RU2771371C1 - Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины - Google Patents
Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2771371C1 RU2771371C1 RU2021124913A RU2021124913A RU2771371C1 RU 2771371 C1 RU2771371 C1 RU 2771371C1 RU 2021124913 A RU2021124913 A RU 2021124913A RU 2021124913 A RU2021124913 A RU 2021124913A RU 2771371 C1 RU2771371 C1 RU 2771371C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- side channel
- tubing string
- assembly
- channel
- drilled
- Prior art date
Links
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 230000000712 assembly Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 238000000429 assembly Methods 0.000 title claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005121 nitriding Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000013461 design Methods 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000009365 direct transmission Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для бурения боковых каналов из горизонтального ствола нефтяных и газовых скважин с целью увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины путем увеличения зоны дренирования горизонтального ствола скважины с созданием боковых каналов в дальних участках пласта и последующей кислотной обработкой боковых каналов. Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины включает в себя первую компоновку для ориентации направления зарезки бокового канала, состоящую из телесистемы, клина-отклонителя, спущенную на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в необсаженную часть горизонтальной скважины, вторую компоновку для зарезки и бурения бокового канала, состоящую из разрушающего элемента, винтового забойного двигателя - ВЗД, спущенной в колонну НКТ на колонне гибких труб – ГТ, и третью компоновку для проведения кислотной обработки призабойной зоны пробуренного бокового канала, состоящую из сферической насадки, спущенной в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб. В компоновке для ориентации направления зарезки бокового канала клин-отклонитель выполнен из проката стального марки 40Х, направляющая поверхность клина отклонителя упрочнена азотированием со значением твердости по Виккерсу HV 600-650. В составе компоновки для зарезки и бурения бокового канала в качестве разрушающего инструмента установлена фреза–долото, а ВЗД выполнен с регулируемым углом перекоса валов, причём в компоновке за ВЗД установлен механический разъединитель, а затем навигационная система. Механический разъединитель выполнен в виде концентрично размещённых друг в друге штока и корпуса, соединённых между собой срезным штифтом. Шток жёстко соединён с навигационной системой, а корпус жёстко соединён с ВЗД. Механический разъединитель имеет возможность отсоединения корпуса от штока после разрушения срезного штифта, а на наружной поверхности корпуса механического разъединителя выполнены кольцевые насечки противоположного направления насечкам ловильного инструмента с наружным захватом. Навигационная система соединена через геофизический кабель, запассованный внутрь колонны ГТ с пультом управления навигационной системы. Сферическая насадка, спущенная в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб в составе компоновки для проведения кислотной обработки бокового канала, имеет пять сопел - одно центральное сопло и четыре боковых сопла, расположенных по направлению потока под углом 45° и под углом 90° по отношению друг к другу. У каждого сопла отношение входного диаметра к выходному диаметру равно двум. Обеспечивается управление траекторией пробуриваемого бокового канала, повышение надежности и эффективности работы устройства с возможностью извлечения устройства из пробуриваемого бокового канала в случае его прихвата в боковом канале, а также снижение металлоемкости конструкции и сокращение продолжительности выполнения бокового канала. 8 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для бурения боковых каналов из горизонтального ствола нефтяных и газовых скважин с целью увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины путём увеличения зоны дренирования горизонтального ствола скважины с созданием боковых каналов в дальних участках пласта и последующей кислотной обработкой боковых каналов.
Известно устройство для выполнения боковых каналов из ствола скважины в пласт породы (патент RU № 2663995, опубл. 14.08.2018), в котором по меньшей мере одна направленная вбок вращательная буровая штанга выполнена с возможностью ее осевого перемещения в трубчатом элементе основного ствола, при этом ведущий концевой участок буровой штанги снабжен буровым долотом, приводимым в действие вращательной буровой штангой, а также двигатель, приводимый в действие текучей средой, выполненный с возможностью его осевого перемещения в трубчатом элементе основного ствола, соединенный с вращательной буровой штангой в трубчатом элементе основного ствола и выполненный с возможностью его приведения в действие потоком текучей среды в трубчатом элементе основного ствола, и буровая штанга подвергается воздействию перепада давлений на двигателе, приводимом в действие текучей средой, в трубчатом элементе основного ствола, вследствие чего обеспечено ее перемещение под действием гидравлических сил в сторону пласта породы, при этом буровая штанга заключена в невращающуюся трубу, причём по меньшей мере, невращающаяся труба или буровая штанга проходит через отверстие в стенке трубчатого элемента основного ствола в месте, отстоящем от концевого участка трубчатого элемента основного ствола, при этом по меньшей мере, невращающаяся труба или буровая штанга подвергнуты воздействию перепада давлений между давлением в трубчатом элементе основного ствола и в кольцевом пространстве ствола скважины, вследствие чего обеспечено ее перемещение под действием гидравлических сил в сторону пласта породы, причём невращающаяся труба подвергнута воздействию перепада давлений на двигателе, приводимом в действие текучей средой, в трубчатом элементе основного ствола, при этом
двигатель, приводимый в действие текучей средой, выполнен с возможностью осевого перемещения в трубчатом элементе основного ствола, причём двигатель, приводимый в действие текучей средой, выполнен с возможностью перемещения по направляющей в трубчатом элементе основного ствола, при этом в перепускном канале предусмотрен дроссель, причём невращающаяся труба соединена с корпусом двигателя, приводимого в действие текучей средой, при этом предусмотрена невращающаяся труба, соединенная с другим двигателем, приводимым в действие текучей средой, проходящая мимо двигателя, приводимого в действие текучей средой, в трубчатом элементе основного ствола, причём
текучая среда в трубчатом элементе основного ствола проходит через более чем один двигатель, приводимый в действие текучей средой.
Недостатки устройства:
- во-первых, конструкция не позволяет управлять траекторией, пробуриваемого бокового канала, как следствие, происходит отклонение бокового канала от заданной траектории, в связи с чем существует высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения горизонтальной скважины;
- в-вторых, высокая продолжительность работ, связанная с тем, что бурение бокового канала выполняют с помощью буровой штанги, а не колонны гибких труб (ГТ);
- в-третьих, конструкция устройства не позволяет произвести кислотную обработку пробуренного бокового канала, что не позволяет кратно повысить дебит нефти из пробуренного бокового канала;
- в-четвёртых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (невращающаяся туба, буровая штанга, несколько двигателей и т.д.), а также связанная с этим высокая металлоёмкость конструкции.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство с помощью которого реализуется способ для расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов (патент RU № 2684557, опубл. 09.04.2019), включающее в себя первую компоновку для ориентации направления зарезки бокового канала, состоящую из телесистемы, одной утяжеленной бурильной трубы - УБТ, клина-отклонителя, спущенную на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в необсаженную часть горизонтальной скважины, а также вторую компоновку для зарезки и бурения бокового канала, состоящую из фрезы или долота, винтового забойного двигателя - ВЗД, одной УБТ, спущенной в колонну НКТ на колонне гибких труб – ГТ, и третью компоновку для проведения кислотной обработки призабойной зоны пробуренного бокового канала, состоящей из сферической насадки, спущенной в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб. Причём после зарезки бокового канала фрезой компоновку извлекают из скважины и заменяют фрезу на долото для дальнейшего бурения бокового канала из интервала зарезки.
Недостатки устройства:
- во-первых, конструкция не позволяет управлять траекторией, пробуриваемого бокового канала, поэтому высока вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения горизонтальной скважины;
- во-вторых, низкая надёжность работы, обусловленная одноразовой конструкцией клина-отклонителя, который выполнен полым, а его направляющая поверхность представляет собой вырез желоба трубы, поэтому в процессе зарезки бокового ствола фреза сначала растачивает рабочую поверхность клина-отклонителя и далее, двигаясь в процессе зарезки бокового канала вдоль необсаженной части горизонтальной скважины, повреждает телесистему и выводит её из строя;
- в-третьих, низкая эффективность кислотной обработки пробуренного канала с помощью сферической насадки сопла, которая не обеспечивает глубокое проникновение струи кислоты в призабойную зону бокового канала (кислотная обработка осуществляется поверхностно), что не позволяет кратно повысить дебит нефти из пробуренного бокового канала;
- в-четвёртых, высокая вероятность создания аварийной ситуации, связанная с тем, что конструкция устройства не позволяет извлечь устройство из пробуриваемого бокового канала в случае прихвата устройства в процесс зарезки или бурения бокового канала;
- в-пятых, высокая металлоёмкость конструкции, связанная с наличием утяжелённых бурильных труб в составе компоновок;
- в-шестых, высокая продолжительность работ, связанная с тем, что после зарезки бокового канала фрезой компоновку извлекают из скважины и заменяют фрезу на долото для дальнейшего углубления (бурения) бокового канала из интервала зарезки горизонтального ствола скважины.
Техническими задачами изобретения являются разработка конструкции комплекта компоновок, позволяющих управлять траекторией пробуриваемого бокового канала, а также повышение надёжности и эффективности работы устройства с возможностью извлечения устройства из пробуриваемого бокового канала в случае его прихвата в боковом канале, а также снижение металлоёмкости конструкции и сокращение продолжительности выполнения бокового канала.
Поставленные технические задачи решаются комплектом компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины, включающим в себя первую компоновку для ориентации направления зарезки бокового канала, состоящую из телесистемы, клина-отклонителя, спущенную на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в необсаженную часть горизонтальной скважины, а также вторую компоновку для зарезки и бурения бокового канала, состоящую из разрушающего инструмента, винтового забойного двигателя - ВЗД, спущенной в колонну НКТ на колонне гибких труб – ГТ, и третью компоновку для проведения кислотной обработки призабойной зоны пробуренного бокового канала, состоящую из сферической насадки, спущенной в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб.
Новым является то, что в компоновке для ориентации направления зарезки бокового канала клин-отклонитель выполнен из проката стального марки 40Х, а направляющая поверхность клина отклонителя подвергнута упрочнению азотированием со значением твердости по Виккерсу HV 600-650, в составе компоновки для зарезки и бурения бокового канала, спущенной в скважину через колонну НКТ, в качестве разрушающего инструмента установлена фреза–долото, а ВЗД выполнен с регулируемым углом перекоса валов, причём в компоновке за ВЗД сначала установлен механический разъединитель, а затем навигационная система, при этом механический разъединитель выполнен в виде концентрично размещённых друг в друге штока и корпуса, соединённых между собой срезным штифтом, причём шток жёстко соединён с навигационной системой, а корпус жёстко соединён с ВЗД, при этом механический разъединитель имеет возможность отсоединения корпуса от штока после разрушения срезного штифта, а на наружной поверхности корпуса механического разъединителя выполнены кольцевые насечки противоположного направления насечкам ловильного инструмента с наружным захватом, причем навигационная система соединена через геофизический кабель, запассованный внутрь колонны ГТ с пультом управления навигационной системы, при этом сферическая насадка, спущенная в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб в составе компоновки для проведения кислотной обработки бокового канала имеет пять сопел одно центральное сопло и четыре боковых сопла, расположенных по направлению потока под углом 45° и под углом 90° по отношению друг к другу, при этом у каждого сопла отношение входного диаметра к выходному диаметру равно двум.
На фиг. 1 схематично изображена первая компоновка устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 2 схематично изображена в поперечном сечении А-А первая компоновка устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 3 схематично изображена вторая компоновка устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 4 схематично изображен увеличенный вид - В механического разъединителя устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 5 схематично изображена третья компоновка устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 6 схематично изображен увеличенный вид - С сферической насадки устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 7 схематично в поперечном сечении Г-Г изображен увеличенный вид сферической насадки устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
На фиг. 8 схематично изображены боковые каналы, выполненные с помощью устройства для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины и их кислотной обработки.
Устройство для выполнения боковых каналов из горизонтальной скважины 1 (см. фиг. 1, 2, 3, 5, 8) и их кислотной обработки состоит из трёх последовательно спускаемых в необсаженную часть горизонтальной скважины трёх компоновок:
Первая компоновка для ориентирования направления зарезки бокового канала.
Вторая компоновка для зарезки и бурения бокового канала.
Третья компоновка для кислотной обработки пробуренного бокового канала.
Первая компоновка для ориентирования направления зарезки бокового канала состоит из телесистемы 2 (см. фиг. 1, 3, 5), клина-отклонителя 3 (см. фиг. 1, 2, 3, 5), спущенных в спускаемых в необсаженную часть горизонтальной скважины 1 на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ 4 (см. фиг. 1, 3, 5). Например, применяют колонну НКТ диаметром 89 мм с толщиной стенки 6,5 мм по ГОСТ 633-80.
В качестве телесистемы 2 применяют забойную телесистему (ЗТС) с электромагнитным каналом связи, например Марки ЗТС-108 производства ООО «Научно-производственное предприятие обуховская промышленная компания», г. Нижний Новгород, Российская Федерация.
Клин-отклонитель 3 изготавливают из проката стального марки 40Х, а направляющая поверхность 5 (см. фиг. 1, 2, 3, 5) клина-отклонителя 3 подвергнута упрочнению азотированием со значением твердости по Виккерсу HV 600-650 и имеет угол отклонения, например 2,5°.
Клин отклонитель 3 выполнен, например наружным диаметром 122 мм из проката сортового стального горячекатаного круглого по ГОСТ 2590-2006 «Прокат сортовой стальной горячекатаный круглый».
Вторая компоновка для зарезки и бурения бокового канала состоит из фрезы - долота 6 (см. фиг. 3), ВЗД 7 (см. фиг. 3), механического разъединителя 8 (см. фиг. 3, 4), навигационной системы 9, спущенной в колонну НКТ 4 на гибкой трубе - ГТ 10 (см. фиг. 3), например диаметром 44,5 мм.
Фреза-долото 6 имеет комбинированное вооружение присущее как фрезе, так и долоту из твердосплавных пластинок для улучшения работы, вследствие чего его можно использовать как для зарезки каналов, так и в процессе бурения. Например, используют фрезу-долото диаметром 68 мм любого известного производителя, например НПП «Буринтех» г. Уфа, Российская Федерация.
ВЗД 7 используют с регулируемым углом перекоса валов. Например, применяют ВЗД 7 диаметром 54 мм с углом перекоса валов на величину угла от 0 до 3° марки Д-54РС производства ОАО «Радиус-Сервис» (Российская Федерация, г. Пермь), работы с которым осуществляют согласно руководству по эксплуатации.
Механический разъединитель 8 (см. фиг. 3, 4) выполнен в виде концентрично размещённых друг в друге штока 11 (см. фиг. 4) и корпуса 12, соединённых между собой срезным штифтом 13. Шток 11 жёстко соединён с навигационной системой 9, а корпус жёстко соединён с ВЗД 7. Механический разъединитель 8 имеет возможность отсоединения корпуса 12 от штока 11 после разрушения срезного штифта 13. Срезной штифт 13, разрушается при расчетной нагрузке, например 60 кН.
На наружной поверхности корпуса 12 механического разъединителя 8 выполнены кольцевые насечки 14 (фиг. 4) противоположного направления насечкам ловильного инструмента (на фиг. 1-8 не показано) с наружным захватом.
Герметичность в процессе работы механического разъединителя 8 обеспечивают уплотнительные кольца на фиг. 4 показано условно.
Навигационная система 9 (см. фиг. 3) соединена через геофизический кабель 15 (см. фиг. 3), запассованный внутрь колонны ГТ 10 с пультом управления (находится на поверхности земли, на фиг. 1-8 не показано) навигационной системы 9. Используют любую известную навигационную систему для бурения бокового канала 16' (см. фиг. 5, 8).
Навигация - определение местоположения, скорости и ориентации движущихся объектов.
Например, навигационная система 9 состоит из корпуса (на фиг. 1-8 не показано), выполненного в виде легкосплавной бурильной трубы по ГОСТ 23786-79 из алюминиевого сплава ДТ 16 с химическим составом по ГОСТ 4748-74. В корпусе последовательно размещены и соединены снизу-вверх узлы: модуль нагрузки и затрубного давления, инклинометр, геофизический наконечник, соединённый с геофизическим кабелем 15, который служит для питания навигационной системы и связи с целью передачи информации (азимут, зенитный угол) в процессе бурения бокового канала 16' напрямую на пульт управления навигационной системы 9.
Это позволяет бурить боковой канал 16' в пределах продуктивного пласта (на фиг. 1-8 не показано) и в случае отклонения траектории бокового канала 16' управлять её траекторией через пульт управления навигационной системы. Это полностью исключает вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения горизонтальной скважины через пробуренный боковой канал 16'.
Узлы навигационной системы 9 выполнены цилиндрической формы.
Модуль осевой нагрузки и затрубного давления обеспечивает измерение осевой нагрузки на фрезу-долото 5 и давление в затрубном пространстве, например, осевую нагрузку в диапазоне от 0 до 100 кН и давление в диапазоне от 0 до 40 МПа. Используют модуль осевой нагрузки и затрубного давления любого известного производителя, например марки "МОИ" производства ОАО НПФ "Геофизика" (РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа).
Инклинометр обеспечивает измерение инклинометрических параметров: азимутального и зенитного углов положения КНБК. Используют инклинометр любого известного производителя, например марки "ИММН 36-100/40" производства ОАО НПФ "Геофизика" (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Уфа).
Применяют геофизический кабель 15, например трехжильный марки КГ 3Ч1,5-70-150 производства ЗАО «Кател» (Российская Федерация, г. Тверь).
Сферическая насадка 17 (см. фиг. 5, 6 и 7), спущенная в пробуренный боковой канал 16' на колонне ГТ 18 (см. фиг. 5), например диаметром 38,1 мм в составе компоновки для проведения кислотной обработки бокового канала 16' имеет пять сопел одно центральное сопло 19' (см. фиг. 6) и четыре боковых сопла 19'' (см. фиг. 6, 7), 19''', 19'"' (см. фиг. 7), 19'"'',: по направлению потока под углом 45° и под углом 90° по отношению друг к другу, при этом у каждого сопла 19', 19'', 19''', 19'"', 19'"'' отношение входного диаметра (D) к выходному диаметру (d) равно 2, т.е. D/d =2, что определено опытным путём.
При таком соотношении достигается проникновение струи кислоты на максимальную глубину призабойной зоны бокового канала 16'. Например, входной диаметр сопла 19': D = 10 мм, а выходной диаметр сопла 19': d = 5 мм. Тогда D/d = 10/5=2.
Устройство работает следующим образом.
Для бурения бокового канала 16' на устье горизонтальной скважины 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают первую компоновку: телесистема 2, клин-отклонитель 3.
Спускают компоновку на колонне НКТ 4, диаметром 89 мм в необсаженную часть горизонтальной скважины 1 так, чтобы клин-отклонитель 3 находился в интервале зарезки бокового канала 16' скважины, например, в интервале 950 м.
Посредством телесистемы 2 и с помощью геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя на угол 140° (см. фиг. 2) относительно необсаженной части горизонтальной скважины 1.
Для этого поворачивают колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с первой компоновкой с устья скважины, например вправо с расхаживанием и остановкой в течение 4-5 мин, при этом телесистема 2 отправляет сигнал по электромагнитному каналу связи на устье скважины (на фиг. 1-8 не показано), где сигнал принимает станция геофизической партии (на фиг. 1-8 не показано). По мере поворота колонны НКТ диаметром 89 мм с первой компоновкой с одновременным приемом сигнала с телесистемы 2 на станции геофизической партии достигают запланированного угла 140° (фиг. 2) относительно необсаженной части горизонтальной скважины 1. После чего ориентирование направления зарезки бокового канала 16' прекращают. Далее на устье горизонтальной скважины снизу вверх собирают вторую компоновку (фиг. 3): фреза-долото 6, ВЗД 7, механический разъединитель 8, навигационная система 9.
Спускают собранную вторую компоновку на колонне ГТ 10 в колонну НКТ 4 диаметром 89 мм, например 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 канала 16' из необсаженной части горизонтальной скважины 1 снижают скорость спуска до 5 м/мин.
Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 10 (фиг. 3) и запускают ВЗД 7, далее производят зарезку бокового канала 16' через клин-отклонитель 3 с углом направляющей поверхности 5 равным 2,5° и под углом 140° (фиг. 2) по отношению к необсаженной части горизонтальной скважины 1 с нагрузкой на фрезу-долото 6 до 1,5 тонн на глубину, например l = 8 метром. Далее не прерывая процесс подачи технологической жидкости в колонну ГТ 10 продолжают бурение бокового ствола 16' до заданного забоя, например длиной L= 100 м. В качестве технологической жидкости используют, например техническую воду плотностью 1100 кг/м3.
Повышается надёжность работы устройства, так как клин-отклонитель 3 выполнен из проката стального марки 40Х, а направляющую поверхность 5 клина-отклонителя 3 подвергнута упрочнению азотированием со значением твердости по Виккерсу HV 600-650. Это позволяет произвести зарезку бокового канала 16' под строго заданным углом 2,5°, как указано выше и исключить движение фрезы-долота в процессе зарезки бокового канала 16' вдоль необсаженной части горизонтальной скважины и тем самым исключить повреждение и выход из строя телесистемы 2.
В процессе бурения бокового канала 16' в режиме непосредственной передачи информации о траектории пробуриваемого бокового канала 16' от навигационной системы 9 через геофизический кабель 15 на пульт управления управляют траекторией пробуриваемого бокового канала 16', что исключает отклонение последнего по азимуту от заданной траектории, поэтому боковой канал 16' пробуривают в пределах продуктивного пласта (на фиг. 1-8 не показано). Это гарантированно исключает вскрытие водоносного пласта и обводнение горизонтальной скважины.
После достижения забоя бокового канала 16' (см. фиг. 4) останавливают процесс бурения и поднимают вторую компоновку на колонне ГТ 10 из колонны НКТ 4 диаметром 89 мм на поверхность.
В случае прихвата второй компоновки в процессе зарезки или бурения бокового канала 16' создают осевое усилие, направленное вверх свыше (как указано выше) 60 кН, например 70 кН, при этом срезной штифт 13 разрушается. Далее из бокового канала 16' и горизонтальной скважины извлекают колонну ГТ 10 с навигационной системой 9 и штоком 11 механического разъединителя 8. Далее в скважину на колонне ГТ 10 спускают ловильный инструмент (на фиг. 1-8 не показано) с наружным захватом, имеющим кольцевые насечки противоположного направления кольцевым насечкам 14, выполненным на наружной поверхности корпуса 12 механического разъединителя 8. Производят залавливание корпуса 12 механического разъединителя 8 за кольцевые насечки 14 и извлекают на поверхность колонну ГТ 10 с корпусом 12 механического разъединителя 8, ВЗД 7 и фрезу-долото 6 из бокового канала 16' горизонтальной скважины. Таким образом устройство полностью извлечено из пробуренного бокового канала 16'.
Исключается вероятность создания аварийной ситуации, связанной с тем, что конструкция устройства позволяет полностью извлечь устройство (вторую компоновку) из пробуриваемого бокового канала 16' в случае её прихвата в процессе бурения бокового канала 16'.
Снижается металлоёмкость устройства, так как из конструкции по сравнению с прототипом исключены утяжелённые бурильные трубы в составе первой и второй компоновок.
Сокращается продолжительность работ по выполнению бокового канала, так как зарезка и бурение бокового канала 16' осуществляется одним инструментом фрезой-долотом 6.
Затем на устье горизонтальной скважины собирают третью компоновку. Для этого сферическую насадку 17 (см. фиг. 5) наворачивают на нижний конец колонны ГТ 18. Далее спускают в колонну НКТ 4 диаметром 89 мм колонну ГТ 18 со сферической насадкой 17 (фиг. 5, 6, 7) на конце до пробуренного забоя бокового канала 16' и производят обработку призабойной зоны бокового канала 16' закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 18 с одновременным перемещением колонны ГТ 18 вверх до интервала зарезки бокового канала 16' со скоростью 0,25 м/с.
После чего извлекают третью компоновку, т.е. колонну ГТ 18 со сферической насадкой 17 на конце из колонны НКТ 4 диаметром 89 мм.
Предложенная конструкция сферической насадки 17 позволяет повысить эффективность кислотной обработки за счет более глубокого проникновения кислоты в призабойную зону бокового канала 16' по сравнению с аналогом благодаря конструкции сопел сферической насадки, так как каждое сопло 19', 19'', 19''', 19'"', 19'"'' имеет отношение входного диаметра (D) к выходному диаметру (d) равным 2, т.е. D/d=2.
Далее, в зависимости от количества боковых стволов 16', 16n (фиг. 8), выполняемых из необсаженной части горизонтальной скважины 1, повторяют вышеописанные технологические операции, начиная с перемещения первой компоновки в пределах необсаженной части горизонтальной скважины 1 в заданный интервал выполнения бокового ствола и заканчивая извлечением третьей компоновки.
Предлагаемое устройство позволяет:
- управлять траекторией пробуриваемого бокового канала;
- повысить надёжность работы устройства;
- повысить эффективность работы устройства;
- извлекать устройство из пробуриваемого бокового канала в случае его прихвата в боковом канале;
- снизить металлоёмкость конструкции;
- сократить продолжительность выполнения бокового канала.
Claims (1)
- Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины, включающий в себя первую компоновку для ориентации направления зарезки бокового канала, состоящую из телесистемы, клина-отклонителя, спущенную на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в необсаженную часть горизонтальной скважины, а также вторую компоновку для зарезки и бурения бокового канала, состоящую из разрушающего элемента, винтового забойного двигателя - ВЗД, спущенной в колонну НКТ на колонне гибких труб – ГТ, и третью компоновку для проведения кислотной обработки призабойной зоны пробуренного бокового канала, состоящую из сферической насадки, спущенной в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб, отличающийся тем, что в компоновке для ориентации направления зарезки бокового канала клин-отклонитель выполнен из проката стального марки 40Х, а направляющая поверхность клина отклонителя подвергнута упрочнению азотированием со значением твердости по Виккерсу HV 600-650, в составе компоновки для зарезки и бурения бокового канала, спущенной в скважину через колонну НКТ, в качестве разрушающего инструмента установлена фреза–долото, а ВЗД выполнен с регулируемым углом перекоса валов, причём в компоновке за ВЗД сначала установлен механический разъединитель, а затем навигационная система, при этом механический разъединитель выполнен в виде концентрично размещённых друг в друге штока и корпуса, соединённых между собой срезным штифтом, причём шток жёстко соединён с навигационной системой, а корпус жёстко соединён с ВЗД, при этом механический разъединитель имеет возможность отсоединения корпуса от штока после разрушения срезного штифта, а на наружной поверхности корпуса механического разъединителя выполнены кольцевые насечки противоположного направления насечкам ловильного инструмента с наружным захватом, причем навигационная система соединена через геофизический кабель, запассованный внутрь колонны ГТ с пультом управления навигационной системы, при этом сферическая насадка, спущенная в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб в составе компоновки для проведения кислотной обработки бокового канала, имеет пять сопел – одно центральное сопло и четыре боковых сопла, расположенных по направлению потока под углом 45° и под углом 90° по отношению друг к другу, при этом у каждого сопла отношение входного диаметра к выходному диаметру равно двум.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021124913A RU2771371C1 (ru) | 2021-08-23 | 2021-08-23 | Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021124913A RU2771371C1 (ru) | 2021-08-23 | 2021-08-23 | Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2771371C1 true RU2771371C1 (ru) | 2022-05-04 |
Family
ID=81458996
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021124913A RU2771371C1 (ru) | 2021-08-23 | 2021-08-23 | Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2771371C1 (ru) |
Citations (8)
| 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 |
| RU2579042C1 (ru) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки карбонатного пласта |
| RU2684557C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов |
| RU2686397C1 (ru) * | 2017-12-21 | 2019-04-25 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский ядерный университет "МИФИ" (НИЯУ МИФИ) | Способ формирования износостойкого покрытия на поверхности изделий из стали |
| RU2708743C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины |
| RU2709263C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины |
| RU2709262C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (варианты) |
| RU2743570C2 (ru) * | 2015-10-15 | 2021-02-19 | Аперам | Сталь, изделие, полученное из указанной стали, и способ его изготовления |
-
2021
- 2021-08-23 RU RU2021124913A patent/RU2771371C1/ru active
Patent Citations (8)
| 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 |
| RU2579042C1 (ru) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки карбонатного пласта |
| RU2743570C2 (ru) * | 2015-10-15 | 2021-02-19 | Аперам | Сталь, изделие, полученное из указанной стали, и способ его изготовления |
| RU2686397C1 (ru) * | 2017-12-21 | 2019-04-25 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский ядерный университет "МИФИ" (НИЯУ МИФИ) | Способ формирования износостойкого покрытия на поверхности изделий из стали |
| RU2684557C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов |
| RU2708743C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины |
| RU2709263C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины |
| RU2709262C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (варианты) |
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 | |
| US8770316B2 (en) | Method and apparatus for high pressure radial pulsed jetting of lateral passages from vertical to horizontal wellbores | |
| US9371693B2 (en) | Drill with remotely controlled operating modes and system and method for providing the same | |
| AU785413B2 (en) | Wireless packer/anchor setting or activation | |
| EP0851094B1 (en) | Method of fracturing subterranean formation | |
| US7441595B2 (en) | Method and apparatus for single-run formation of multiple lateral passages from a wellbore | |
| US4640353A (en) | Electrode well and method of completion | |
| EP0677135B1 (en) | Method and apparatus for setting a whipstock | |
| CA2238782C (en) | Method and apparatus for radially drilling through well casing and formation | |
| EA034536B1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта | |
| RU2703064C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и система для его осуществления | |
| US5632604A (en) | Down hole pressure pump | |
| US20140251621A1 (en) | Through tubing perpendicular boring | |
| RU2771371C1 (ru) | Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины | |
| RU2684557C1 (ru) | Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов | |
| Blöcher et al. | D3. 2 Report on radial jet-drilling (RJD) stimulation technology | |
| CN108952665B (zh) | 一种半潜式钻井平台或钻井船的水力割缝装置 | |
| RU2709262C1 (ru) | Способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (варианты) | |
| RU2708743C1 (ru) | Способ бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины | |
| RU2709263C1 (ru) | Способ бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины | |
| CN114876370B (zh) | 多点定向喷射钻进工具及其使用方法 | |
| RU2750805C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов | |
| RU2762900C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия пласта | |
| RU2199650C2 (ru) | Способ разрушения парафиновых, гидратных и ледяных пробок в эксплуатационных скважинах | |
| Carpenter | Reservoir Stimulation Technique Combines Radial Drilling Technology With Acid Jetting |