RU2668620C2 - Method of the cased well probe perforation - Google Patents
Method of the cased well probe perforation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2668620C2 RU2668620C2 RU2015123170A RU2015123170A RU2668620C2 RU 2668620 C2 RU2668620 C2 RU 2668620C2 RU 2015123170 A RU2015123170 A RU 2015123170A RU 2015123170 A RU2015123170 A RU 2015123170A RU 2668620 C2 RU2668620 C2 RU 2668620C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- probe
- abrasive
- formation
- well
- casing
- Prior art date
Links
- 239000000523 sample Substances 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 35
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000930 thermomechanical effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000003446 memory effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 25
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 4
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 2
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000010431 corundum Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011112 process operation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 4
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/10—Correction of deflected boreholes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области многоствольного строительства и ремонта нефтегазовых скважин, в частности к способам зондовой перфорации обсаженной скважины и может быть использовано для массового радиального бурения дренажных стволов, щадящего вторичного вскрытия продуктивных интервалов, а также стимуляции притока трудно извлекаемых запасов, повышении дебита скважины и нефтеотдачи пласта в целом.The invention relates to the field of multilateral construction and repair of oil and gas wells, in particular to methods of probe perforation of a cased well and can be used for mass radial drilling of drainage shafts, sparing secondary opening of productive intervals, as well as stimulating the influx of hard-to-recover reserves, increasing the flow rate of the well and oil recovery generally.
Известен способ зондовой перфорации обсаженной скважины, основанный на использовании грузонесущей трубнокабельной подвески и включающий спуск в скважину радиального отклонителя на нагнетательной замковой колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), спуск в отклонитель геофизического кабеля, подачу на кабель и обсадную колонну высоковольтного напряжения совместно с циркуляцией электролита в скважине, создание отверстия в обсадной колонне путем электрохимического растворения металла, подъем из скважины кабеля, спуск в скважину на кабеле хвостовика с уплотнителем и гибким упругим трубчатым зондом, связанным с уплотнителем и снабженным на нижнем конце соплом, введение в полученное отверстие колонны трубчатого зонда, нагнетание в полость зонда жидкости под давлением, эрозионное разрушение цемента, породы пласта и радиальное продвижение зонда вглубь пласта по мере образования дренажного ствола, возврат отработанной жидкости со шламом из дренажного ствола в обсаженную скважину [1].A known method of probe perforation of a cased hole based on the use of a load-bearing pipe-cable suspension and including the descent into the well of a radial diverter on the injection lock string of tubing, tubing into the diaphragm of a geophysical cable, supplying a high voltage voltage to the cable and casing together with electrolyte circulation in the well, creating a hole in the casing by electrochemical dissolution of the metal, raising the cable from the well, descending into the well on the cable f a shank with a sealant and a flexible elastic tube probe connected to the sealer and provided with a nozzle at the lower end, insertion of a tubular probe column into the hole obtained, injection of liquid under pressure into the cavity of the probe, erosive destruction of cement, formation rock and radial advancement of the probe into the depth of the formation as the formation of a drainage well, the return of waste fluid with sludge from the drainage well into a cased hole [1].
Недостатком способа является необходимость использования различных технологических операций (электрохимическое растворение металла обсадной колонны, эрозионное разрушение породы пласта) при создании дренажного ствола, что требует проведения дополнительных спуско-подъемных операций (СПО) с глубинным оборудованием, ведет к усложнению способа, снижению его оперативности и надежности, особенно в глубоких обсаженных скважинах. Кроме того отсутствие скважинного контроля и возможности управления траекторией передвижения перфорационного зонда может приводить к попаданию дренажных стволов в водоносные пласты.The disadvantage of this method is the need to use various technological operations (electrochemical dissolution of casing metal, erosive rock destruction of the formation) when creating a drainage trunk, which requires additional tripping and lifting operations (SPO) with downhole equipment, leading to a more complicated method, reducing its efficiency and reliability , especially in deep cased wells. In addition, the lack of downhole monitoring and the ability to control the trajectory of the perforation probe can lead to drainage shafts entering the aquifers.
Известен способ зондовой перфорации скважины, включающий спуск в нее на трубнокабельной подвеске радиального отклонителя и управляемого трубчатого зонда с гидромониторным узлом в виде основного сопла, противоположно направленных толкающих сопел, инклинометра и исполнительного механизма в виде соленоида (или шагового двигателя), нагнетательных клапанов и толкающих сопел, организацию проводной линии связи забой-устье, измерение скважинных параметров в реальном масштабе времени, нагнетание в полость зонда жидкости под давлением, разрушение породы пласта и радиальное продвижение зонда вглубь пласта по мере образования дренажного ствола, возврат отработанной жидкости со шламом из дренажного ствола в скважину, контроль за продвижением зонда по пласту с помощью инклинометра, изменение направления продвижения зонда с помощью исполнительного механизма и проводка дренажного ствола по заданной траектории. Инклинометр, исполнительный механизм и электронная схема гидромониторного узла располагаются на стержневом металлическом каркасе в герметичном контейнере между основным соплом и противоположно направленными толкающими соплами. Толкающие сопла создают за счет реакции струи дополнительное осевое усилие, способствуют продвижению перфорационного зонда на значительное расстояние (100 м и более) и хорошо очищают дренажный ствол от шлама; они также участвуют в управлении траекторией движения зонда. Использование управляемого зонда на основе проводной линии связи, инклинометра и исполнительного механизма позволяет проводить дренажный ствол в заданном направлении с осуществлением геонавигации перфорационного зонда [2].There is a method of probe perforation of a well, including the descent of a radial deflector and a controlled tubular probe into it on a tubular suspension with a hydromonitor unit in the form of a main nozzle, oppositely directed thrust nozzles, an inclinometer and an actuator in the form of a solenoid (or stepper motor), pressure valves and thrust nozzles , organization of a downhole-mouth wireline, real-time measurement of borehole parameters, injection of fluid under pressure into a cavity of a probe, fracture formation rock formation and radial advancement of the probe deeper into the formation as the drainage trunk is formed, return of waste fluid with sludge from the drainage well into the well, monitoring of the progress of the probe through the formation using an inclinometer, changing the direction of probe advancement using the actuator and conducting the drainage well trajectories. The inclinometer, actuator and electronic circuit of the hydromonitor unit are located on a rod metal frame in an airtight container between the main nozzle and oppositely directed pushing nozzles. The pushing nozzles create an additional axial force due to the reaction of the jet, promote the advancement of the perforation probe over a considerable distance (100 m or more) and well clean the drainage trunk from sludge; they are also involved in controlling the path of the probe. The use of a controlled probe based on a wireline, inclinometer and actuator allows the drainage shaft to be carried out in a given direction with the geosteering of a perforation probe [2].
Недостатком способа является невозможность его использования в обсаженной скважине. Кроме того, контроль и управление перфорационным зондом с помощью инклинометра, соленоида (шагового двигателя) и клапанов, размещаемых в надсопловом ограниченном пространстве, усложняет способ, снижает его надежность и затрудняет использование активной геонавигации, требующей дополнительной текущей геолого-геофизической информации.The disadvantage of this method is the impossibility of its use in a cased hole. In addition, the control and management of the perforation probe using an inclinometer, a solenoid (stepper motor) and valves placed in a super-nozzle confined space complicates the method, reduces its reliability and complicates the use of active geosteering, which requires additional current geological and geophysical information.
Известен способ зондовой перфорации обсаженной скважины, основанный на использовании грузонесущей подвески в виде замковой колонны труб, например, НКТ и колтюбинга и включающий спуск в обсадную колонну на колонне НКТ радиального отклонителя, ориентирование с устья отклонителя в заданном азимутальном направлении и стопорение его в скважине фиксатором, спуск в НКТ на колтюбинговой трубе гидродвигателя с гибким валом и фрезой на конце до взаимодействия с отклонителем, прокачку рабочей жидкости и запуск гидродвигателя при поступательном перемещении гибкого вала с фрезой, которая в результате взаимодействия с отклонителем вырезает отверстие в обсадной колонне, извлечение гибкого вала с фрезой и гидродвигателем из скважины, спуск в НКТ на колтюбинговой трубе упругого гибкого трубчатого зонда с гидромониторным узлом в виде основного сопла и противоположно направленных толкающих сопел до входа под действием отклонителя в прорезанное отверстие обсадной колонны, нагнетание в полость зонда жидкости под давлением, эрозионное разрушение цемента, породы пласта и радиальное продвижение зонда вглубь пласта по мере образования дренажного ствола, возврат отработанной жидкости со шламом из дренажного ствола в обсаженную скважину. В этом способе разрушение породы пласта ведется струей жидкости под давлением 20÷250 МПа, что требует использования нестандартного оборудования высокого давления (насосных агрегатов, уплотнений, колтюбинговой трубы, фильтров тонкой очистки и др.) [3].There is a method of probe perforation of a cased hole based on the use of a load-carrying suspension in the form of a pipe string, for example, tubing and coiled tubing, and including a radial deflector running into the casing on the tubing string, orienting from the deflector mouth in a predetermined azimuth direction and locking it in the well with a retainer, descent into the tubing on the coiled tubing pipe of the hydraulic motor with a flexible shaft and a mill at the end before interacting with the diverter, pumping the working fluid and starting the hydraulic motor with translational moving a flexible shaft with a mill, which, as a result of interaction with the diverter, cuts a hole in the casing, removing a flexible shaft with a mill and a hydraulic motor from the well, lowering an elastic flexible tubular probe with a hydraulic monitor assembly in the form of a main nozzle and oppositely directed pushing nozzles into the tubing pipe before entering under the action of the deflector into the cut hole in the casing, injecting liquid under pressure into the cavity of the probe, erosive destruction of cement, formation rock and radial the probe is moved deeper into the formation as the drainage trunk is formed, the return of waste fluid with sludge from the drainage well into the cased well. In this method, formation rock destruction is carried out by a liquid stream under a pressure of 20 ÷ 250 MPa, which requires the use of non-standard high-pressure equipment (pumping units, seals, coiled tubing, fine filters, etc.) [3].
Недостатком способа является необходимость использования различных технологических операций (вырезание отверстия фрезой в обсадной колонне, эрозионное разрушение породы пласта) при создании дренажного ствола, а также применение нестандартного оборудования высокого давления, что требует проведения дополнительных СПО с оборудованием, ведет к усложнению способа, снижению его оперативности и надежности, особенно в глубоких обсаженных скважинах. Кроме того отсутствие скважинного контроля и возможности управления перфорационным зондом может приводить к попаданию его в водоносные пласты, группированию стволов при создании дренажной системы около одного направления или вокруг обсадной колонны. Это снижает эффективность способа в сложных геолого-технологических условиях, например, в глубоких скважинах при многоствольном бурении.The disadvantage of this method is the need to use various technological operations (cutting a hole with a mill in the casing, erosive rock destruction) when creating a drainage trunk, as well as the use of non-standard high-pressure equipment, which requires additional STRs with the equipment, complicating the method, reducing its efficiency and reliability, especially in deep cased wells. In addition, the lack of downhole monitoring and the ability to control a perforation probe can lead to its entry into aquifers, grouping of trunks when creating a drainage system near one direction or around the casing. This reduces the effectiveness of the method in difficult geological and technological conditions, for example, in deep wells with multilateral drilling.
Цель изобретения - повышение эффективности способа в сложных геолого-технологических условиях при его упрощении и повышении надежности, а также улучшении управляемости и контролируемости проводки трубчатого зонда.The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method in difficult geological and technological conditions while simplifying and increasing reliability, as well as improving the controllability and controllability of wiring a tubular probe.
Поставленная цель достигается тем, что согласно способу зондовой перфорации обсаженной скважины, основанному на использовании грузонесущей, например, трубнокабельной подвески и включающему спуск в скважину корпуса с гнездом под уплотнитель, радиальным отклонителем, электрогидравлическим фиксатором и каротажным прибором с технологическими и геофизическими датчиками и системой измерения и передачи данных, спуск в отклонитель управляемого трубчатого зонда с уплотнителем и гидромониторным узлом в виде основного сопла и противоположно направленных толкающих сопел, организацию проводной линии связи, измерение скважинных параметров в реальном масштабе времени, ориентирование отклонителя в заданном азимутальном направлении и стопорение его в скважине фиксатором, нагнетание в полость зонда жидкости под давлением с закруткой по спирали потока завихрителем перед основным соплом, возврат отработанной жидкости в скважину, создание отверстия в обсадной колонне напротив отклонителя, введение в полученное отверстие трубчатого зонда, разрушение цемента и породы пласта и радиальное продвижение зонда вглубь пласта, контроль за продвижением зонда по пласту, изменение направления продвижения зонда и проводку дренажного ствола по оптимальной траектории, стопорение отклонителя осуществляют через герметизирующий башмак, отработанную жидкость возвращают в скважину через корпус, а создание отверстия в обсадной колонне, введение в полученное отверстие трубчатого зонда, разрушение цемента и породы пласта проводят одной технологической операцией за счет ввода абразива в основное сопло, которое включают в режиме работы струйного насоса по межтрубному кольцу, причем по этому кольцу пропускают часть обогащенной абразивом отработанной жидкости, которую создают последовательным пропусканием всей отработанной жидкости через надсопловый и корпусной контейнеры-сепараторы абразива, боковые входа которых располагают по ходу потока жидкости перед своими гидравлическими сопротивлениями, выполненными соответственно в виде круговой эластичной манжеты и с использованием уплотнителя зонда, при этом надсопловый контейнер-сепаратор размещают между основным и толкающими соплами, выполняют в виде труб разного диаметра располагаемых коаксиально и частично одна в другой, причем первый его выход соединяют с межтрубным кольцом, а второй его выход связывают с затрубным пространством после манжеты, при этом корпусной контейнер-сепаратор размещают вдоль отклонителя над радиальной его частью и первый его выход соединяют через дозатор с кольцевым пространством между зондом и отклонителем, второй его выход связывают со скважиной, а боковой его вход выполняют в виде винтового паза с обеспечением закрутки по спирали входящего потока, причем продвижение зонда по пласту контролируют в пассивном режиме локации с помощью расположенных на корпусе по кругу и на разной глубине сейсмоакустических приемников упругих волн, излучаемых гидромониторным узлом, при этом проводят активную геонавигацию зонда с помощью размещаемых на гидромониторном узле дополнительных датчиков среды, например, удельного кажущегося электрического сопротивления (КС) пород, которое измеряют катушкой индуктивности в импульсном режиме на разных временах задержки, а для изменения направления продвижения зонда используют термомеханический регулятор, например, в виде четырех стержней из сплава на основе титана с эффектом памяти формы, связанных с гидромониторным узлом симметрично по его образующим с возможностью раздельной деформации при движении зонда каждого из стержней за счет избирательного нагрева их электрическим током.This goal is achieved by the fact that according to the method of probe perforation of a cased hole, based on the use of a load-bearing, for example, tube-cable suspension and including the descent into the well of the body with a socket for a seal, a radial diverter, an electro-hydraulic clamp and a logging tool with technological and geophysical sensors and a measurement system and data transmission, descent into the diverter of a controlled tube probe with a sealant and a hydraulic monitor unit in the form of a main nozzle and vice versa directional pushing nozzles, organizing a wireline, real-time measurement of borehole parameters, orienting the diverter in a given azimuthal direction and locking it in the borehole with a retainer, injecting pressure fluid into the cavity of the probe with swirl in front of the main nozzle in a spiral path, returning the spent fluid into the well, creating a hole in the casing opposite the diverter, introducing a tubular probe into the hole obtained, destroying cement and formation rock and dial advancement of the probe deep into the reservoir, monitoring the progress of the probe through the reservoir, changing the direction of probe advancement and conducting the drainage trunk along the optimal path, the diverter is locked through a sealing shoe, the spent fluid is returned to the well through the housing, and the hole in the casing is introduced into the casing the hole of the tubular probe, the destruction of cement and formation rock is carried out in one technological operation by introducing an abrasive into the main nozzle, which is turned on the operation of the jet pump along the annulus, whereby a part of the abrasive-enriched liquid is passed through this ring, which is created by sequentially passing all the spent liquid through the super-nozzle and casing abrasive separator containers, the lateral inlets of which are located along the fluid flow in front of their hydraulic resistances, respectively in the form of a circular elastic cuff and using a probe seal, while a super-nozzle separator container is placed between the main explicit and pushing nozzles, are made in the form of pipes of different diameters arranged coaxially and partially one in the other, with its first outlet being connected to the annulus, and its second outlet being connected to the annulus after the cuff, while the casing container separator is placed along the deflector above the radial its part and its first outlet are connected through the dispenser with an annular space between the probe and the diverter, its second outlet is connected to the well, and its lateral entrance is made in the form of a helical groove with twist in a spiral of the incoming flow, and the progress of the probe through the reservoir is controlled in a passive mode by means of seismic acoustic receivers located on the circle and at different depths of the elastic waves emitted by the hydromonitor unit, while the probe is actively geo-navigated using additional sensors placed on the hydromonitor unit environment, for example, specific apparent electrical resistance (CS) of rocks, which is measured by an inductor in a pulsed mode at different delay times and, and to change the direction of the probe’s advancement, a thermomechanical regulator is used, for example, in the form of four rods made of titanium-based alloy with a shape memory effect, connected to the hydromonitor assembly symmetrically along its generators with the possibility of separate deformation when the probe moves each of the rods due to selective heating their electric shock.
Дополнительный ввод абразива в основное сопло позволяет разрушать обсадную колонну, цемент и породу пласта в режиме одной непрерывной технологической операции с помощью стандартного оборудования при давлении до 25 МПа без проведения дополнительных СПО, что упрощает способ, повышает его надежность и оперативность, особенно в глубоких скважинах. Возможность использования для геонавигации зонда корпусных сейсмоакустических приемников и термомеханического регулятора вместо инклинометра, соленоида и нагнетательных клапанов при дополнительном измерении параметров среды, например КС пород, также упрощает способ, повышает его надежность, улучшает управляемость и контролируемость перфорационного зонда при многоствольном бурении.An additional input of the abrasive into the main nozzle allows to destroy the casing, cement and formation rock in the mode of one continuous technological operation using standard equipment at a pressure of up to 25 MPa without additional STR, which simplifies the method, increases its reliability and efficiency, especially in deep wells. The possibility of using case-based seismic-acoustic receivers and a thermomechanical controller instead of an inclinometer, a solenoid, and pressure valves for geo-navigation of the probe for additional measurement of environmental parameters, for example, rock formations, also simplifies the method, increases its reliability, improves controllability and controllability of the perforation probe during multi-hole drilling.
На фиг. 1 дана схема устройства для реализации предлагаемого способа на трубнокабельной подвеске, транспортное положение устройства в скважине; на фиг. 2 - то же, режим ориентирования, стопорения отклонителя в скважине и создания отверстия в обсадной колонне; на фиг. 3 - то же, режим разрушения цемента и породы с радиальным продвижением зонда вглубь пласта; на фиг. 4 - дана схема гидромониторного узла зонда в увеличенном масштабе; на фиг. 5 - поперечное сечение гидромониторного узла зонда по линии а-а на фиг. 4.In FIG. 1 shows a diagram of a device for implementing the proposed method on a cable suspension, the transport position of the device in the well; in FIG. 2 - the same mode of orientation, locking the diverter in the well and creating a hole in the casing; in FIG. 3 - the same, the mode of destruction of cement and rock with a radial advancement of the probe deep into the reservoir; in FIG. 4 is a diagram of an enlarged scale of a probe monitor assembly; in FIG. 5 is a cross-sectional view of the sonar assembly of the probe along line aa in FIG. four.
Устройство включает грузонесущую трубную подвеску 1 (фиг. 1), например, колонну НКТ герметично соединенную с корпусом 2 и грузонесущую кабельную подвеску 3 связанную соединительной головкой 4 с трубчатым зондом 5. В нижней части головки 4 расположено отверстие 6, обеспечивающее гидравлическую связь с внутренней полостью зонда 5. Корпус 2 содержит посадочное гнездо 7 под уплотнитель 8, выполненный в виде резиновой втулки и отклонитель с осевой 9 и радиальной 10 частью. Стопорение отклонителя 9, 10 в обсадной колонне 11 осуществляют с помощью выдвижных плашек 12 (фиг. 2), переводящих устройство из транспортного положения в рабочее положение через герметизирующий резиновый башмак 13, который обхватывает выходное отверстие радиальной части 10 отклонителя. Корпусной контейнер-сепаратор 14 с абразивом 15 размещают вдоль осевой части 9 отклонителя над радиальной частью 10 и первый его выход 16 соединяют через электромеханический дозатор 17 с кольцевым пространством между зондом 5 и отклонителем 9, 10. Второй выход 18 из центральной части сепаратора 14 связывают со скважиной между обсадной колонной 11 и трубной подвеской 1, а боковой его вход 19 выполняют в виде винтового паза с обеспечением закрутки по спирали входящего в сепаратор 14 потока жидкости. Корпус 2 также содержит встроенный электропровод 20 и каротажный прибор 21 с сейсмоакустическими приемниками 22, другими технологическими и геофизическими датчиками (давления, положения, концентрации абразива, локатора муфт, инклинометра и т.д.), системой измерения и передачи данных, часть которой может располагаться в соединительной головке 4 (не показано). Каротажный прибор 21 имеет автономное питание (аккумуляторную батарею) и может управлять работой плашек 12 электрогидравлического фиксатора, дозатора 17, системой измерения и передачи данных. Приемники 22 расположены на корпусе 2 симметрично по кругу на двух разноглубинных уровнях (например, по четыре приемника на верхнем и нижнем уровне). Трубчатый зонд 5 выполняют из шлангокабеля или высоконапорного кевларового рукава с возможностью уплотнения по внешней гладкой поверхности с помощью уплотнителя 8. При этом зонд 5 снабжают встроенным электропроводом 23 и гидромониторным узлом, выполненным в виде основного сопла 24, надсоплового контейнера-сепаратора абразива 25 и противоположно направленных толкающих сопел 26. В процессе продвижения зонда 5 (фиг. 3) вглубь пласта приемники 22 принимают упругие волны от работающего гидромониторного узла и обеспечивают в пассивном режиме локацию зонда 5 по глубине (толщине пласта) и азимуту (с учетом данных инклинометра прибора 21). Локация зонда 5 достигается путем измерения разницы амплитуды и времени прихода упругих волн от гидромониторного узла до различно расположенных на корпусе 2 приемников 22. Для управления прибором 21 (плашками 12, дозатором 17, системой измерения и передачи данных) используются корпусная 27 и сопловая 28 катушки индуктивности, связанные проводами 20, 23 и кабельной подвеской 3 с устьем скважины. При определенном положении глубинного оборудования катушки 27, 28 входят друг в друга и образуют трансформатор, что позволяет организовать временную проводную линию связи корпус-устье. Кроме того сопловая катушка 28, входящая в состав постоянной линии связи забой-устье используется для измерения в реальном масштабе времени КС пород при проводке дренажного ствола. Для этого катушку 28 питают импульсами тока и в паузах между ними измеряют величину спада напряжения на ней, пропорциональную помимо всего прочего вихревому току и электрическому сопротивлению окружающей среды, т.е. КС пород. Измерение спада напряжения на катушке 28 проводят на разных временах задержки - радиусах исследования, что позволяет по приращению КС пород непосредственно оценивать их характер насыщения (нефть, вода) в реальном масштабе времени. Надсопловый контейнер-сепаратор 25 размещают между основным соплом 24 и толкающими соплами 26 и выполняют в виде тонкостенных кевларовых труб 29, 30, 31, 32 (фиг. 4) разного диаметра располагаемых коаксиально и частично одна в другой. Основное сопло 24 с помощью каналов 33 связывают с межтрубным широким 34 (между трубами 29, 30) и узким 35 (между трубами 30, 31) кольцом и организуют струйный насос для использования абразива. Боковой вход 36 сепаратора 25 располагают по ходу потока 37 отработанной после сопла 24 жидкости перед гидравлическим сопротивлением, а именно, круговой эластичной манжетой 38 расположенной на толкающих соплах 26. Эластичную манжету 38 рассчитывают на небольшой перепад давления, определяемый потерями давления в сепараторе 25. При работе манжета 38 полностью перекрывает живое сечение создаваемого дренажного ствола 39 и обеспечивает пропускание всего потока 37 отработанной жидкости (вместе с абразивом) через сепаратор 25. Первый выход 40 сепаратора 25 соединяют с межтрубным кольцом 34, 35 зонда, а второй его выход 41 связывают через отверстие 42 с затрубным пространством 43 после манжеты 38. Боковой вход 36 выполняют с возможностью закрутки по спирали входящего в сепаратор 25 потока жидкости. Для закрутки жидкости также используется завихритель 44 перед соплом 24. Еще гидромониторный узел содержит термомеханический регулятор, выполненный, например из четырех стержней 45, 46, 47, 48 (фиг. 5) на основе титана с эффектом памяти формы. Стержни 45, 46, 47, 48 расположены между основным 24 и толкающими 26 соплами и связанны с гидромониторным узлом симметрично по его образующим. Каждый из стержней 45, 46, 47, 48 соединен электропроводом 23 с возможностью раздельного питания их электрическим током.The device includes a load-carrying pipe suspension 1 (Fig. 1), for example, a tubing string hermetically connected to the housing 2 and a load-carrying
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В обсадную колонну 11 (фиг. 1) на трубной подвеске 1 спускают корпус 2 содержащий посадочное гнездо 7, отклонитель 9, 10, плашки 12 электрогидравлического фиксатора, герметизирующий башмак 13, контейнер-сепаратор 14 с абразивом 15 (например, корундом), дозатор 17, встроенный электропровод 20, каротажный прибор 21, катушку индуктивности 27 и размещают на заданной глубине. На кабельной подвеске 3 в трубу 1 спускают зонд 5 с соединительной головкой 4 и гидромониторным узлом в виде основного сопла 24, надсоплового контейнера-сепаратора абразива 25, толкающих сопел 26 и термомеханического регулятора - четырех стержней 45, 46, 47, 48 (фиг. 4, фиг. 5) с эффектом памяти формы. При спуске зонд 5 (фиг. 1) свободно проходит сквозь корпус 2 и отклонитель 9, 10, а уплотнитель 8 лежащий до этого на гидромониторном узле садится в гнездо 7 корпуса 2. Контролируя показания соответствующих датчиков при перемещении зонда 5, совмещают катушки 27, 28 и через образованный трансформатор организуют временную линию связи корпус-устье. При этом сопло 24 занимает оптимальное положение относительно внешней поверхности корпуса 2. Вращением трубной подвески 1 и корпуса 2 с устья ориентируют отклонитель 9, 10 в заданном направлении возможно с использованием инклинометра каротажного прибора 21. В момент достижения корпусом 2 заданного направления подают управляющий сигнал по линии связи через катушки 27 и 28, выдвигают плашки 12 (фиг. 2) электрогидравлического фиксатора и через герметизирующий башмак 13 стопорят отклонитель 9, 10 в заданном направлении. При этом башмак 13, находящийся между обсадной колонной 11 и отклонителем 9, 10 герметизирует выходное отверстие последнего, а сопло 24 располагается на оптимальном расстоянии относительно колонны 11. Герметизируют устье (не показано), включают промывку скважины стандартным оборудованием и нагнетают в полость зонда 5 жидкость в рабочем режиме под давлением до 25 МПа. Жидкость, закачиваемая в трубную подвеску 1, под воздействием уплотнителя 8 направляется через отверстие 6 в полость зонда 5 и выходит с закруткой потока по спирали через основное сопло 24 и толкающие сопла 26 (без закрутки). При этом герметизирующий башмак 13 возвращает по кольцу между зондом 5 и отклонителем 9, 10 всю отработанную после сопла 24 (и сопел 26) жидкость в корпус 2 практически без утечки ее в скважину. Всю отработанную после сопла 24 жидкость пропускают последовательно через надсопловый 25 и корпусной 14 контейнеры-сепараторы абразива и через второй выход 18 последнего возвращают в скважину и на устье. При этом создание отверстия в обсадной колонне 11, введение в полученное отверстие трубчатого зонда 5, разрушение цемента и породы пласта проводят одной технологической операцией за счет ввода абразива 15 в основное сопло 24. Для этого через катушки 27, 28 по линии связи корпус-устье подают управляющий сигнал, открывают с помощью дозатора 17 первый выход 16 корпусного сепаратора 14 и принудительно или естественным образом вводят абразив 15 в кольцевое пространство между зондом 5 и отклонителем 9, 10. Отработанная после сопла 24 жидкость возвращается в корпус 2 по кольцу между зондом 5 и отклонителем 9, 10, обогащается вводимым абразивом 15 и под воздействием манжеты 38 без потерь поступает через боковой вход 36 с закруткой в надсопловый сепаратор 25 между трубами 29, 31. При движении по спирали между трубами 29, 31 центральная часть потока освобождается от введенного абразива 15 и поступает через второй выход 41, трубу 32 и отверстие 42 в затрубное пространство 43 после манжеты 38. Далее эта очищенная в сепараторе 25 часть жидкости смешивается с отработанной после сопел 26 жидкостью (без абразива) и через боковой вход 19, расположенный по ходу потока перед уплотнителем 8, вводится также с закруткой по спирали в сепаратор 14. Здесь при движении по спирали центральная часть потока полностью освобождается от абразива и через второй выход 18 сепаратора 14 возвращается в скважину и на устье. Отбрасываемый к внешней стенке центробежной силой, оставшийся абразив отделяется от центральной части потока жидкости и скапливается (с возможностью его повторного использования) в нижней части сепаратора 14. В надсопловом сепараторе 25 внешняя часть потока при движении по спирали между трубами 29, 31 обогащается введенным абразивом 15, отбрасываемым центробежной силой к трубе 31. Далее эта часть жидкости с абразивом через первый выход 40 засасывается по межтрубному узкому 35, а затем широкому 34 кольцу и каналам 33 в основное сопло 24, включенное в режиме струйного насоса. В результате струя жидкости с вводимым абразивом 15, выходящая с высокой скоростью из основного сопла 24 прорезает обсадную колонну 11 при образовании достаточно большого отверстия 49 (фиг. 2) для свободного прохождения сквозь него зонда 5. В конце процесса образования отверстия 49, что может контролироваться соответствующими датчиками, изменяют режим промывки скважины, например, уменьшают расход закачиваемой жидкости и в течение нескольких минут проводят накопление в сепараторе 25 вводимого с сепаратора 14 абразива 15. При этом расход абразива через основное сопло 24 уменьшается с накоплением его в виде абразива 50 (фиг. 4) в широком кольце 34 за счет снижения здесь скорости потока. Далее через катушки 27, 28 по линии связи корпус-устье подают управляющие сигналы и с помощью дозатора 17 прекращают ввод абразива 15 с сепаратора 14, а прибор 21 переключают в режим работы локации зонда 5. Увеличивают расход закачиваемой жидкости до рабочего режима, вводят зонд 5 в полученное отверстие 49 и струей жидкости с абразивом 50, выходящей с высокой скоростью из сопла 24, продолжают разрушение цемента и породы пласта при той же технологической операции. При этом абразив 50 вместе с сепарируемым крупным шламом разрушаемой породы практически без потерь циркулирует через сепаратор 25 и участвует в разрушении породы на протяжении проводки всего дренажного ствола. Мелкий шлам не задерживается сепаратором 25 и не участвует в разрушении породы пласта, а через второй выход 41, трубу 32 и отверстие 42 попадает в затрубное пространство 43 после манжеты 38. Далее мелкий шлам по дренажному стволу 39 поступает в корпусной сепаратор 14 и без отложения в нем выводится в скважину и на устье. По мере разрушения породы пласта на подвеске 3 подают зонд 5 сквозь корпус 2 и отклонитель 9, 10 (фиг. 3) и создают радиальный дренажный ствол 39 длиной порядка 100 м (на дину зонда 5 до входа соединительной головки 4 в корпус 1). Продвижение зонда по пласту контролируют по данным катушки 28 и приемников 22 с использованием постоянной и временной проводной линии связи. Измерительные сигналы с движущейся по пласту катушки 28, характеризующие КС и характер насыщения вскрываемых пород без задержки в реальном масштабе времени поступают на устье по постоянной линии связи через провод 23, соединительную головку 4 (с частью каротажного прибора) и кабельную подвеску 3. При этом вместе с катушкой 28 возможно использование других дополнительных датчиков среды, компактно размещаемых на гидромониторном узле, например, датчиков давления, температуры, потенциалов ПС. Данные катушки 28 и дополнительных датчиков среды используются для активной навигации зонда 5, например, при незапланированном вскрытии водоносной части пласта, когда необходима оперативная корректировка траектории продвигаемого зонда. Сигналы с приемников 22, характеризующие текущее пространственное положение зонда сначала запоминаются прибором 21, а затем эти данные периодически, например, при проработке дренажного ствола и совмещении катушек 27, 28 по временной линии связи передаются с корпуса 2 на устье с возможностью проведения геонавигации зонда 5. Изменение направления продвигаемого зонда 5 проводят с использованием постоянной линии связи и термомеханического регулятора, выполненного в виде четырех стержней 45, 46, 47, 48 с эффектом памяти формы (фиг. 4, фиг. 5). Например, при движении зонда 5 и отклонении его вниз к подошве пласта на устье будет отмечаться повышение амплитуды и одновременно уменьшение времени прихода упругих волн на приемниках 22 нижнего уровня относительно приемников 22 верхнего уровня. В этом случая для изменения направления и корректировки траектории движения зонда 5 подают напряжение питания на один из стержней регулятора, например, верхний стержень 45 и деформируют его в нужную сторону за счет нагрева электрическим током. При этом гидромониторный узел вместе с соплом 25 разворачивается вверх и возвращает продвигаемый зонд 5 на благоприятную траекторию. После создания первого дренажного ствола зонд 5 на подвеске 3 поднимают в корпус 2 до совмещения катушек 27, 28. Выключают промывку скважины. Через катушки 27, 28 подают управляющий сигнал, задвигают плашки 12 электрогидравлического фиксатора, переводят устройство в транспортное положение (фиг. 1) и создают следующий дренажный ствол в аналогичной последовательности. Затем изменяют глубину спуска отклонителя 9, 10 на трубной подвеске 1 и создают систему дренажных стволов обсаженной скважины в благоприятных условиях по оптимальным контролируемым в реальном масштабе времени траекториям. После завершения многоствольного радиального бурения дренажных стволов из обсаженной скважины глубинное оборудование поднимают в следующей последовательности. Сначала поднимают зонд 5 на кабельной подвеске 3, а затем - корпус 2 на трубной подвеске 1. Вместо кабельной подвески 3 может быть использована грузонесущая шлангокабельная подвеска зонда 5 при закрытом отверстии 6 соединительной головкой 4. При промывке скважины возможно использование облегченной рабочей жидкости (например, нефти), способствующей созданию режима депрессии, уменьшению повреждения и загрязнения продуктивной зоны вскрываемого пласта.In the casing 11 (Fig. 1) on the pipe suspension 1, the housing 2 is lowered containing a mounting socket 7, a
Предлагаемый способ позволяет проще, надежнее и оперативнее проводить массовое вскрытие продуктивного пласта обсаженной скважины радиальными стволами благоприятной траектории с достаточно полным контролем и управлением в реальном масштабе времени и минимальным повреждением крепи скважины и самого пласта. Экономическая эффективность способа достигается за счет сокращения средств на освоение трудно извлекаемых запасов, а также увеличения суммарной добычи.The proposed method allows for easier, more reliable and faster mass opening of a productive formation of a cased well by radial trunks of a favorable trajectory with fairly complete control and management in real time and minimal damage to the well support and the formation itself. The economic efficiency of the method is achieved by reducing funds for the development of hard-to-recover reserves, as well as increasing the total production.
Библиографические данные источников информации, используемых при составлении описания изобретенияBibliographic data of information sources used in the preparation of the description of the invention
1. Способ гидроперфорации пласта. Авторское свидетельство №2091566, Е21В 43/114.1. The method of hydroperforation of the reservoir. Copyright certificate No. 2091566,
2. Самопередвигающаяся вперед система бурения и способ удаления метана из подземного угольного пласта (варианты). Патент на изобретение №2224080, Е21В 7/18.2. Self-propelling drilling system and method for removing methane from an underground coal seam (options). Patent for invention No. 2224080, ЕВВ 7/18.
3. Патент US №5413184, МПК Е21В 7/08, 09.05.1995 (прототип).3. US patent No. 5413184, IPC ЕВВ 7/08, 05/09/1995 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015123170A RU2668620C2 (en) | 2015-06-16 | 2015-06-16 | Method of the cased well probe perforation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015123170A RU2668620C2 (en) | 2015-06-16 | 2015-06-16 | Method of the cased well probe perforation |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015123170A RU2015123170A (en) | 2017-01-10 |
RU2015123170A3 RU2015123170A3 (en) | 2018-06-27 |
RU2668620C2 true RU2668620C2 (en) | 2018-10-02 |
Family
ID=57955815
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015123170A RU2668620C2 (en) | 2015-06-16 | 2015-06-16 | Method of the cased well probe perforation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2668620C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2818886C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of well completion in complicated conditions and device for its implementation |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5413184A (en) * | 1993-10-01 | 1995-05-09 | Landers; Carl | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
US5692565A (en) * | 1996-02-20 | 1997-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole |
RU2109129C1 (en) * | 1996-01-29 | 1998-04-20 | Научно-промышленная корпорация конверсионных технологий "Контех" | Method and device for deep perforation of encased well |
RU2137915C1 (en) * | 1998-12-07 | 1999-09-20 | Андреев Владимир Кириллович | Device for perforation of cased well |
RU2278961C2 (en) * | 2004-10-05 | 2006-06-27 | ООО "Сервис подземного Оборудования" | Casing well perforation device |
RU2550709C2 (en) * | 2013-08-01 | 2015-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Hydraulic probing perforator |
-
2015
- 2015-06-16 RU RU2015123170A patent/RU2668620C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5413184A (en) * | 1993-10-01 | 1995-05-09 | Landers; Carl | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
RU2109129C1 (en) * | 1996-01-29 | 1998-04-20 | Научно-промышленная корпорация конверсионных технологий "Контех" | Method and device for deep perforation of encased well |
US5692565A (en) * | 1996-02-20 | 1997-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole |
RU2137915C1 (en) * | 1998-12-07 | 1999-09-20 | Андреев Владимир Кириллович | Device for perforation of cased well |
RU2278961C2 (en) * | 2004-10-05 | 2006-06-27 | ООО "Сервис подземного Оборудования" | Casing well perforation device |
RU2550709C2 (en) * | 2013-08-01 | 2015-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Hydraulic probing perforator |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2818886C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of well completion in complicated conditions and device for its implementation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2015123170A (en) | 2017-01-10 |
RU2015123170A3 (en) | 2018-06-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2019200877B2 (en) | Steerable hydraulic jetting nozzle, and guidance system for downhole boring device | |
US9822635B2 (en) | Controlled pressure pulser for coiled tubing applications | |
CN107429552B (en) | Method of forming a lateral borehole from a parent wellbore | |
AU2017233218B2 (en) | Device and method for perforation of a downhole formation | |
CA2919665C (en) | Internal tractor system for downhole tubular body | |
CA3157526A1 (en) | Process for recovering reservoir fluid from a formation | |
US9284805B2 (en) | Method for applying physical fields of an apparatus in the horizontal end of an inclined well to productive hydrocarbon beds | |
CN106460491A (en) | Forming multilateral wells | |
CA2634436A1 (en) | Methods, systems, and apparatus for production of hydrocarbons from a subterranean formation | |
CN102953719A (en) | Drag type packer-less hydraulic jet pulsating acid fracturing device and method | |
RU2668620C2 (en) | Method of the cased well probe perforation | |
US11105188B2 (en) | Perforation tool and methods of use | |
EA027484B1 (en) | Method for forming an extensive filtration channels system in a formation and performing geophysical research therein, and a device for implementation thereof | |
CN109281615A (en) | The radial hydraulic perforation tubing string of preset tool | |
RU2268982C1 (en) | Multilateral well building method | |
EA040106B1 (en) | DEVICE AND METHOD FOR PERFORING A WELL FORMATION |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181016 |