RU2806388C1 - Способ заканчивания скважины в осложнённых условиях - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области бурения, а именно к способу заканчивания скважины в осложненных условиях и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых залежей нефти и газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск в него эксплуатационной колонны с созданием в ней отверстий, цементирование эксплуатационной колонны, спуск на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационную колонну отклонителя с внутренним каналом, ориентирование перемещением колонны НКТ отклонителя в заданном направлении и стопорение его в скважине фиксатором, спуск через колонну НКТ в отклонитель на колтюбинговой трубе бурильной компоновки, разбуривание продуктивной залежи через отверстия эксплуатационной колонны перфорационными каналами, крепление сочленений основного ствола и перфорационных каналов. Отверстия в эксплуатационной колонне создают заранее перед ее спуском в виде направляющего канала, выполненного в корпусе, и лопасти жестких ассиметричных центраторов. После цементирования эксплуатационной колонны при перемещении колонны НКТ после ее спуска в эксплуатационную колонну сопрягают по магнитной метке внутренний канал отклонителя и направляющий канал центратора и в этом положении стопорят отклонитель в скважине. Далее спускаемую на колтюбинговой трубе бурильную компоновку вводят через сопряженные внутренний канал отклонителя и направляющий канал центратора и удлиняют последний. Полученный общий удлиненный канал обсаживают хвостовиком с возможностью образования прочного и герметичного сочленения основного ствола и перфорационных каналов, а сами перфорационные каналы бурят через образованное сочленение с последующим их разветвлением. Обеспечивается повышение качества крепления сочленений основного ствола и перфорационных каналов, обеспечение прочности и герметичности сочленений, возможности их многократного использования, заканчивания скважины с практически неограниченной плотностью перфорационных каналов, повышения эффективности скважинной добычи в целом. 7 ил.

Description

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способам заканчивания скважины в осложненных условиях и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых залежей нефти и газа.

Известен способ заканчивания скважины в осложненных условиях по технологии «Fishbone», включающий бурение одной компоновкой из основного ствола нескольких боковых ответвлений (дополнительных стволов), крепление основного ствола и боковых ответвлений с конструированием их сочленений одним из шести уровней сложности по классификации TAML. Этот способ может использоваться при разработке трудноизвлекаемых залежей нефти и газа: неоднородных тонкослоистых коллекторов и оторочек, при добыче сверхвязкой и сланцевой нефти, на поздней стадии разработки месторождений, как в карбонатном, так и терригенном разрезе. Однако переход на каждый следующий уровень TAML, а также увеличение количества стволов усложняют и удорожают строительство скважины. При этом увеличиваются и риски, ведь проблемы при строительстве каждого высокотехнологичного сочленения могут привести к потере всей скважины. Устранение последствий аварий при строительстве такой многозабойной скважины ведет к значительному увеличению стоимости и может сделать ее нерентабельной [Курбасов Е.Г., Бастриков С.Н. Технология «Fishbone» на Восточно-Мессояхском месторождении: инновации и риски в процессе бурения. Журнал НЕФТЬ И ГАЗ: технологии и инновации. Материалы Национальной научно-практической конференции Тюменского индустриального университета. Т. 1, 2020. С. 80-83].

Недостатками способа являются значительные риски и затраты на строительство одной компоновкой основного и дополнительных стволов в продуктивной залежи особенно при креплении большого числа сочленений повышенного уровня сложности.

Известен способ заканчивания скважины в осложненных условиях, основанный на дополнительном бурении из основного ствола скважины множества перфорационных каналов за одну спускоподъемную операцию (СПО) с трубами в приемлемое для практики время. Этот способ включает бурение основного ствола, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, спуск на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсаженный основной ствол отклонителя и бурильной компоновки на колтюбинговой трубе, создание отверстий в колонне долотом, фрезой или гидромониторным соплом с использованием абразива и бурение в продуктивной залежи через созданные отверстия перфорационных каналов. Бурение перфорационных каналов обычно проводят на колтюбинговой трубе гидродвигателем с долотом или гидромониторным соплом высокоскоростной струей жидкости. При этом получают, в том числе из горизонтальной скважины достаточно большое число перфорационных каналов протяженной и управляемой с устья траектории. Использование множества протяженных перфорационных каналов расположенных в глубине пласта и связанных с основным стволом скважины способствует дренированию и добычи скважинной продукции из трудноизвлекаемых залежей нефти и газа. Однако низкий уровень (по классификации TAML) крепления сочленений основного ствола и перфорационных каналов усложняет способ, ведет к отсутствию герметичности сочленений, их быстрому разрушению и невозможности повторного использования особенно в неустойчивых пескопроявляющих отложениях, а также ограничивает общее число (плотность) перфорационных каналов [см. патенты на изобретение RU 2632836, 2642194, 2668620, 2678252, 2703064; а также: 1. Фурсин К.С, Григулецкий В.Г. Шлангокабельный перфобур для глубокого щадящего вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины. НТВ "Каротажник". АИС. Тверь. №9 (255), 2015. С. 60-72; 2. Антониади Д.Г., Фурсин С.Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». №4(062). 2017. С. 42-50].

Недостатком способа является низкое качество крепления сочленений основного ствола и перфорационных каналов, когда основной ствол обсажен колонной и зацементирован, а вход перфорационного канала имеет открытый ствол. Это ведет к отсутствию прочности и герметичности указанных сочленений, усложнению повторного в них входа, в том числе при капитальном ремонте скважины, ограничению общего числа перфорационных каналов в залежи, снижению эффективности скважинной добычи в целом.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания скважины в осложненных условиях, включающий бурение основного ствола, спуск в него эксплуатационной колонны, цементирование эксплуатационной колонны, спуск на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсаженный основной ствол отклонителя с внутренним каналом, ориентирование перемещением колонны НКТ отклонителя в заданном направлении и стопорение его в скважине фиксатором, спуск через колонну НКТ в отклонитель на колтюбинговой трубе бурильной компоновки, создание отверстий в эксплуатационной колонне, разбуривание продуктивной залежи через указанные отверстия перфорационными каналами [Антониади Д.Г., Фурсин С.Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». №4(062). 2017. С. 42-50, прототип].

Недостатком способа является низкий, а именно второй уровень (по классификации TAML) крепления сочленений основного ствола и перфорационных каналов, что объясняется в первую очередь необходимостью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне после ее спуска в скважину. Низкое качество крепления используемых сочленений ведет к отсутствию их герметичности, быстрому разрушению особенно в неустойчивых склонных к осыпанию и пескопроявлению пластах, ограничению общего числа перфорационных каналов, их закупорки и потере со временем, усложнению повторного входа в сочленения и ремонта скважины в течение разработки залежи. Это снижает эффективность способа, не позволяет заканчивать скважину с высокой плотностью перфорационных каналов, уменьшает скважинную добычу в целом.

Задача изобретения - расширение функциональных возможностей и области использования способа, например в неустойчивых пескопроявляющих отложениях, а также повышение его эффективности и надежности в сложных геолого-технологических условиях.

Техническим результатом изобретения является повышение качества крепления сочленений основного ствола и перфорационных каналов, обеспечение прочности и герметичности сочленений, возможности их многократного использования, заканчивания скважины с практически неограниченной плотностью перфорационных каналов, повышения эффективности скважинной добычи в целом.

Для достижения этого технического результата в способе заканчивания скважины в осложненных условиях, включающем бурение основного ствола, спуск в него эксплуатационной колонны с созданием в ней отверстий, цементирование эксплуатационной колонны, спуск на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационную колонну отклонителя с внутренним каналом, ориентирование перемещением колонны НКТ отклонителя в заданном направлении и стопорение его в скважине фиксатором, спуск через колонну НКТ в отклонитель на колтюбинговой трубе бурильной компоновки, разбуривание продуктивной залежи через отверстия эксплуатационной колонны перфорационными каналами, крепление сочленений основного ствола и перфорационных каналов, при этом согласно изобретению отверстия в эксплуатационной колонне создают заранее перед ее спуском в виде направляющего канала выполненного в корпусе и лопасти жестких ассиметричных центраторов последовательно включаемых в оснастку спускаемой колонны, причем число центраторов с направляющим каналом и их расстановку по длине колонны берут с учетом строения залежи и технологических условий ее разбуривания, а после цементирования эксплуатационной колонны при перемещении колонны НКТ после ее спуска в эксплуатационную колонну сопрягают, например, по магнитной метке внутренний канал отклонителя и направляющий канал центратора и в этом положении стопорят отклонитель в скважине, далее спускаемую на колтюбинговой трубе бурильную компоновку вводят через сопряженные внутренний канал отклонителя и направляющий канал центратора и удлиняют последний в глубину от основного ствола на 5÷10 м, затем полученный общий удлиненный канал обсаживают цементируемым или оснащенным разбухающим пакером хвостовиком с возможностью образования прочного и герметичного сочленения основного ствола и перфорационных каналов, а сами перфорационные каналы бурят через образованное сочленение с последующим их разветвлением до получения необходимой плотности в глубине залежи, при этом образованные таким образом сочленения используют без изменения в течение всего времени разбуривания и разработки залежи с возможностью повторной коррекции через них перфорационных каналов, например восстановления, глушения или бурения новых каналов.

В отличие от известного способа, предлагаемый способ основан на использовании всегда имеющегося зазора между эксплуатационной колонной и стенкой скважины для создания прочных и герметичных (высокотехнологичных) сочленений основного ствола и перфорационных каналов. При выходе из эксплуатационной колонны перфорационным каналом в большинстве случаев имеющегося зазора при спуске и цементировании колонны достаточно для размещения в ней жестких центраторов заранее снабженных необходимым направляющим каналом (отверстием). Это упрощает выход, в том числе повторный бурильной компоновки из обсадной колонны, позволяет организовать ряд высокотехнологичных капитальных сочленений для бурения и разветвления уже через них перфорационных каналов с необходимой плотностью в продуктивной залежи.

Предлагаемый способ поясняется на примере вертикальной скважины чертежами, представленными на фиг. 1-7.

На фиг. 1 дана схема устройства для реализации предлагаемого способа, момент спуска в основной ствол скважины эксплуатационной колонны и центраторов (показан один центратор) с направляющим каналом; на фиг. 2 - то же, окончание цементирования эксплуатационной колонны, спуск в обсаженный ствол отклонителя на колонне НКТ и бурильной компоновки на колтюбинговой трубе, транспортное положение; на фиг. 3 - то же, стопорение отклонителя в скважине и удлинение направляющего канала центратора бурильной компоновкой; на фиг. 4 - то же, момент подъема бурильной компоновки на устье, переоснащения колтюбинговой трубы хвостовиком и оставления отклонителя в скважине напротив направляющего канала центратора; на фиг. 5 - то же, момент обсадки хвостовиком и разбухающим пакером удлиненного направляющего канала; на фиг. 6 - то же, момент бурения через образованное прочное и герметичное сочленение пространственно разветвленных перфорационных каналов; на фиг. 7 дан вид А-А на фиг. 1.

Устройство для реализации предлагаемого способа включает ряд центраторов 1 (показан один центратор), каждый из которых неподвижно связан стандартными муфтами 2 с эксплуатационной колонной 3, спущенной в пробуренный основной ствол 4 скважины (фиг. 1, 7). Число и расстановка центраторов 1 в составе эксплуатационной колонны 3 определяются строением и условиями разбуривания залежи. Корпус 5 центратора 1 изготавливают из тех же труб, из которых будет собираться эксплуатационная колонна 3 для крепления основного ствола 4. Центратор 1 содержит ассиметричную лопасть 6 с направляющим каналом 7 выходящим под определенным углом а (зависящим от характеристик остального скважинного оборудования) во внутреннюю полость 8 корпуса 5. Корпус 5 и ассиметричная лопасть 6 с направляющим каналом 7 изготовлены и соединены на заводе, например, с помощью электросварки, что гарантирует высокое качество связи их между собой, сохранение прочности и герметичности капитального соединения в сложных скважинных условиях. Поперечный размер лопасти 6 выбирают с учетом обеспечения проходимости оборудования в скважине при данном зазоре между эксплуатационной колонной 3 и основным стволом 4. Ассиметричная лопасть 6 жесткого центратора 1 позволяет максимально полно использовать имеющийся зазор между эксплуатационной колонной 3 и основным стволом 4 за счет дополнительного взаимного локального смещения h. В отдельных случаях необходимый зазор для спускаемого оборудования обеспечивают за счет специального уменьшения (по сравнению со стандартным решением) диаметра самой эксплуатационной колонны 3. Направляющий канал 7 центратора 1 перекрывают легко разрушаемой, например цементной пробкой 9. Для нахождения (позиционирования) направляющего канала 7 в скважинных условиях корпус 5 центратора 1 снабжают магнитной меткой 10. После обсадки основного ствола 4 (фиг. 2) и отверждения цементного раствора 11 в эксплуатационную колонну 3 на колонне НКТ 12 спускают отклонитель 13 с внутренним каналом 14, приемником 15 магнитной метки и фиксатором 16. Затем в колонну НКТ 12 и отклонитель 13 на колтюбинговой трубе 17 спускают бурильную компоновку 18, например, в виде гидромониторного сопла, каротажного прибора и узла ориентации соплом управляемого с устья (последние отдельные позиции не показаны). Бурильная компоновка 18 также может быть представлена гидродвигателем с долотом. Электрическую связь между приемником 15 магнитной метки и приводом фиксатора 16, а также бурильной компоновкой 18 и устьем скважины осуществляют с помощью проводного канала (не показано) колтюбинговой трубы 17 и временно образуемого дистанционного трансформатора (не показано) с выходом на отклонитель 13 (см. патенты на изобретение RU 2678252, 2668620). Бурильной компоновкой 18 сначала удлиняют направляющий канал 7 центратора 1 и получают общий удлиненный канал 19 (фиг. 3), который обсаживают, например оснащенным разбухающим пакером 20 хвостовиком 21 (фиг. 5). Удлинение I (по горизонтали) направляющего канала 7 берут порядка 5-И Ом, что в большинстве случаев достаточно для исключения отрицательного взаимодействия обсаженного удлиненного канала 19 с основным стволом 4 скважины. Удлинение I больше 5-Н Ом усложняет способ. При обсадке удлиненного канала 19 используют отдельную спускоподъемную операцию (СПО) (фиг. 4, 5) с переоснащением колтюбинговой трубы 17 хвостовиком 21 и разбухающим пакером 20, наружный диаметр которых берут с учетом возможности их прохождения по внутреннему каналу 14 отклонителя 13 и направляющему каналу 7 центратора 1. При опоре на забой 22 хвостовик 21 и разбухающий пакер 20 отсоединяются через встроенный замок (не показано) от колтюбинговой трубы 17 и остаются в удлиненном канале 19. После разбухания пакера 20 хвостовика 21 в удлиненном канале 19 образуется необходимое прочное и герметичное (высокотехнологичное) сочленение 23. Через образованное высокотехнологичное сочленение 23 бурят перфорационный канал 24, который затем разветвляют практически неограниченным числом перфорационных каналов 25 (фиг. 6). При бурении по известной технологии перфорационных каналов 24, 25 промывочную жидкость закачивают по колтюбинговой трубе 17 и бурильной компоновке 18 (возможно с подкачкой по кольцевому зазору 26), а шлам поднимают по кольцевому зазору 27 между колонной НКТ 12 и эксплуатационной колонной 3. Капитально обустроенные на уровне всех центраторов 1 высокотехнологичные сочленения 23 используют без изменения в течение всего времени разбуривания и разработки залежи. При этом они упрощают повторный вход компоновки и ремонт на уровне любого центратора 1 перфорационных каналов 24, 25, например, глушение пробкой 28 или бурение нового перфорационного канала 29. Технические соединительные и уплотнительные элементы принципиально не влияющие на работоспособность устройства (например, конусная подвеска хвостовика 21) для упрощения схем и описания на фигурах 1-7 не показаны или показаны условно.

Способ осуществляют следующим образом. В пробуренный основной ствол 4 спускают эксплуатационную колонну 3 (фиг. 1, 7) с заранее созданными в ней перед спуском отверстиями в виде направляющего канала 7 выполненного в корпусе 5 и лопасти 6 ряда жестких ассиметричных центраторов 1, которые последовательно включают в состав спускаемого оборудования. Число центраторов 1 с направляющим каналом 7 (отверстий) и их расстановку по длине спускаемой эксплуатационной колонны 3 берут с учетом строения и условий разбуривания залежи (мощности, проницаемости и неоднородности продуктивных зон и оторочек, распределения обводненных интервалов, остаточных запасов, в том числе сверхвязкой или сланцевой нефти и т.д.). Эксплуатационную колонну 3 спущенную в основной ствол 4 с оптимальным числом и расположением центраторов 1 цементируют стандартным способом с отверждением цементного раствора 11 (фиг. 2). После обсадки основного ствола 4 в эксплуатационную колонну 3 на колонне НКТ 12 спускают отклонитель 13 с внутренним каналом 14, приемником 15 магнитной метки и фиксатором 16. Перемещением колонны НКТ 12 сопрягают по магнитной метке 10 приемника 15 внутренний канал 14 отклонителя 13 и направляющий канал 7, например первого относительно устья центратора 1 и в этом положении стопорят оборудование фиксатором 16 (фиг. 3). В колонну НКТ 12 на колтюбинговой трубе 17 спускают бурильную компоновку 18 и вводят во внутренний канал 14 отклонителя 13 и направляющий канал 7 центратора 1. В рабочем режиме компоновкой 18 разбуривают цементную пробку 9 и удлиняют направляющий канал 7 в глубину от основного ствола 4 на расстояние I порядка 5-Н0 м. Полученный общий удлиненный канал 19 (включая направляющий канал 7 центратора 1) обсаживают, например оснащенным разбухающим пакером 20 хвостовиком 21 с возможностью образования прочного и герметичного сочленения 23 (фиг. 4, 5). Для этого колтюбинговую трубу 17 с бурильной компоновкой 18 поднимают на устье, переоснащают хвостовиком 21 и разбухающим пакером 20, спускают их в скважину и через отклонитель 13 вводят в общий удлиненный канал 19 до его забоя 22. Повышая осевую нагрузку на забой 22, открывают встроенный в спущенную компоновку замок (не показано), отсоединяются от хвостовика 21, поднимают колтюбинговую трубу 17 на устье и заканчивают обсадку удлиненного канала 19. После разбухания пакера 20 хвостовика 21 в общем удлиненном канале 19 получают прочное и герметичное (высокотехнологичное) сочленение 23 способное длительное время работать в сложных геолого-технологических условиях, например в неустойчивых пескопроявляющих отложениях. В колонну НКТ 12 на колтюбинговой трубе 17 снова спускают бурильную компоновку 18 и уже через высокотехнологичное сочленение 23 бурят перфорационный канал 24, который затем пространственно разветвляют на множество перфорационных каналов 25 с учетом строения залежи (фиг. 6). При этом около первого (относительно устья) центратора 1 создают необходимую плотность перфорационных каналов 25 в глубине залежи. На колтюбинговой трубе 17 поднимают бурильную компоновку 18 в отклонитель 13, закрывают фиксатор 16, переводят скважинное оборудование в транспортное положение (фиг. 2) и повторяют описанный цикл работ на уровне остальных центраторов 1. Извлекают спускаемое в основной ствол 4 оборудование, осваивают скважину и переходят к добыче пластового флюида. При добыче ггластовый флюид в скважину поступает через высокотехнологичные сочленения 23, которые в отличие от перфорационных каналов 24, 25 используют без отрицательных изменений и ремонта в течение всего времени разбуривания и разработки залежи. Ремонт же самих перфорационных каналов 24, 25, например их восстановление, глушение или бурение новых каналов выполняют достаточно просто на уровне каждого центратора 1 в любой момент разработки залежи. Так, например, при обводнении скважинной продукции по одному из перфорационных каналов 25 его через высокотехнологичное сочленение 23 заглушают пробкой 28, а взамен через то же сочленение без осложнений выходят бурильной компоновкой 18 и бурят новый продуктивный канал 29.

Использование предлагаемого способа позволяет получить ряд капитальных высокотехнологичных сочленений основного ствола и перфорационных каналов при заканчивании скважины в осложненных условиях добычи трудноизвлекаемой залежи нефти и газа. Введение жестких центраторов с направляющим каналом в оснастку обсадной колонны повышает качество крепления указанных сочленений, обеспечивает их необходимую прочность и герметичность, возможность многократного использования в течение длительного времени разбуривания и разработки залежи с практически неограниченной плотностью перфорационных каналов, что повышает эффективность скважинной добычи в целом. Кроме добьшающих скважин предлагаемый способ также может быть использован при заканчивании нагнетательных скважин. Возможность оперативного простого выхода из обсадной колонны бурильной компоновки на колтюбинговой трубе при бурении перфорационных каналов позволяет не ориентировать по азимуту направляющие каналы введенных центраторов, что особенно важно для горизонтальных скважин.

Claims (1)

1. Способ заканчивания скважины в осложненных условиях, включающий бурение основного ствола, спуск в него эксплуатационной колонны с созданием в ней отверстий, цементирование эксплуатационной колонны, спуск на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационную колонну отклонителя с внутренним каналом, ориентирование перемещением колонны НКТ отклонителя в заданном направлении и стопорение его в скважине фиксатором, спуск через колонну НКТ в отклонитель на колтюбинговой трубе бурильной компоновки, разбуривание продуктивной залежи через отверстия эксплуатационной колонны перфорационными каналами, крепление сочленений основного ствола и перфорационных каналов, отличающийся тем, что отверстия в эксплуатационной колонне создают заранее перед ее спуском в виде направляющего канала, выполненного в корпусе, и лопасти жестких ассиметричных центраторов, последовательно включаемых в оснастку спускаемой колонны, причем число центраторов с направляющим каналом и их расстановку по длине колонны берут с учетом строения залежи и технологических условий ее разбуривания, а после цементирования эксплуатационной колонны при перемещении колонны НКТ после ее спуска в эксплуатационную колонну сопрягают, например, по магнитной метке внутренний канал отклонителя и направляющий канал центратора и в этом положении стопорят отклонитель в скважине, далее спускаемую на колтюбинговой трубе бурильную компоновку вводят через сопряженные внутренний канал отклонителя и направляющий канал центратора и удлиняют последний в глубину от основного ствола на 5÷10 м, затем полученный общий удлиненный канал обсаживают цементируемым или оснащенным разбухающим пакером хвостовиком с возможностью образования прочного и герметичного сочленения основного ствола и перфорационных каналов, а сами перфорационные каналы бурят через образованное сочленение с последующим их разветвлением до получения необходимой плотности в глубине залежи, при этом образованные таким образом сочленения используют без изменения в течение всего времени разбуривания и разработки залежи с возможностью повторной коррекции через них перфорационных каналов, например восстановления, глушения или бурения новых каналов.