RU2709263C1 - Method of drilling and development of offshoots from horizontal well - Google Patents

Method of drilling and development of offshoots from horizontal well Download PDF

Info

Publication number
RU2709263C1
RU2709263C1 RU2019113440A RU2019113440A RU2709263C1 RU 2709263 C1 RU2709263 C1 RU 2709263C1 RU 2019113440 A RU2019113440 A RU 2019113440A RU 2019113440 A RU2019113440 A RU 2019113440A RU 2709263 C1 RU2709263 C1 RU 2709263C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling
string
offshoot
wedge
sidetracks
Prior art date
Application number
RU2019113440A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
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 RU2019113440A priority Critical patent/RU2709263C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2709263C1 publication Critical patent/RU2709263C1/en

Links

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

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to drilling and development of offshoots of oil and gas wells. Prior to drilling the offshoots with the main horizontal open borehole at the well head from below up the assembly is assembled: measure while drilling, one weighted drill pipe, wedge-deflector. Assembly is lowered on the tubing string to the main horizontal open borehole. Wedge-deflector is located in interval of offshoot kickoff. During lowering the tubing string is equipped with three starting couplings: at depths of 500 m – diameter of 1.5 mm, 700 m – diameter of 2.0 mm, 900 m – with diameter of 2.5 mm. Orientation of wedge-diverter is performed. Then, assembly is assembled at well head from bottom to top: milling cutter, screw downhole motor (SDM), hydraulic emergency disconnector. Assembly is lowered to the tubing string on the flexible pipe (FP) string. 10 m before the cutter-bore cutter of the deflector wedge the SDM is started and with pumping of the process liquid through the FP string are included in the wedge-deflector layout into the offshoot kickoff interval. Offshoot is drilled with load on cutter-bit to 1.5 t to preset face. During the drilling of the offshoot, compression is performed in a circle by feeding nitrogen into the annular space through starting couplings into annular space with aerating the spent process fluid. 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 FP 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 FP column with the FP column simultaneous displacement up to the offshoot kickoff interval. Depending on the number of offshoots, the above process operations are repeated, wherein the treatment pressure of the bottomhole zone of the side wellbore can be different for each offshoot.
EFFECT: higher reliability of the method, eliminating the clamping of the assembly during drilling, excluding the breakage of the FP column, higher quality of acid treatment of the offshoots.
1 cl, 5 dwg

Description

Изобретение относится к строительству многозабойных скважин, а именно к технологии бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины.The invention relates to the construction of multilateral wells, and in particular to a technology for drilling and developing sidetracks from a horizontal well.

Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU №2626103, МПК Е21В 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 ЕВВ 7/04, published on July 21, 2017 in bull. No. 21), including continuous cutting of the interval of production casing and cement stone of cylindrical shape from above and a truncated cone from below, isolation of the interval expansion by installing an easily drilled insert made 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 of the main trunk by drilling a deflector wedge and a temporary cement bridge. In this case, the continuous cutting of 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.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the 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 .;

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. 20.12.2009 в бюл. №35), включающий бурение основного горизонтального ствола, бурение 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 and development of lateral shafts from a horizontal well (patent RU No. 2376438, IPC ЕВВ 7/04, publ. 12/20/2009 in bull. No. 35), including drilling of the main horizontal shaft, drilling side trunks, acid treatment of the lateral trunks. 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.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- 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 прихвата компоновки в процессе бурения разбуренным шламом из-за отсутствия циркуляции жидкости на устье. Разбуренный шлам не выносится на дневную поверхность, а оседает в основном горизонтальном стволе либо в пробуриваемом боковом стволе;- secondly, a high probability of sticking the layout during drilling with drill cuttings due to the lack of fluid circulation at the mouth. Drilled sludge is not carried to the surface, but settles in the main horizontal wellbore or in a drilled lateral well;

- в-третьих, в случае прихвата компоновки в процессе бурения бокового ствола создается аварийная ситуация, связанная с разрывом по телу колонны НКТ, что чревато длительными восстановительными работами в скважине;- thirdly, in the event of a configuration sticking during sidetrack drilling, an emergency situation arises due to rupture of the tubing string along the body, which is fraught with lengthy restoration work in the well;

- в-четвертых, низкое качество кислотной 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 acid treatment of the bottomhole zone of the lateral trunks, since all the lateral trunks 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 достижение точности ориентирования направления бурения (зарезки) бокового ствола относительно основного горизонтального ствола скважины, повышение надежности способа за счет снижения вероятности прихвата компоновки, исключения аварийной ситуации в скважине, а также повышение качества кислотной обработки боковых стволов и снижение финансовых и материальных затрат на реализацию способа.The technical objectives of the invention are to achieve accuracy in orienting the direction of drilling (kickoff) of the sidetrack relative to the main horizontal wellbore, increasing the reliability of the method by reducing the likelihood of a sticking arrangement, eliminating an emergency in the well, as well as improving the quality of acid treatment of the sidetracks and reducing financial and material costs on the implementation of the method.

Технические задачи решаются способом бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины, включающим бурение основного горизонтального ствола, бурение боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.Technical problems are solved by the method of drilling and developing sidetracks from a horizontal well, including drilling the main horizontal trunk, drilling sidetracks, acidizing the sidetracks.

Новым является то, что перед бурением боковых стволов на устье скважины с основным горизонтальным открытым стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в основной горизонтальный открытый ствол, при этом клин-отклонитель располагают в интервале зарезки бокового ствола, причем в процессе спуска колонну НКТ оснащают тремя пусковыми муфтами на глубинах 500 м диаметром 1,5 мм, 700 м диаметром 2,0 мм, 900 м диаметром 2,5 мм, производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального открытого ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза-долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, за 10 м до достижения фрезой-долотом клина-отклонителя запускают ВЗД и с закачкой технологической жидкости по колонне ГТ входят компоновкой в клин-отклонитель в интервал зарезки бокового ствола, производят бурение бокового ствола с нагрузкой на фрезу-долото до 1,5 т до заданного забоя, причем в процессе бурения бокового ствола производят компрессирование по кругу подачей азота в затрубное пространство через пусковые муфты в межтрубное пространство с аэрированием отработанной технологической жидкости, 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 the sidetracks at the wellhead with the main horizontal open hole from bottom to top, the assembly is assembled: telesystem, one weighted drill pipe, diagonal wedge, the assembly on the tubing string — tubing — is lowered into the main horizontal open hole, when In this case, the deflector wedge is located in the interval of sidetracking, and during the descent, the tubing string is equipped with three starting couplings at depths of 500 m with a diameter of 1.5 mm, 700 m with a diameter of 2.0 mm, 900 m with a diameter of 2.5 mm, The orientation of the diverting wedge relative to the main horizontal open wellbore is taken, then the assembly is assembled from the bottom to the bottom of the well: a cutter-chisel, a downhole screw motor - VZD, a hydraulic emergency disconnector, lowering the assembly into the tubing string on the tubing string - GT, for 10 m until the cutter-chisel reaches the diverter wedge, a PDW is launched and, with the injection of process fluid through the GT column, they enter the diverter wedge into the interval of sidetracking, the side hole is drilled and with a load on the cutter-chisel up to 1.5 tons to the specified bottom, moreover, during side-hole drilling, compression is performed in a circle by applying nitrogen to the annulus through the start-up couplings into the annulus with aeration of the spent process fluid, after the bottom of the side-hole is reached, the process is stopped drilling and lifting the assembly to the GT from the tubing string, then lowering the GT string with a spherical nozzle at the end to the depth of the drilled face of the lateral shaft into the tubing string and produce acid treatment the bottomhole zone of the sidetrack 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 technological operations are repeated, and the pressure of the bottomhole zone treatment of the sidetracks can be different for each sidetrack the trunk.

На фигурах 1-5 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа.In figures 1-5 schematically and sequentially shows the implementation of the proposed method.

Сущность способа бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины заключается в следующем.The essence of the method of drilling and development of sidetracks from a horizontal well is as follows.

Бурят основной горизонтальный открытый ствол 1 скважины. Перед бурением боковых стволов на устье скважины с основным горизонтальным открытым стволом 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: телесистема 2, одна утяжеленная бурильная труба - УБТ 3, например, диаметром 127 мм, клин-отклонитель 4. В качестве клина-отклонителя 4 применяют любой известный клин-отклонитель, позволяющий отклонять колонну НКТ 5 с компоновкой, например, под углом 2,5° по отношению к основному горизонтальному открытому стволу 1 скважины.The main horizontal open hole of 1 well is drilled. Before drilling the sidetracks at the wellhead with the main horizontal open hole 1 (Fig. 1), the layout is assembled from bottom to top: telesystem 2, one weighted drill pipe - UBT 3, for example, with a diameter of 127 mm, a deflecting wedge 4. As a deflecting wedge 4, any known deflecting wedge is used, which allows deflecting the tubing string 5 with a layout, for example, at an angle of 2.5 ° with respect to the main horizontal open hole 1 of the well.

Спускают компоновку на колонне НКТ 5, например, диаметром 89 мм в основной горизонтальный открытый ствол 1. При этом клин-отклонитель 4 располагают в интервале зарезки бокового ствола скважины, например, в интервале 950 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 the main horizontal open hole 1. In this case, the diverter wedge 4 is located in the interval of the sidetracking hole, for example, in the interval of 950 m (the installation intervals of the diverter wedge 4 are determined according to the work plan )

Причем в процессе спуска колонну НКТ 5 оснащают тремя пусковыми муфтами 6 на глубинах 500 м диаметром 1,5 мм, 700 м диаметром 2,0 мм, 900 м диаметром 2,5 мм (фиг. 1 не показано).Moreover, during the descent, the tubing string 5 is equipped with three starting sleeves 6 at depths of 500 m with a diameter of 1.5 mm, 700 m with a diameter of 2.0 mm, 900 m with a diameter of 2.5 mm (Fig. 1 is not shown).

Посредством телесистемы 2 и с помощью геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя 4 в требуемом направлении от 0° до 360° относительно основного горизонтального открытого ствола 1 скважины.Using the telesystem 2 and using the geophysical lot, the deflector 4 is oriented in the desired direction from 0 ° to 360 ° relative to the main horizontal open hole 1 of the well.

При этом телесистема 2 отправляет сигнал на устье скважины (на фиг. 1-5 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. С помощью сигнала, получаемого с телесистемы 2 на станции геофизической партии, достигают запланированного направления вправо 130° (фиг. 2) относительно основного горизонтального открытого ствола 1 скважины.In this case, the telesystem 2 sends a signal to the wellhead (not shown in Fig. 1-5), 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 . Using the signal received from the telesystem 2 at the station of the geophysical lot, the planned direction to the right is reached 130 ° (Fig. 2) relative to the main horizontal open hole 1 of the well.

Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 3): фреза-долото 7, ВЗД 8, гидравлический аварийный разъединитель (ГАР) 9. Например, используют фрезу-долото диаметром 68 мм, ВЗД марки Д-55.Next, at the wellhead, the assembly is assembled from bottom to top (Fig. 3): mill-chisel 7, VZD 8, hydraulic emergency disconnector (GAR) 9. For example, a mill-chisel with a diameter of 68 mm, a VZD of the D-55 brand, is used.

ГАР 9 (на фиг. 3 показан условно) выполнен в виде полого корпуса (на фиг. 1-5 не показано), оснащенного внутри посадочным седлом, зафиксированным с помощью срезного штифта к полому корпусу. Посадочное седло ГАР 9 выполнено под сбрасываемый с устья в колонну ГТ 10 шар и позволяет разъединить колонну ГТ 10 от ВЗД 8 в случае прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 11'.GAR 9 (conditionally shown in FIG. 3) is made in the form of a hollow body (not shown in FIGS. 1-5), equipped with a landing seat fixed with a shear pin to the hollow body. The GAR 9 landing saddle is made under the ball that is discharged from the mouth into the GT 10 column and allows the GT 10 column to be disconnected from the VZD 8 in the event of a configuration sticking in the drilled sidetrack 11 '.

Спускают компоновку в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм на колонне ГТ 10 со скоростью 15 м/мин без циркуляции жидкости на устье скважины с расхаживанием через каждые 500 м спуска. За 10 м до достижения фрезой-долотом 7 клина-отклонителя 4 снижают скорость спуска до 5 м/мин и запускают ВЗД 8. С закачкой технологической жидкости насосным агрегатом 12 по колонне ГТ 10 входят компоновкой в клин-отклонитель 4 в интервал зарезки бокового ствола 11'. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1170 кг/м3.The assembly is lowered into a tubing string 5 with a diameter of 89 mm on a GT 10 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 cutter-chisel 7 reaches the deflecting wedge 4, lower the descent speed to 5 m / min and start the HPW 8. With the pumping fluid pumped by the pump unit 12 along the GT 10 column, the layout includes the deflecting wedge 4 in the interval of sidetracking 11 '. As the process fluid use industrial water with a density of 1170 kg / m 3 .

Герметизируют на устье скважины пространство между колонной НКТ 5 и ГТ 10 устьевым герметизатором 13, обеспечивающим герметичность на устье при осевом перемещении колонны ГТ в процессе бурения боковых стволов.The space between the tubing string 5 and GT 10 is sealed at the wellhead with a wellhead seal 13, which ensures tightness at the mouth during axial movement of the GT string during sidetracking.

Далее запускают компрессор 14 и выводят его на режим с давлением 8,0 МПа, производят бурение (зарезку) бокового ствола 11' под углом 2,5° по отношению к основному горизонтальному открытому стволу 1 скважины с нагрузкой на фрезу-долото 7 до 1,5 т.Next, start the compressor 14 and bring it to a mode with a pressure of 8.0 MPa, make drilling (tapping) of the lateral bore 11 'at an angle of 2.5 ° with respect to the main horizontal open bore 1 of the well with a load on the cutter-bit 7 to 1, 5 t.

В процессе бурения бокового ствола 11' при открытой задвижке 15 производят компрессирование по кругу подачей азота компрессором 14 в затрубное пространство 16. Из затрубного пространства 16 азот через пусковые муфты 6 попадает в межтрубное пространство 17, где происходит аэрирование отработанной технологической жидкости. Аэрированием снижают давление в межтрубном пространстве 17, благодаря чему аэрированная отработанная технологическая жидкость вместе с разбуренным шламом поднимается вверх по межтрубному пространству 17 скважины и через открытую задвижку 18 попадает в желобную емкость 19.In the process of drilling a sidetrack 11 'with an open gate valve 15, compression is made in a circle by supplying nitrogen with a compressor 14 to the annulus 16. From the annulus 16, nitrogen through the start-up couplings 6 enters the annulus 17 where aeration of the spent process fluid takes place. Aeration reduces the pressure in the annulus 17, so that the aerated spent process fluid, together with the drilled cuttings, rises up the annulus 17 of the well and through the open valve 18 enters the groove tank 19.

Продолжают бурение бокового ствола 11' под углом 2,5° по отношению к основному горизонтальному открытому стволу 1 скважины до достижения забоя 20' с нагрузкой на фрезу-долото 7 до 1,5 т, например длиной 1=100 м в интервале 950-1050 м.The sidetrack 11 'is continued to be drilled at an angle of 2.5 ° relative to the main horizontal open hole 1 of the well until the bottom 20' is reached with a load on the cutter-bit 7 to 1.5 tons, for example, length 1 = 100 m in the range 950-1050 m

После достижения забоя 20' бокового ствола 11' останавливают процесс бурения. При этом прекращают закачку технологической жидкости насосным агрегатом 12 в колонну ГТ 10 и подачу азота компрессором 14 в затрубное пространство 16 скважины.After reaching the bottom 20 'of the sidetrack 11', the drilling process is stopped. At the same time, the pumping liquid 12 stops pumping the technological fluid into the GT 10 column and the nitrogen supply by the compressor 14 to the annular space 16 of the well.

Поднимают компоновку на ГТ 10 из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.The layout is raised to GT 10 from a tubing string 5 with a diameter of 89 mm.

Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 10 со сферической насадкой 21 (фиг. 4) на конце до глубины 1050 м пробуренного забоя 20' бокового ствола 11'. Производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола 11' закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 10 с одновременным перемещением колонны ГТ 10 вверх до интервала зарезки бокового ствола 11', т.е. до глубины 950 м, со скоростью 0,25 м/с.Next, the GT 10 column with a spherical nozzle 21 (Fig. 4) is lowered into the tubing string 5 with a diameter of 89 mm, with a spherical nozzle 21 (Fig. 4) at the end to a depth of 1050 m of the drilled face 20 'of the side trunk 11'. Acid treatment of the bottomhole zone of the sidetrack 11 'is carried out by pumping hydrochloric acid into the GT 10 column while moving the GT 10 column up to the sidetracking interval 11', i.e. to a depth of 950 m, with a speed of 0.25 m / s.

Извлекают колонну ГТ 10 со сферической насадкой 21 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.The GT 10 column with a spherical nozzle 21 at the end of the tubing string 5 with a diameter of 89 mm is removed.

Далее в зависимости от количества боковых стволов 11', 11n (фиг. 5) повторяют вышеописанные технологические операции, начиная со сборки компоновки: телесистема 2, одна УБТ 3, клин-отклонитель 4 и заканчивая извлечением колонны ГТ 10 со сферической насадкой 21 на конце.Then, depending on the number of sidetracks 11 ', 11 n (Fig. 5), 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 10 column with a spherical nozzle 21 at the end .

Давление обработки призабойной зоны боковых стволов 11', 11n может быть различным для каждого бокового ствола 11', 11n в зависимости от проницаемости пород. Например, призабойную зону бокового ствола 11' обрабатывают под давлением 9,0 МПа, а призабойную зону бокового ствола 11n - под давлением 6,0 МПа.The processing pressure of the bottomhole zone of the sidetracks 11 ', 11 n may be different for each sidetrack 11', 11 n depending on the permeability of the rocks. For example, the bottomhole zone of the sidetrack 11 ′ is treated under a pressure of 9.0 MPa, and the bottomhole zone of the sidetrack 11 n is treated under a pressure of 6.0 MPa.

Реализация предлагаемого способа позволяет достичь точности ориентирования боковых стволов скважины перед их бурением (зарезкой) из основного горизонтального открытого ствола скважины в любом направлении (например, как указано выше 130° (фиг. 2)) и под требуемым углом (например, как указано выше 2,5° (фиг. 3)) относительно основного горизонтального открытого ствола 1 скважины.Implementation of the proposed method allows to achieve the accuracy of orientation of the side wells before drilling (cutting) from the main horizontal open hole in any direction (for example, as indicated above 130 ° (Fig. 2)) and at the required angle (for example, as described above 2 , 5 ° (Fig. 3)) relative to the main horizontal open hole 1 of the well.

Исключается прихват компоновки в процессе бурения боковых стволах 11', 11n разбуренным шламом, так как разбуренный шлам благодаря аэрированию отработанной технологической жидкости с помощью компрессора через пусковые муфты выносится на дневную поверхность, а не оседает в основном горизонтальном открытом стволе либо в пробуриваемом боковом стволе.The arrangement is not tacked during drilling of the lateral shafts 11 ', 11 n with the drilled cuttings, since the drilled cuttings are carried out through the start-up couplings to the day surface due to aeration of the spent process fluid by means of the compressor, rather than settling in the main horizontal open hole or in the drilled sidetrack.

При снижении вероятности прихвата компоновки в пробуриваемых боковых стволах 11', 11n исключаются сложные аварийные работы за счет применения ГАР 15, который позволяет извлечь колонну ГТ без обрыва, оставив компоновку в прихваченном боковом стволе. Это повышает надежность способа, а также позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.While reducing the likelihood of a stuck layout in the drilled sidetracks 11 ', 11 n, complex emergency operations are eliminated by using the GAR 15, which allows you to remove the GT column without breaking, leaving the layout in the stuck sidetrack. This increases the reliability of the method, and also allows you to save material and financial resources.

Повышается качество кислотной обработки боковых стволов, так как призабойная зона каждого бокового ствола скважины обрабатывается под индивидуальным значением давления.The quality of acid treatment of the sidetracks increases, 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 открытого ствола скважины отсутствует необходимость его обсаживать. Кроме того, при выполнении боковых стволов скважины последовательно используют сначала фрезу-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 open wellbore are not required to be cased are reduced. In addition, when performing the sidetracks of the well, the cutter-chisel is first sequentially used first, and then the bottom-hole zone of the sidetracks is acid treated with a spherical nozzle. This reduces the duration of the execution of the sidetracks, and therefore allows you to save material and financial resources.

Предлагаемый способ бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины позволяет:The proposed method of drilling and development of sidetracks from a horizontal well allows you to:

- создать боковые стволы скважины в требуемом направлении относительно основного горизонтального открытого ствола;- create sidetracks in the required direction relative to the main horizontal open hole;

- исключить прихват компоновки в процессе бурения разбуренным шламом;- to exclude the sticking of the layout during drilling with drill cuttings;

- исключить обрыв колонны ГТ в скважине;- to exclude the breakdown of the GT column in the well;

- повысить качество кислотной обработки боковых стволов скважины;- improve the 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 бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины, включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов, отличающийся тем, что перед бурением боковых стволов на устье скважины с основным горизонтальным открытым стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжелённая бурильная труба, клин-отклонитель, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной горизонтальный открытый ствол, при этом клин-отклонитель располагают в интервале зарезки бокового ствола, причем в процессе спуска колонну НКТ оснащают тремя пусковыми муфтами на глубинах 500 м диаметром 1,5 мм, 700 м диаметром 2,0 мм, 900 м диаметром 2,5 мм, производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального открытого ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза-долото, винтовой забойный двигатель (ВЗД), гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб (ГТ), за 10 м до достижения фрезой-долотом клина-отклонителя запускают ВЗД и с закачкой технологической жидкости по колонне ГТ входят компоновкой в клин-отклонитель в интервал зарезки бокового ствола, производят бурение бокового ствола с нагрузкой на фрезу-долото до 1,5 т до заданного забоя, причем в процессе бурения бокового ствола производят компрессирование по кругу подачей азота в затрубное пространство через пусковые муфты в межтрубное пространство с аэрированием отработанной технологической жидкости, 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 drilling and developing sidetracks from a horizontal well, including drilling the main horizontal and sidetracks, acidizing the sidetracks, characterized in that before drilling the sidetracks at the wellhead with the main horizontal open wellbore, the assembly is assembled from the bottom up: a telesystem, one weighted drill pipe , the wedge-diverter, lower the layout on the string of tubing (tubing) in the main horizontal open trunk, while the wedge-diverter is placed in the interval sidetracking, and during the descent, the tubing string is equipped with three starting couplings at depths of 500 m with a diameter of 1.5 mm, 700 m with a diameter of 2.0 mm, 900 m with a diameter of 2.5 mm, the deflector wedge is oriented relative to the main horizontal open trunk wells, then at the wellhead the assembly is assembled from bottom to top: cutter-chisel, helical downhole motor (VZD), hydraulic emergency disconnector, lower the arrangement into the tubing string on the string of flexible pipes (GT), 10 m before the cutter-chisel reaches the deflector s they start the VZD and, with the injection of the process fluid through the GT string, they enter the deflector wedge into the sidetracking interval, drill the sidetrack with a load on the cutter-chisel up to 1.5 tons to the specified bottom, and during sidetracking, compress a circle by feeding nitrogen into the annulus through the start-up couplings into the annulus with aeration of the spent process fluid, after reaching the bottom of the sidewall, the drilling process is stopped and the components are raised to the HT from the tubing string, then the GT string with a spherical nozzle at the end to the depth of the drilled bottom hole of the lateral shaft is lowered into the tubing string and acid treatment of the bottomhole zone of the side trunk is performed by pumping hydrochloric acid solution into the GT string while moving the HT string up to the side cutoff interval borehole, 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 Wow side trunk.
RU2019113440A 2019-04-30 2019-04-30 Method of drilling and development of offshoots from horizontal well RU2709263C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019113440A RU2709263C1 (en) 2019-04-30 2019-04-30 Method of drilling and development of offshoots from horizontal well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019113440A RU2709263C1 (en) 2019-04-30 2019-04-30 Method of drilling and development of offshoots from horizontal well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2709263C1 true RU2709263C1 (en) 2019-12-17

Family

ID=69006839

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019113440A RU2709263C1 (en) 2019-04-30 2019-04-30 Method of drilling and development of offshoots from horizontal well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2709263C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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 (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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
US9249652B2 (en) Controlled fracture initiation stress packer
US6520255B2 (en) Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
EP2282002A2 (en) Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
BRPI0806338A2 (en) bottom hole completion set, and, bottom hole completion method in an underground formation
EA027507B1 (en) Device for underground formations treatment for inflow intensification
AU2012295502B2 (en) Processes for fracturing a well
WO2002018738A1 (en) Improved method for drilling multi-lateral wells and related device
US11454081B2 (en) Well treatment with barrier having plug in place
RU2632836C1 (en) Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown
RU2709263C1 (en) Method of drilling and development of offshoots from horizontal well
RU2065973C1 (en) Method for degassing accompanying seams
RU2684557C1 (en) Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development
CN111779466B (en) Method for solving problem of shaft blockage of failed prefabricated restrictor through hydraulic sand blasting perforation process
US11105188B2 (en) Perforation tool and methods of use
RU2708743C1 (en) Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part
RU2709262C1 (en) Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions)
US20160115770A1 (en) Treatment string and method of use thereof
RU2167273C1 (en) Method of casing liner installation in well
RU2626103C1 (en) Method of oil well offshot drilling
US20150240595A1 (en) Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production
AU2021287917A1 (en) Wellbore segmented operation method and rubber plug for said method
RU2501935C1 (en) Repair method of casing string in well with defective section
RU2750805C1 (en) Method for intensifying borehole operation by drilling side holes

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