RU2708743C1 - Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part - Google Patents
Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708743C1 RU2708743C1 RU2019113435A RU2019113435A RU2708743C1 RU 2708743 C1 RU2708743 C1 RU 2708743C1 RU 2019113435 A RU2019113435 A RU 2019113435A RU 2019113435 A RU2019113435 A RU 2019113435A RU 2708743 C1 RU2708743 C1 RU 2708743C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilled
- offshoot
- drilling
- string
- tubing string
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству многозабойных скважин, а именно к технологии бурения дополнительных (боковых) стволов из горизонтальной части необсаженной скважины.The invention relates to the construction of multilateral wells, and in particular to a technology for drilling additional (side) shafts from the horizontal part of an open hole.
Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU №2626103, МПК Е21 В 7/04, опубл. 21.07.2017 в бюл. №21), 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
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизических исследований в процессе бурения бокового ствола и, как следствие, отклонение бокового ствола от заданной траектории;- firstly, a high probability of opening the aquifer and flooding of the main horizontal wellbore due to the lack of geophysical studies during sidetracking and, as a result, the sidetrack deviation from the given trajectory;
- 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, высокая трудоемкость способа, обусловленная тем, что 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, the high complexity of the method, due to the fact that for sidetracking, continuous cutting of the interval of production string and cement stone of a cylindrical shape from above and a truncated cone from below, isolation of the expansion interval by installing an easily drilled insert made of soft metal of a cylindrical shape with a length longer than the cutting interval and etc .;
- в-четвертых, высокая продолжительность процесса бурения в следствие низкой скорости проходки долотом при бурении бокового ствола.- fourthly, the high duration of the drilling process due to the low speed of penetration by a bit when drilling a sidetrack.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. 20.12.2009 в бюл. №35), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку 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 drilling sidetracks from the horizontal part of an uncased borehole (patent RU No. 2376438, IPC ЕВВ 7/04, publ. 12/20/2009 in bull. No. 35), including drilling the main horizontal and sidetracks, acid treatment of the 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, сложность точного ориентирования боковых стволов перед их зарезкой из основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизической телесистемы, что приводит к бурению бокового ствола в произвольном направлении с бесконтрольной траекторией;- firstly, the difficulty of accurately orienting the sidetracks before cutting them out of the main horizontal trunk due to the lack of a geophysical telesystem, which leads to sidetracking in an arbitrary direction with an uncontrolled trajectory;
- во-вторых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизических исследований в процессе бурения бокового ствола и, как следствие, отклонение бокового ствола от заданной траектории вниз;- secondly, the high probability of the opening of the aquifer and flooding of the main horizontal wellbore due to the lack of geophysical studies during the drilling of the sidetrack and, as a result, the sidetrack deviation from the given trajectory downward;
- в-третьих, неэффективная обработка призабойной зоны боковых стволов раствором соляной кислоты, причем для этого необходимы дополнительные спуско-подъемные операции, что усложняет способ;- thirdly, inefficient treatment of the bottomhole zone of the lateral trunks with a solution of hydrochloric acid, and for this additional tripping operations are necessary, which complicates the method;
- 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, низкая скорость проходки долотом при бурении бокового ствола, что увеличивает продолжительность процесса бурения;- fifthly, a low speed of penetration by a bit when drilling a sidetrack, which increases the duration of the drilling process;
- в-шестых, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.- sixth, 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 достижение точности ориентирования направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального ствола необсаженной скважины, исключение отклонения траектории бокового ствола в процессе бурения, исключение вскрытия водоносного пласта, повышение эффективности и качества кислотной обработки боковых стволов, а также сокращение продолжительности бурения бокового ствола и снижение финансовых и материальных затрат на реализацию способа.The technical tasks of the invention are to achieve accuracy in orienting the direction of sidetracking to the right relative to the main horizontal wellbore of an open hole, eliminating deviation of the sidetrack path during drilling, eliminating the opening of an aquifer, increasing the efficiency and quality of acid treatment of sidetracks, and reducing the duration of drilling of the sidetrack and reduction of financial and material costs for the implementation of the method.
Технические задачи решаются способом бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, включающим бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.Technical problems are solved by the method of drilling sidetracks from the horizontal part of an open hole, including drilling the main horizontal and sidetracks, acidizing the sidetracks.
Новым является то, что перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель с углом наклона рабочей поверхности 4°, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в основной горизонтальный необсаженный ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фрез, винтовой забойный двигатель - ВЗД, гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, далее производят зарезку в направлении, ориентированном клином-отклонителем, и бурение бокового ствола длиной 40 м под углом 4° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и извлекают из горизонтальной скважины компоновку на колонне ГТ, затем в колонну НКТ до забоя пробуренного бокового ствола на колонне ГТ спускают геофизический прибор и определяют по траектории пробуренного бокового ствола минимальное расстояние от пробуренного бокового ствола до водонефтяного контакта - ВНК, причем при минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК от 5 до 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ, оснащенную на конце вращающейся сферической насадкой, до глубины забоя пробуренного бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола, при минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола до ВНК более 10 м спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД, осциллятором-турбулизатором и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, спускают в колонну НКТ колонну ГТ с вращающейся сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны пробуренного бокового ствола, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.The new one is that before drilling the sidetracks at the mouth of a horizontal well with an open hole from bottom to top, the assembly is assembled: a telesystem, one weighted drill pipe, a deflector wedge with an angle of inclination of the working surface of 4 °, the assembly is lowered on the tubing string - tubing in the main horizontal open hole so that the deflector wedge is in the interval of sidetracking, the deflecting wedge is oriented relative to the main horizontal open hole important, then at the wellhead the assembly is assembled from bottom to top: milling cutter, screw downhole motor - VZD, hydraulic emergency disconnector, lower the assembly into the tubing string on the flexible pipe string - GT, then make a cut in the direction oriented by the deflecting wedge, and drill the side trunk 40 m long at an angle of 4 ° relative to the main horizontal open-hole wellbore with a cutter load of up to 1.0 t, after which the drilling process is stopped and the layout on the GT string is removed from the horizontal well, for the geophysical instrument is lowered into the tubing string to the bottom of the drilled sidetrack on the GT string and the minimum distance from the drilled sidetrack to the oil-water contact — VOC — is determined from the drilled sidetrack path, and at a minimum distance of 5 to 10 m from the drilled sidetrack to the VOC, in the tubing string, a GT string equipped at the end with a rotating spherical nozzle to the bottom of the drilled side trunk and acidizing the bottomhole zone of the drilled side stem At a minimum distance of more than 10 m from the drilled sidetrack to the OWC, a GT column with a VZD, an oscillator-turbulator and a chisel at the end is lowered into the tubing string and sidetracking is continued with a bit load of up to 1.5 t to the specified bottom, after reaching the bottom hole bottom stop the drilling process and raise the assembly to the GT from the tubing string, lower the GT string with a rotating spherical nozzle at the end to the depth of the drilled bottom hole bottom and make an acid treatment of the bottomhole zone drilled sidetrack, and the processing pressure of the bottomhole zone of the sidetracks can be different for each sidetrack.
На фигурах 1-7 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа.In figures 1-7 schematically and sequentially shows the implementation of the proposed method.
Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины заключается в следующем.A method of drilling sidetracks from the horizontal part of an open hole is as follows.
Бурят основной горизонтальный необсаженный ствол 1 скважины. Перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: телесистема 2, одна спиралевидная утяжеленная буровая труба (далее УБТ) 3, например, диаметром 127 мм, клин-отклонитель 4.Drill the main horizontal
Спускают компоновку на колонне НКТ 5, например, диаметром 89 мм, в основной горизонтальный необсаженный ствол 1 так, чтобы клин-отклонитель 4 находился в интервале зарезки бокового ствола скважины, например, в интервале 1096 м (интервалы установки клина-отклонителя 4 определяют по плану работ).The assembly is lowered on the
В качестве клина-отклонителя 4 применяют любой известный клин-отклонитель, позволяющий отклонять колонну НКТ с компоновкой под углом 4,0° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу 1 скважины.As the deflecting
Посредством телесистемы и с помощью геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя 4 в требуемом направлении относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины, например, вправо на 130° (фиг. 2).Using the telesystem and using the geophysical lot, the
Ориентирование клина-отклонителя 4 необходимо производить таким образом, чтобы создаваемый боковой ствол не пересек основной горизонтальный необсаженный ствол 1, т.е. при уменьшении азимута основного горизонтального необсаженного ствола 1 зарезку бокового ствола необходимо выполнить вправо, и клин-отклонитель 4 должен быть ориентирован вправо (0°-180°).Orientation of the deflecting
При увеличении азимута - зарезку бокового ствола необходимо планировать влево и клин-отклонитель 4 должен быть ориентирован влево, зарезку бокового ствола при этом целесообразно производить в интервале наибольшего набора кривизны основного горизонтального необсаженного ствола 1, например 6°, в целях более интенсивного удаления создаваемого бокового ствола от основного горизонтального необсаженного ствола 1.With an increase in azimuth, sidetracking should be planned to the left and the deflecting
По опыту проведенных работ наибольшее удаление пробуренных боковых стволов от основного горизонтального необсаженного ствола 1 достигнуто при ориентировании компоновки вправо под углом от 0° до 180°. В процессе ориентирования компоновки телесистема 2 (фиг. 2) отправляет сигнал на устье скважины (на фиг. 1-6 не показано), который принимает станция (на фиг. 1-6 не показано) 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.According to the experience of the work carried out, the greatest removal of drilled sidetracks from the main horizontal
При приеме сигнала с телесистемы 2 на станции геофизической партии достигают запланированного направления влево 130° (фиг. 2) относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 3): фрез 6, ВЗД 7, гидравлический аварийный разъединитель (ГАР) 8. Например, используют ВЗД марки Д-55, а фрез -диаметром 68 мм.When receiving a signal from the
ГАР 8 (на фиг. 4 и 6 показан условно) выполнен в виде полого корпуса (на фиг. 1-7 не показано), оснащенного внутри посадочным седлом, зафиксированным с помощью срезного штифта к полому корпусу. Посадочное седло ГАР 8 выполнено под сбрасываемый с устья в колонну ГТ 9 шар и позволяет разъединить колонну ГТ 9 от ВЗД 7 в случае прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 10'.GAR 8 (shown in FIGS. 4 and 6 conventionally) is made in the form of a hollow body (not shown in FIGS. 1-7), equipped inside with a landing seat fixed with a shear pin to the hollow body. The
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
Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 9 (фиг. 3) и запускают ВЗД 7, далее производят зарезку вправо на 130° (фиг. 2 и 3) и бурение бокового ствола 10' длиной 1, равной 40 м, под углом 4° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу 1 скважины (например, в интервале 1096-1136 м, т.е. до достижения забоя 11') с нагрузкой на фрез до 1,0 т.В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.The process fluid is pumped into the
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
Затем в скважину через колонну НКТ 5 (фиг. 4) диметром 89 мм, клин-отклонитель 4 на колонне ГТ 9 в пробуренный боковой ствол 10' до забоя 11 спускают геофизический прибор 12, например, автономный инклинометр АИК-52, и прописывают траекторию пробуренного бокового ствола 10', после чего извлекают колонну ГТ с геофизическим прибором 12 из скважины.Then a
То есть спуском автономного инклинометра АИК-52 мм на ГТ 9 производят исследование вышеупомянутого пробуренного бокового ствола 10' длиной l=40 м в интервале 1096-1136 м.That is, the descent of the autonomous inclinometer AIK-52 mm on the
По результатам геофизических исследований (в интервале пробуренного бокового ствола) определяют минимальное расстояние - Н от пробуренного бокового ствола 10' до уровня ВНК (фиг. 4)According to the results of geophysical studies (in the interval of the drilled sidetrack), the minimum distance - N from the drilled sidetrack 10 'to the level of the oil-and-gas complex is determined (Fig. 4)
Расстояние от пробуренного бокового ствола 10' до уровня ВНК менее 5 м с высокой вероятностью приведет к прорыву уровня ВНК.The distance from the drilled sidetrack 10 'to the VNK level of less than 5 m is highly likely to lead to a breakthrough of the VNK level.
При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола 10' до ВНК от 5 до 10 м, (например, расстоянии от забоя 1136 м до уровня ВНК (фиг. 4) составляет 8 м) спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 (фиг. 5) на конце до глубины 1136 м пробуренного забоя 11' 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 0,5 м/с, т.е. производят солянокислотную обработку пробуренного бокового ствола 10' в интервале 1136-1096 м.At a minimum distance from the drilled sidetrack 10 'to the OWC from 5 to 10 m, (for example, the distance from the bottom of 1136 m to the level of the OWC (Fig. 4) is 8 m), a
Затем извлекают колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.Then remove the
Далее в зависимости от количества боковых стволов 10', 10n (фиг. 7) 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. 7), the above technological operations are repeated, starting with the assembly assembly:
При минимальном расстоянии от пробуренного бокового ствола 10' до ВНК более 10 м (например, расстоянии от интервала 1107 м до уровня ВНК (фиг. 4) составляет 15 м) на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 6): долото 14, осциллятор-турбулизатор (ОТ) 15, ВЗД 7, ГАР 8. Например, используют ВЗД марки Д-55, а долото диаметром - 68 мм.With a minimum distance from the drilled sidetrack 10 'to the OWC of more than 10 m (for example, the distance from the interval of 1107 m to the level of the OWC (Fig. 4) is 15 m), the assembly is assembled from the bottom to the top of the well (Fig. 6):
Далее спускают вышеописанную компоновку в скважину через колонну НКТ 5, и клин-отклонитель 4 до упора долота 14 в забой 11' (фиг. 6) пробуренного бокового ствола 10' и закачкой технологической жидкости по колонне ГТ 9 продолжают добуривание бокового ствола 10' с нагрузкой на долото до 1,5 т до заданного забоя 11'' в указанном в плане работ, например, L=100 м, т.е. в интервале 1096-1196 м.Next, the above arrangement is lowered into the well through the
В процессе бурения бокового ствола 10' использование ОТ 15 приводит к осцилляции низкочастотных колебаний закачиваемой по колонне ГТ 9 технологической жидкости и созданию малоамплитудных продольных колебаний, способствующих формированию динамической нагрузки на долото 14, приводящей к более эффективному разрушению горной породы и, как следствие, увеличению скорости проходки долота 14. Кроме того, долото 14 в отличие от фрезы 6 имеет возможность разрушать разбуриваемую породу радиальной поверхностью.In the process of drilling a sidetrack 10 ', the use of
Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 (фиг. 5) на конце до глубины 1196 м пробуренного забоя 11' бокового ствола 10' и производят обработку призабойной зоны по всей длине L бокового ствола 10', т.е. в интервале 1196-1096 м закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 9 с одновременным перемещением колонны ГТ 9 вверх до интервала зарезки бокового ствола 10' со скоростью 0,5 м/с.Next, a
Затем извлекают колонну ГТ 9 с вращающейся сферической насадкой 13 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.Then remove the
Далее в зависимости от количества боковых стволов 10', 10n (фиг. 6) повторяют вышеописанные технологические операции начиная со сборки компоновки, включающей телесистему 2, одну спиралевидную УБТ 3, клин-отклонитель 4, и заканчивая извлечением колонны ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце.Then, depending on the number of sidetracks 10 ', 10 n (Fig. 6), the above-described technological operations are repeated starting from the assembly assembly, including the
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
В процессе бурения (l=40 м) или добуривания (L=100 м) бокового ствола 10' возможен прихват компоновки с ГТ 9, например, в результате осыпания слабосцементированных разбуриваемых пород. С целью исключения повреждения (обрыва, растяжения) колонны ГТ 9 приводят в действие ГАР 8. Для этого с устья скважины в колонну ГТ 9 сбрасывают шар.During drilling (l = 40 m) or drilling (L = 100 m) of the sidetrack 10 ', it is possible to seize the assembly with
Шар по колонне ГТ 9 доходит до ГАР 8, выполненного в виде полого корпуса, и садится на его посадочное седло. Создают в колонне ГТ 9 гидравлическое давление, достаточное для разрушения штифтов. Например, создают гидравлическое давление 8,0 МПа, при котором происходит разрушение штифтов. Колонну ГТ 9 извлекают из скважины, а оставшаяся компоновка остается в пробуренном боковом стволе 10'.The ball along the
Реализация предлагаемого способа позволяет производить ориентирование боковых стволов скважины перед их зарезкой из основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины в любом направлении от 0 до 360° (фиг. 2) на 4,0° относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины.Implementation of the proposed method allows the orientation of the lateral wellbores before they are cut from the main horizontal
Проведение геофизического исследования с помощью автономного инклинометра после бурения части бокового ствола позволяет определить траекторию ствола относительно основного горизонтального необсаженного ствола 1 скважины и уровня ВНК (фиг. 4), а также определить расстояние - Н от любого интервала пробуренных боковых стволов 10', 10n до уровня ВНК. Это гарантированно исключает вскрытие водоносного пласта и обводнения основного горизонтального необсаженного ствола.Carrying out a geophysical study using an autonomous inclinometer after drilling a part of the lateral wellbore allows us to determine the well’s path relative to the main horizontal
Повышается эффективность обработки призабойной зоны боковых стволов 10', 10n за счет закачки раствора соляной кислоты под давлением через вращающуюся сферическую насадку с одновременным перемещением колонны ГТ со скоростью 0, 5 м/с от забоя к интервалу зарезки пробуренных боковых стволов 10', … 10n, что позволяет снять кольматацию радиальной поверхности боковых стволов 10', … 10n после бурения и расширить соответственно пробуренные боковые стволы 10', … 10n.The efficiency of processing the bottom-hole zone of the
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. При выполнении боковых стволов скважины последовательно используют сначала фрезу, а затем в комплексе долото с осциллятором-турбулизатором, а после этого производят кислотную обработку призабойной зоны боковых стволов 10', … 10n, вращающейся сферической насадкой.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. When performing the side boreholes, the cutter is first used sequentially, and then in combination with the bit with the oscillator-turbulator, and then the acid treatment of the bottom-hole zone of the sidetracks 10 ', ... 10 n , with a rotating spherical nozzle, is performed.
Вращающаяся сферическая насадка позволяет повысить эффективность кислотной обработки за счет радиального и равномерного воздействия (по всему периметру боковых стволов 10', … 10n) с осевым перемещением со скоростью 0, 5 м/с напором струи кислоты на обрабатываемые призабойные зоны боковых стволов 10', … 10n.A rotating spherical nozzle allows to increase the efficiency of acid treatment due to radial and uniform action (along the entire perimeter of the sidetracks 10 ', ... 10 n ) with axial displacement at a speed of 0, 5 m / s by the pressure of the jet of acid on the treated bottom-hole zones of the sidetracks 10', ... 10 n .
Кроме того, при возникновении прихвата долота в пробуриваемых боковых стволах исключаются сложные аварийные работы за счет применения ГАР 8, который позволяет извлечь колонну ГТ, без обрыва оставив компоновку в прихваченном боковом стволе. Все это сокращает продолжительность бурения боковых стволов 10', … 10n, а значит позволяет сэкономить материальные и финансовые затраты.In addition, when a bit sticking occurs in drilled sidetracks, complex emergency operations are eliminated due to the use of
Опытным путем установлено, что применение ОТ увеличивает механическую скорость проходки при бурении бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины на 40-50%.It has been experimentally established that the use of OT increases the mechanical penetration rate when drilling a sidetrack from the horizontal part of an open hole by 40-50%.
Предлагаемый способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины позволяет:The proposed method of drilling sidetracks from the horizontal part of an open hole allows you to:
- достичь точности ориентирования направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины;- to achieve accuracy in orienting the direction of sidetracking to the right relative to the main horizontal uncased wellbore;
- исключить отклонение траектории бокового ствола в процессе бурения;- eliminate deviation of the sidetrack during drilling;
- исключить вскрытие водоносного пласта;- exclude the opening of the aquifer;
- повысить эффективность обработки боковых стволов скважины раствором соляной кислоты с применением гибкой трубы со сферической насадкой;- to increase the efficiency of processing the sidetracks of the well with a hydrochloric acid solution using a flexible pipe with a spherical nozzle;
- повысить качество обработки призабойной зоны скважины из-за возможности отдельно обработать призабойную зону каждого бокового ствола скважины;- to improve the quality of processing the bottom-hole zone of the well due to the possibility of separately processing the bottom-hole zone of each side wellbore;
- снизить финансовые и материальные затраты на реализацию способа;- reduce financial and material costs for the implementation of the method;
- сократить продолжительность бурения бокового ствола.- reduce the duration of sidetracking.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019113435A RU2708743C1 (en) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019113435A RU2708743C1 (en) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2708743C1 true RU2708743C1 (en) | 2019-12-11 |
Family
ID=69006734
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019113435A RU2708743C1 (en) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2708743C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2795655C1 (en) * | 2022-12-14 | 2023-05-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Method for reconstruction of an inactive well |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000031376A2 (en) * | 1998-11-20 | 2000-06-02 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
RU2376438C1 (en) * | 2009-03-18 | 2009-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of multihole well construction |
RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
RU132123U1 (en) * | 2013-04-02 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФракДжет-Волга" | ACID DRILLING RIG |
RU2588108C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Horizontal well completion method |
-
2019
- 2019-04-30 RU RU2019113435A patent/RU2708743C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000031376A2 (en) * | 1998-11-20 | 2000-06-02 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
RU2376438C1 (en) * | 2009-03-18 | 2009-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of multihole well construction |
RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
RU132123U1 (en) * | 2013-04-02 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФракДжет-Волга" | ACID DRILLING RIG |
RU2588108C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Horizontal well completion method |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2795655C1 (en) * | 2022-12-14 | 2023-05-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Method for reconstruction of an inactive 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 | |
US7234546B2 (en) | Drilling and cementing casing system | |
RU2431036C2 (en) | Completion assembly and method for well completion in underground formation | |
US6520255B2 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
CN106460491B (en) | The method for forming multilateral well | |
CN103867119B (en) | Coal reservoir well completion transformation method | |
US20190226282A1 (en) | Drilling and stimulation of subterranean formation | |
OA12171A (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals. | |
RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
CN111472739A (en) | Staged fracturing production-increasing transformation method for 3-inch semi-solid well completion shaft of sidetracking horizontal well | |
RU2684557C1 (en) | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development | |
RU2708743C1 (en) | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part | |
RU2065973C1 (en) | Method for degassing accompanying seams | |
RU2709262C1 (en) | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) | |
US10544663B2 (en) | Method of well completion | |
RU2709263C1 (en) | Method of drilling and development of offshoots from horizontal well | |
RU2710577C1 (en) | Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well | |
RU2558090C1 (en) | Horizontal well operation method | |
RU2541978C1 (en) | Well construction method | |
RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
RU2109128C1 (en) | Method of injecting into wells | |
RU2795655C1 (en) | Method for reconstruction of an inactive well | |
RU2708747C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210501 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220415 |