RU2684557C1 - Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development - Google Patents

Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development Download PDF

Info

Publication number
RU2684557C1
RU2684557C1 RU2018114205A RU2018114205A RU2684557C1 RU 2684557 C1 RU2684557 C1 RU 2684557C1 RU 2018114205 A RU2018114205 A RU 2018114205A RU 2018114205 A RU2018114205 A RU 2018114205A RU 2684557 C1 RU2684557 C1 RU 2684557C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling
string
horizontal
tubing string
offshoots
Prior art date
Application number
RU2018114205A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Фанзат Завдатович Исмагилов
Роман Алексеевич Табашников
Рубин Мударисович Ахметшин
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2018114205A priority Critical patent/RU2684557C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2684557C1 publication Critical patent/RU2684557C1/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
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • 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
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor

Abstract

FIELD: soil or rocks drilling.SUBSTANCE: invention relates to the field of oil and gas wells offshoots drilling. Horizontal wellbore drainage zone expansion method with the formation distant parts acid treatment with the side channels creation includes the main horizontal and offshoots drilling, the offshoots acid treatment. Before the offshoots drilling at the horizontal well mouth with the open shaft from the bottom up, an arrangement is assembled: a MWD, one drill collar, DC, whipstock, lowering the arrangement on the tubing string, TBG, into the horizontal open shaft so that the whipstock was in the sidetracking interval. Orientation of the whipstock in the direction to the right relative to the wellbore main open horizontal shaft. At the wellhead from the bottom up assembling the arrangement: a milling cutter, a bottomhole motor, BHM, one DC, lowering the arrangement into the tubing string on the coiled tubing, CT. Drilling the kickoff to the right and the offshoot with a length of 10 m drilling at an angle of 2.5° relative to the wellbore open horizontal shaft with a load on the mill of up to 1.0 tons. Stopping the drilling process and raising the arrangement on the CT. Into the tubing string lowering the CT column with a BHM and a chisel at the end and continuing the offshoot drilling to the specified face. After the offshoot face reaching stopping the drilling process and raising the arrangement on the CT from the tubing string. Into the tubing string lowering the CT column with a spherical nozzle at the end to the offshoot drilled face depth and performing the offshoot bottomhole zone acidic treatment by the hydrochloric acid solution injection into the CT column with the CT column simultaneous displacement up to the offshoot kickoff interval. Depending on the offshoots number, repeated the above described technological operations, wherein the wellbore bottomhole offshoots processing pressure zone may be different for each offshoot.EFFECT: enabling the borehole offshoots development in the right direction relative to the main open horizontal shaft, excluding the offshoot path deviation when drilling downwards, increase in the borehole offshoots acid treatment efficiency and quality.1 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the field of sidetracking of oil and gas wells.

Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU №2626103, МПК Е21В 7/04, опубл. в бюл. №21 от 21.07.2017), включающий сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава. Разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки. Установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя. Разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав. Бурение бокового ствола из основного ствола. Открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, при этом сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня производят в вертикальной части ствола скважины. Легкоразбуриваемая вставка имеет центральный канал, сверху закрытый легкоразрушаемой мембраной, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала по классу широкоходовой посадки. Верхняя часть фрезы снабжена центраторами.A known method of drilling a lateral oil wellbore (patent RU No. 2626103, IPC ЕВВ 7/04, published in Bulletin No. 21 dated 07/21/2017), including continuous cutting of the interval of production casing and cement stone of a cylindrical shape from above and a truncated cone from below, isolation the expansion interval by installing an easily drilled insert of soft metal of a cylindrical shape longer than the length of the cutting interval, in the upper part of which a channel is made, pumping into the expansion interval of a hardening sealing compound. Drilling after polymerization of an easily drilled insert. Installation in the main trunk of a temporary cement bridge below the cut-off point of the side trunk and diverter wedge. Drilling of the sidetrack through the hardened hermetic composition. Sidetracking from the main trunk. Opening the main wellbore by drilling a deflecting wedge and a temporary cement bridge, while continuously cutting out the interval of the production string and cement stone, is performed in the vertical part of the wellbore. An easily drilled insert has a central channel, which is covered by an easily destructible membrane on top, and an easily drilled insert is drilled with a milling cutter, the lower end of which is provided with a cylindrical guide with a diametric size that allows moving inside the central channel according to the class of wide-pass landing. The upper part of the cutter is equipped with centralizers.

Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:

- во-первых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола, т.е. отклонения бокового ствола от заданной траектории;- firstly, a high probability of opening the aquifer and flooding of the main horizontal trunk, i.e. sidetrack deviations from a predetermined path;

- во-вторых, низкая нефтеотдача продукции из бокового ствола из-за отсутствия кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола;- secondly, low oil recovery from the sidetrack due to the lack of acid treatment of the bottomhole zone of the sidetrack;

- в-третьих, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать. Кроме того, для зарезки бокового ствола необходимы сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляция интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания и т.д.- thirdly, significant material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal well, it is necessary to cushion it. In addition, for sidetracking, continuous cutting of the production string and cylindrical cement intervals from above and a truncated cone from below, isolation of the expansion interval by installing an easily drilled cylindrical soft metal insert longer than the length of the cutting interval, etc. are required.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ строительства многозабойной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2009), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов. Заполнение входа в боковой ствол после бурения изолирующим материалом. Вымывание изолирующего материала из стволов после бурения последнего ствола и освоение скважины. Боковые стволы бурят разной длины, а в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию. После бурения низ каждого ствола, кроме последнего, заполняют раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. После бурения последнего ствола при освоении скважины все стволы заполняют нефтью. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. Пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство. Дополнительно обрабатывают призабойную зону одного или нескольких стволов раствором соляной кислоты со свабированием.The closest in technical essence and the achieved result is a method of constructing a multilateral well (patent RU No. 2376438, IPC ЕВВ 7/04, published in Bulletin No. 35 of 12/20/2009), including drilling of the main horizontal and sidetracks. Filling the entrance to the sidetrack after drilling with insulating material. Flushing insulating material from the shafts after drilling the last wellbore and developing the well. Sidetracks are drilled in different lengths, and a natural aqueous suspension is used as the drilling fluid. After drilling, the bottom of each trunk, except the last, is filled with a Ringo-EM emulsifier solution. After drilling the last wellbore during well development, all the wellbores are filled with oil. A tubing string (tubing) with a packer is lowered into the well. The well space is packaged in the interval of the vertical wellbore and the under-packer space is swabbed. Additionally, the bottom-hole zone of one or several trunks is treated with hydrochloric acid solution with swabbing.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, невозможно ориентировать боковые стволы перед их зарезкой из основного горизонтального ствола, что приводит к бурению бокового ствола в произвольном направлении;- firstly, it is impossible to orientate the lateral trunks before cutting them out of the main horizontal trunk, which leads to drilling of the lateral trunk in an arbitrary direction;

- во-вторых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола, т.е. отклонения бокового ствола от заданной траектории вниз;- secondly, a high probability of opening the aquifer and flooding of the main horizontal trunk, i.e. sidetrack deviation from a given trajectory down;

- в-третьих, неэффективная обработка призабойной зоны боковых стволов раствором соляной кислоты, причем для этого необходимо спускать в скважину колонну НКТ с пакером;- thirdly, inefficient treatment of the bottom-hole zone of the sidetracks with a solution of hydrochloric acid, and for this it is necessary to lower the tubing string with a packer into the well;

- в-четвертых, низкое качество обработки призабойной зоны боковых стволов, так как все боковые стволы обрабатываются раствором соляной кислоты «общим фильтром» под одним давлением, т.е. невозможно по отдельности обработать призабойную зону каждого бокового ствола скважины;- fourthly, the low quality of the treatment of the bottomhole zone of the sidetracks, since all the sidetracks are treated with a solution of hydrochloric acid "common filter" under one pressure, i.e. it is impossible to individually treat the bottom-hole zone of each side wellbore;

- в-пятых, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.- fifthly, significant material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal well, it is necessary to cushion it.

Техническими задачами изобретения являются создание направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального ствола скважины, исключение отклонения траектории бокового ствола в процессе бурения, а также повышение эффективности и качества кислотной обработки боковых стволов и снижение финансовых и материальных затрат на реализацию способа.The technical objectives of the invention are to create the direction of sidetracking to the right relative to the main horizontal wellbore, eliminating deviation of the sidetrack path during drilling, as well as increasing the efficiency and quality of acid treatment of sidetracks and reducing financial and material costs for implementing the method.

Поставленные технические задачи решаются способом расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов, включающим бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.The stated technical problems are solved by expanding the drainage area of the horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the reservoir with the creation of side channels, including drilling the main horizontal and sidetracks, acidizing the sidetracks.

Новым является то, что до бурения боковых стволов на устье горизонтальной скважины с открытым стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба - УБТ, клин-отклонитель, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в горизонтальный открытый ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя в направлении вправо относительно основного открытого горизонтального ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза, винтовой забойный двигатель - ВЗД, одна УБТ, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, далее производят зарезку вправо и бурение бокового ствола длиной 10 м под углом 2,5° по отношению к открытому горизонтальному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ, затем спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, далее спускают в колонну НКТ колонну ГТ со сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола, далее в зависимости от количества боковых стволов повторяют вышеописанные технологические операции, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.The new one is that before drilling sidetracks at the mouth of a horizontal well with an open wellbore, the assembly is assembled from bottom to top: a telesystem, one drill pipe - UBT, a wedge diverter, lower the assembly on the tubing string — tubing into a horizontal open hole so so that the deflector wedge is in the interval of sidetracking, the deflector wedge is oriented to the right relative to the main open horizontal wellbore, then at the wellhead from below The assembly is assembled to the top: a milling cutter, a downhole motor - VZD, one drill collar, lowering the assembly into the tubing string on the flexible pipe string - GT, then cutting to the right and drilling a lateral shaft 10 m long at an angle of 2.5 ° with respect to an open horizontal shaft wells with a cutter load of up to 1.0 t, after which the drilling process is stopped and the layout is lifted on the GT string, then the GT string with the IDR and the bit at the end is lowered into the tubing string and side drilling is continued to the specified bottomhole, after reaching the bottomhole bottomhole stop the drilling process and raise the assembly to the GT from the tubing string, then lower the GT string with a spherical nozzle at the end to the depth of the drilled bottom hole of the side trunk into the tubing string and perform acid treatment of the bottom-hole zone of the side trunk by pumping hydrochloric acid into the GT string while moving the GT string up to the sidetracking interval, then, depending on the number of sidetracks, the above-described technological operations are repeated, and the pressure of the bottom-hole treatment zone is greater The wellbore may be different for each lateral wellbore.

На фигурах 1-6 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа.In figures 1-6 schematically and sequentially shows the implementation of the proposed method.

Суть способа расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов заключается в следующем.The essence of the method of expanding the drainage zone of a horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the formation with the creation of side channels is as follows.

Бурят основной горизонтальный открытый ствол 1 скважины. До бурения боковых стволов на устье горизонтальной скважины с открытым стволом 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: телесистема 2, одна УБТ 3, например, диаметром 127 мм, клин-отклонитель 4.The main horizontal open hole of 1 well is drilled. Before drilling the sidetracks at the mouth of a horizontal well with an open hole 1 (Fig. 1), the layout is assembled from the bottom up: the telesystem 2, one drill collar 3, for example, with a diameter of 127 mm, a wedge deflector 4.

Спускают компоновку на колонне НКТ 5, например, диаметром 89 мм в горизонтальный открытый ствол 1 так, чтобы клин-отклонитель 4 находился в интервале зарезки бокового ствола скважины, например, в интервале 250 м (интервалы установки клина-отклонителя 4 определяют по плану работ).The assembly is lowered on the tubing string 5, for example, with a diameter of 89 mm, into a horizontal open bore 1 so that the deflecting wedge 4 is in the interval of sidetracking, for example, in the interval of 250 m (the installation intervals of the deflecting wedge 4 are determined according to the work plan) .

В качестве клина-отклонителя 4 применяют любой известный клин-отклонитель, позволяющий отклонять колонну НКТ с компоновкой под углом 2,5° по отношению к основному открытому горизонтальному стволу 1 скважины.As the deflecting wedge 4, any known deflecting wedge is used, which allows deflecting the tubing string with a layout at an angle of 2.5 ° with respect to the main open horizontal wellbore 1.

Посредством телесистемы и с помощью геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя в направлении вправо относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины.Using the telesystem and using the geophysical lot, the deflector wedge is oriented in the right direction relative to the main open horizontal wellbore 1.

При этом телесистема 2 отправляет сигнал на устье скважины (на фиг. 1-6 не показано), который принимает станция геофизической партии, одновременно поворачивают колонну НКТ 5 диаметром 89 мм с компоновкой с устья скважины вправо с расхаживанием и остановкой в течение 4-5 мин. При приеме сигнала с телесистемы 2 на станции геофизической партии достигают запланированного направления вправо 90° (фиг. 2) относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины.In this case, the telesystem 2 sends a signal to the wellhead (not shown in Fig. 1-6), which is received by the station of the geophysical lot, at the same time turn the tubing string 5 with a diameter of 89 mm with the layout from the wellhead to the right with walking and stopping for 4-5 minutes . When receiving a signal from the telesystem 2 at the station of the geophysical lot, they reach the planned direction to the right 90 ° (Fig. 2) relative to the main open horizontal wellbore 1.

Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 3): фреза 6, ВЗД 7, одна УБТ 8 диаметром 60 мм. Например, используют ВЗД марки Д-55.Next, at the wellhead, the layout is assembled from bottom to top (Fig. 3): mill 6, VZD 7, one drill collar 8 with a diameter of 60 mm. For example, use DZ-55.

Спускают компоновку в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм на колонне ГТ 9 со скоростью 15 м/мин без циркуляции жидкости на устье скважины с расхаживанием через каждые 500 м спуска, за 10 м до предполагаемого интервала зарезки бокового ствола скважины снижают скорость спуска до 5 м/мин.The assembly is lowered into a tubing string 5 with a diameter of 89 mm on a GT 9 string at a speed of 15 m / min without fluid circulation at the wellhead with pacing every 500 m of descent, 10 m before the estimated interval of sidetracking, reduce the descent rate to 5 m / min

Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 9 (фиг. 3) и запускают ВЗД 7, далее производят зарезку вправо (фиг. 2) и бурение бокового ствола 10' длиной 10 м под углом 2,5° по отношению к открытому горизонтальному стволу 1 скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1180 кг/м3.The process fluid is pumped into the GT 9 column (Fig. 3) and the VZD 7 is launched, then the right side is drilled (Fig. 2) and the 10 'lateral well is 10 m long at an angle of 2.5 ° with respect to the open horizontal wellbore 1 with the load on the cutter is up to 1.0 t. Process water with a density of 1180 kg / m 3 is used as a process fluid.

После чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ 9, производят демонтаж компоновки.Then they stop the drilling process and raise the layout on the GT 9 column, dismantle the layout.

Затем спускают в колонну НКТ диаметром 89 мм колонну ГТ 9 с ВЗД 7 (фиг. 4) и долотом 11 на конце до интервала за 10 м, не доходя до клина-отклонителя 4.Then, a GT 9 column with VZD 7 (Fig. 4) and a bit 11 at the end up to the interval of 10 m is lowered into the tubing string with a diameter of 89 mm, not reaching the whipstock 4.

Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 9 и запускают ВЗД 7.The process fluid is pumped into the GT 9 column and the VZD 7 is launched.

В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1180 кг/м3.As the process fluid use industrial water with a density of 1180 kg / m 3 .

Продолжают бурение бокового ствола 10' до заданного забоя 12, например, 50 м.The sidetrack 10 'is continued to be drilled to a predetermined bottom 12, for example, 50 m.

После достижения забоя 12 бокового ствола 10' останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ 9 из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.After reaching the bottom hole 12 of the sidetrack 10 ', the drilling process is stopped and the layout is raised to GT 9 from the tubing string 5 with a diameter of 89 mm.

Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 9 со сферической насадкой 13 (фиг. 5) на конце до глубины 35 м пробуренного забоя 12 бокового ствола 10' и производят обработку призабойной зоны бокового ствола 10' закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 9 с одновременным перемещением колонны ГТ 9 вверх до интервала зарезки бокового ствола 10' со скоростью 0,25 м/с.Next, a GT 9 column with a spherical nozzle 13 (Fig. 5) is lowered into a tubing string 5 with a diameter of 89 mm, with a spherical nozzle 13 (Fig. 5) at the end to a depth of 35 m of a drilled face 12 of the side trunk 10 'and the bottomhole zone of the side trunk 10' is processed by pumping hydrochloric acid into the GT string 9 with the simultaneous movement of the GT column 9 up to the sidetracking interval 10 'at a speed of 0.25 m / s.

Извлекают колонну ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.The GT 9 column with a spherical nozzle 13 at the end of the tubing string 5 with a diameter of 89 mm is removed.

Далее в зависимости от количества боковых стволов 10', 10n (фиг. 6) повторяют вышеописанные технологические операции, начиная со сборки компоновки: телесистема 2, одна УБТ 3, клин-отклонитель 4 - и заканчивая извлечением колонны ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце.Further, depending on the number of sidetracks 10 ', 10 n (Fig. 6), the above technological operations are repeated, starting with the assembly assembly: telesystem 2, one UBT 3, wedge deflector 4 - and ending with the extraction of the GT 9 column with a spherical nozzle 13 on the end.

Давление обработки призабойной зоны боковых стволов 10', 10n может быть различным для каждого бокового ствола 10', 10n в зависимости от проницаемости пород. Например, призабойную зону бокового ствола 10' обрабатывают под давлением 8,0 МПа, а призабойную зону бокового ствола 10n - под давлением 10,0 МПа.The processing pressure of the bottomhole zone of the sidetracks 10 ', 10 n may be different for each sidetrack 10', 10 n depending on the permeability of the rocks. For example, the bottomhole zone of the sidetrack 10 'is treated under a pressure of 8.0 MPa, and the bottomhole zone of the sidetrack 10 n is treated under a pressure of 10.0 MPa.

Реализация предлагаемого способа позволяет производить ориентирование боковых стволов скважины перед их зарезкой из основного горизонтального ствола скважины в правом направлении (фиг. 2) на 2,5° относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины.Implementation of the proposed method allows the orientation of the lateral wellbores before they are cut from the main horizontal wellbore in the right direction (Fig. 2) by 2.5 ° relative to the main open horizontal wellbore 1.

Сориентированный вправо относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины боковой ствол исключает отклонение последнего по азимуту от заданной траектории. Это гарантированно исключает вскрытие водоносного пласта и обводнения основного открытого горизонтального ствола.Oriented to the right relative to the main open horizontal wellbore 1 of the well, the lateral wellbore excludes the deviation of the latter in azimuth from a predetermined path. This is guaranteed to exclude the opening of the aquifer and flooding of the main open horizontal trunk.

Повышается эффективность обработки призабойной зоны боковых стволов раствором соляной кислоты за счет закачки под давлением через насадку, спущенную в боковой ствол скважины на колонне ГТ, раствора соляной кислоты с одновременным перемещением колонны ГТ.The efficiency of processing the bottom-hole zone of the sidetracks with a solution of hydrochloric acid is increased due to injection under pressure through the nozzle, lowered into the sidetrack of the well on the GT string, of the hydrochloric acid solution while moving the GT string.

Повышается качество обработки боковых стволов, так как призабойная зона каждого бокового ствола скважины обрабатывается под индивидуальным значением давления.The quality of processing of the sidetracks is increased, since the bottom-hole zone of each sidetrack is processed under an individual pressure value.

Снижаются материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола скважины отсутствует необходимость его обсаживать. Кроме того, при выполнении боковых стволов скважины последовательно используют сначала фрезу, затем долото, а после этого производят кислотную обработку призабойной зоны боковых стволов сферической насадкой. Это сокращает продолжительность выполнения боковых стволов, а значит позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.The material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal wellbore there is no need to casing it are reduced. In addition, when performing the sidetracks of the well, a cutter, then a chisel are sequentially used first, and then an acid treatment of the bottom-hole zone of the sidetracks with a spherical nozzle is performed. This reduces the duration of the execution of the sidetracks, and therefore allows you to save material and financial resources.

Предлагаемый способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов позволяет:The proposed method of expanding the drainage zone of a horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the formation with the creation of side channels allows you to:

- создать боковые стволы скважины в правом направлении относительно основного открытого горизонтального ствола;- create lateral wellbores in the right direction relative to the main open horizontal wellbore;

- исключить отклонение траектории бокового ствола скважины при бурении вниз;- eliminate the deviation of the trajectory of the lateral wellbore while drilling down;

- повысить эффективность и качество кислотной обработки боковых стволов скважины;- increase the efficiency and quality of acid treatment of the sidetracks;

- снизить финансовые и материальные затраты на реализацию способа.- reduce financial and material costs for the implementation of the method.

Claims (1)

Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов, включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов, отличающийся тем, что до бурения боковых стволов на устье горизонтальной скважины с открытым стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба - УБТ, клин-отклонитель, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в горизонтальный открытый ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя в направлении вправо относительно основного открытого горизонтального ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза, винтовой забойный двигатель - ВЗД, одна УБТ, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, далее производят зарезку вправо и бурение бокового ствола длиной 10 м под углом 2,5° по отношению к открытому горизонтальному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ, затем спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, далее спускают в колонну НКТ колонну ГТ со сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола, далее в зависимости от количества боковых стволов повторяют вышеописанные технологические операции, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.A method of expanding the drainage zone of a horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the formation with the creation of side channels, including drilling the main horizontal and sidetracks, acidizing the sidetracks, characterized in that prior to drilling the sidetracks at the mouth of a horizontal well with an open wellbore, the following assemblies are assembled: telesystem, one weighted drill pipe - drill collar, wedge diverter, lower the layout on the tubing string - tubing to horizontal open the bore so that the deflector wedge is in the interval of sidetracking, the deflector wedge is oriented to the right relative to the main open horizontal wellbore, then the assembly is assembled from the bottom to the bottom of the well: cutter, downhole helical motor - VZD, one UBT, lower assembly into a tubing string on a string of flexible pipes - GT, then they cut to the right and drill a sidetrack 10 m long at an angle of 2.5 ° with respect to an open horizontal wellbore with a load on the cutter y up to 1.0 t, after which the drilling process is stopped and the layout is lifted on the GT string, then the GT string with the IDR and the bit at the end is lowered into the tubing string and side drilling is continued to the specified bottomhole; after the bottom hole has been reached, the drilling process is stopped and raise the assembly to the HT from the tubing string, then lower the GT string with a spherical nozzle at the end to the depth of the drilled face of the side trunk into the tubing string and perform acid treatment of the bottom-hole zone of the side trunk with the injection of hydrochloric acid solution s to the GT string while moving the GT string up to the sidetracking interval, then, depending on the number of sidetracks, the above-described technological operations are repeated, and the processing pressure of the bottom-hole zone of the sidetracks can be different for each sidetrack.
RU2018114205A 2018-04-17 2018-04-17 Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development RU2684557C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114205A RU2684557C1 (en) 2018-04-17 2018-04-17 Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114205A RU2684557C1 (en) 2018-04-17 2018-04-17 Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2684557C1 true RU2684557C1 (en) 2019-04-09

Family

ID=66090113

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018114205A RU2684557C1 (en) 2018-04-17 2018-04-17 Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2684557C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2750805C1 (en) * 2020-12-18 2021-07-02 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for intensifying borehole operation by drilling side holes
RU2771371C1 (en) * 2021-08-23 2022-05-04 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Set of assemblies for increasing the filtration area of ​​the bottomhole zone of an open horizontal well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2289010C1 (en) * 2005-06-14 2006-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" Method for drilling branching boreholes in horizontal well
RU2376438C1 (en) * 2009-03-18 2009-12-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of multihole well construction
RU2579042C1 (en) * 2015-02-10 2016-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for acid treatment of carbonate formation
RU2599156C1 (en) * 2015-09-24 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft
RU2626103C1 (en) * 2016-05-10 2017-07-21 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Method of oil well offshot drilling
RU2632836C1 (en) * 2016-07-20 2017-10-10 Павел Иванович Попов Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2289010C1 (en) * 2005-06-14 2006-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" Method for drilling branching boreholes in horizontal well
RU2376438C1 (en) * 2009-03-18 2009-12-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of multihole well construction
RU2579042C1 (en) * 2015-02-10 2016-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for acid treatment of carbonate formation
RU2599156C1 (en) * 2015-09-24 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft
RU2626103C1 (en) * 2016-05-10 2017-07-21 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Method of oil well offshot drilling
RU2632836C1 (en) * 2016-07-20 2017-10-10 Павел Иванович Попов Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2750805C1 (en) * 2020-12-18 2021-07-02 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for intensifying borehole operation by drilling side holes
RU2771371C1 (en) * 2021-08-23 2022-05-04 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Set of assemblies for increasing the filtration area of ​​the bottomhole zone of an open horizontal well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11008843B2 (en) System and methods for constructing and fracture stimulating multiple ultra-short radius laterals from a parent well
CN103867119B (en) Coal seam reservoirs completion remodeling method
US20190226282A1 (en) Drilling and stimulation of subterranean formation
US10352140B2 (en) Forming multilateral wells
RU2558058C1 (en) Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water
US10077643B2 (en) Method of completing and producing long lateral wellbores
US9926774B2 (en) Methods of producing with multi-sidetracked mother wellbores
US20190162025A1 (en) Method of enhanced oil recovery and intensification of production from oil, gas and condensate wells by means of hydromonitor radial overbalance formation penetration
RU2684557C1 (en) Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development
RU2570157C1 (en) Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well
RU2708743C1 (en) Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part
RU2709263C1 (en) Method of drilling and development of offshoots from horizontal well
US20210062623A1 (en) Perforation tool and methods of use
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
CN104912480B (en) Coal bed gas near-end docks the brill completion method of horizontal well
RU2709262C1 (en) Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions)
RU2750805C1 (en) Method for intensifying borehole operation by drilling side holes
RU2558090C1 (en) Horizontal well operation method
RU2813423C1 (en) Multilateral well construction method
RU2520033C1 (en) Method of horizontal oil well construction
RU2587660C1 (en) Method of drilling horizontal wells with pilot shaft
RU2771371C1 (en) Set of assemblies for increasing the filtration area of ​​the bottomhole zone of an open horizontal well
RU2541978C1 (en) Well construction method
RU2757836C1 (en) Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir
RU2708747C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well