axis 10 of the reservoir 7.

Для эксплуатации во внутреннюю полость эксплуатационного хвостовика спускают составную лифтовую колонну диаметром 168 мм, снабженную требуемым подземным скважинным оборудованием, например приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционным клапаном ЦК-168, телескопическим соединением ТС-168, разъединителем колонны РК-168, эксплуатационным пакером типоразмера 168/245, верхним посадочным ниппелем НП-168, верхним оптоволоконным скважинным расходомером Р-168 и верхним полированным наконечником. В нижней части составная лифтовая колонна оборудована миниатюрным окном с соединительным патрубком, разделительным пакером, защелочным соединением фирмы «Weatherford», нижним посадочным ниппелем НП-168, нижним оптоволоконным скважинным расходомером Р-168, скважинной камерой КС-168, содержащей средства измерения в виде датчика давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS, и подпакерным хвостовиком из труб диаметром 168 мм с нижним полированным наконечником. В боковом стволе 3 размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. Верхняя часть составной лифтовой колонны подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100x21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508x340 К1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж). На трубной головке монтируют фонтанную елку. Осуществляют эксплуатацию скважины.For operation, a composite lift string with a diameter of 168 mm is lowered into the inner cavity of the production liner, equipped with the required underground downhole equipment, for example, the mouth flange shutoff valve type KOU-168, the circulation valve TsK-168, the telescopic connection TS-168, the disconnector of the column RK-168, production packer size 168/245, upper landing nipple NP-168, upper fiber optic borehole flowmeter R-168 and upper polished tip. In the lower part, the composite lift column is equipped with a miniature window with a connecting pipe, a separation packer, a Weatherford latch connection, a NP-168 lower landing nipple, a R-168 lower fiber-optic borehole flowmeter, and a KS-168 borehole chamber containing measuring instruments in the form of a sensor Weatherford pressure and temperature models of the OSS model, and a under-packer shank of 168 mm diameter pipes with a lower polished tip. In the side trunk 3, a filter shank with a diameter of 146 mm is placed. The upper part of the composite lift column is suspended in the AF6D-150 (180) / 100x21 fountain fittings mounted on the column head OKK1-210-508x340 K1 HL of the Neftegazdetal (Voronezh) plant. A fountain tree is mounted on the pipe head. Carry out the operation of the well.

Заявляемое конструктивное сооружение скважины позволит повысить ее производительность и увеличить добычу газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снизить затраты на ее обслуживание за счет сокращения периода выработки запасов газа из месторождения.The claimed constructive construction of the 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 by reducing the period of gas reserves from the field.

Claims

A method of constructing an onshore multilateral well gas for developing an offshore field, comprising drilling from the shore of the main wellbore, which is performed with a vertical section, an inclined direction and a horizontal section ending in the reservoir, characterized in that said vertical section of the main shaft is laid to sea level the bottom, the specified directional direction of the main trunk is performed with a deviation from the vertical in the range up to 80 °, and the specified horizon the seam section is laid under the sea floor with a length that allows the reservoir to be opened at the desired design point of the reservoir, and is made with an end that is perpendicular to the horizontal section, parallel to the roof of the reservoir and above the gas-water contact, before this end in the main wellbore perform a sidetrack, which is directed in the diametrically opposite direction from the specified end of the horizontal section of the main wellbore in the same reservoir and parallel to the roof of the reservoir and above the gas-water contact.