RU2815898C1 - Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика - Google Patents

Abstract

Заявленное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области строительства и бурения добывающих или нагнетательных скважин. Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика включает спуск в скважину на колонне труб нецементируемого хвостовика, состоящего из двух частей - неизвлекаемой и извлекаемой, при этом неизвлекаемую часть располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины. После чего активируют пакер-подвеску и осуществляют отсоединение колонны труб от извлекаемого пакера-подвески по разъединителю с ее последующим извлечением. Далее в скважину спускают насосное оборудование для проведения операций по освоению и эксплуатации скважины, по окончании которых или в случае нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважины насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с извлекаемым пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб. После чего осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика. Неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины. Обеспечивается снижение трудовых и временных затрат на строительство боковых стволов скважины. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области строительства и бурения добывающих или нагнетательных скважин.

Известен способ строительства и заканчивания скважины (патент RU №2753417 С2, МПК Е21В 7/04, приор. 16.01.2019 г.), в котором бурят основной ствол скважины, прорабатывают секцию под хвостовик, спускают спусковой инструмент с ориентационным прибором, хвостовиком и якорем-подвеской с ориентационным профилем, устанавливают хвостовик с якорем-подвеской в открытом стволе скважины на заданной глубине, записывают информацию о фактическом положении ориентационного профиля якоря-подвески в скважине относительно апсидальной плоскости, при этом для определения положения ориентационного профиля перед спуском в скважину выставляют точки замера ориентационного прибора и ориентационного профиля таким образом, чтобы их ориентация относительно апсидальной плоскости была одинакова, активируют якорь-подвеску, освобождают спусковой инструмент и производят подъем спускового инструмента на поверхность, производят считывание данных ориентационного прибора о фактическом положении ориентационного профиля якоря-подвески в скважине относительно апсидальной плоскости, после чего осуществляют спуск компоновки фрезы и полого клина-отклонителя с заранее выставленной на устье ориентацией отклоняющей поверхности и ориентационного профиля, стыкуют и фиксируют полый клин-отклонитель в якоре-подвеске, освобождают фрезу от полого клина-отклонителя и осуществляют бурение ответвления бокового ствола скважины по отклоняющей поверхности клина-отклонителя, после чего осуществляют спуск хвостовика, выполненного с возможностью добычи флюида, в интервал расположения полого клина-отклонителя.

Данный способ предполагает строительство и эксплуатацию сразу нескольких боковых стволов, что не позволяет провести замеры выработки запасов по зоне дренирования каждого ствола отдельно, а в случае обводнения основного ствола может повлечь за собой неполную выработку запасов и их потерю.

Известны различные способы строительства бокового ствола в обсаженных скважинах, которые заключаются в том, что в скважине на определенной глубине в зоне зарезки бокового ствола устанавливают цементный мост или, например, пакер, выше которого закрепляют клин-отклонитель. Затем в колонне прорезают окно, через которое при помощи винтового забойного двигателя с отклонителем забуривают боковой ствол. (См. патент RU №2630332 С1, МПК Е21В 7/08, Е21В 33/10, Е21В 43/10, приор. 16.08.2016; патент RU №2553705 С2, МПК Е21В 43/26, приор. 26.07.2010).

Недостатками этих способов являются технологические ограничения зарезки новых стволов, поскольку для каждого нового ствола требуется зарезка нового окна, которое всегда расположено выше предыдущего, а также дополнительные капитальные затраты, связанные с прорезанием окна в эксплуатационной колонне.

Предлагаемое техническое решение направлено на исключение вышеперечисленных недостатков.

Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является снижение трудовых, временных и материальных капитальных затрат при строительстве второго и последующего боковых стволов, а также исключение технологических ограничений многократного перебуривания скважин на тот же пласт.

Техническим результатом предлагаемого технического решения является снижение трудовых, временных и материальных капитальных затрат на строительство второго и последующих боковых стволов скважины: отсутствие необходимости бурения транспортной части второго ствола скважины и выполнения операций по вырезке окна в колонне для строительства второго ствола скважины, отсутствие ограничений и необходимости производить забуривание бокового ствола выше предыдущего, тем самым ограничивая заглубление насосного оборудования при дальнейшей эксплуатации скважины, достижение проектного забойного давления в результате спуска насосного оборудования на первоначальную глубину, возможность реализации опции уплотняющего бурения, а также сокращение затрат на строительство кустовых площадок, дорог, трубопроводов и другой наземной инфраструктуры.

Технический результат достигается в способе строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика, при котором в скважину на колонне труб спускают нецементируемый хвостовик, состоящий из двух частей - неизвлекаемой и извлекаемой, при этом неизвлекаемую часть располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины, при этом обе части соединяют при помощи соединительного узла, выполненного с возможностью разъединения хвостовика на две составляющие части. Затем активируют пакер-подвеску и осуществляют отсоединение колонны труб от извлекаемого пакера-подвески по разъединителю с ее последующим извлечением, после чего в скважину спускают насосное оборудование для проведения операций по освоению и эксплуатации скважины. По их окончании или в случае нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважины насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с извлекаемым пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб, далее осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика: воздействием избыточного давления разъединяют соединительный узел на две части, затем натяжением колонны труб приводят в транспортное положение извлекаемый пакер-подвеску, неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины.

Отстыковку извлекаемой части хвостовика могут осуществить вращением колонны труб вправо вместе с извлекаемым пакером-подвеской, предварительно вернув извлекаемый пакер-подвеску натяжением колонны труб в транспортное положение, при этом соединительный узел выполнен с возможностью разъединения хвостовика посредством левой резьбы.

Отстыковку извлекаемой части также могут осуществить натяжением колонны труб, при этом сначала приводят в транспортное положение пакер-подвеску, а затем дальнейшим натяжением разъединяют соединительный узел.

В составе неизвлекаемой части могут спустить заколонные пакера и фильтровую часть. Также при необходимости перед спуском насосного оборудования проводят интенсификацию пласта, при этом в состав неизвлекаемой части дополнительно включают муфты для проведения гидроразрыва пласта, обратные клапаны, башмак колонный.

Способ строительства скважины с извлечением части хвостовика поясняется на схемах.

Фиг. 1 - этап спуска хвостовика в скважину; Фиг. 2 - этап отстыковки извлекаемой части хвостовика после проведения операций по освоению и эксплуатации скважины; Фиг. 3 - этап поднятия извлекаемой части хвостовика на поверхность; Фиг. 4 - реализация второго и последующих стволов, на каждой из которых 1 - извлекаемый пакер-подвеска; 2 - неизвлекаемая часть; 3 - соединительный узел.

В процессе выработки запасов по достижении срока окупаемости скважины наступает момент, когда рассматривается вопрос о реализации второго бокового ствола скважины для довыработки остаточных запасов с минимальными трудовыми, временными, материальными капитальными затратами.

Для достижения поставленной цели предлагается способ строительства и эксплуатации скважины, предполагающий разделение единой компоновки колонны хвостовика на две составляющие части, который реализуется за счет следующих приемов.

В скважину спускают хвостовик, состоящий из двух частей: извлекаемой и неизвлекаемой, при этом неизвлекаемую часть, содержащую, например, заколонные пакера и фильтровую часть, располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины. Обе части соединяют при помощи соединительного узла, выполненного с возможностью разделения хвостовика на две части. Затем последовательно активируют пакер-подвеску для удержания хвостовика в обсадной колонне и заколонные пакеры при наличии, и осуществляют отсоединение колонны труб от пакера-подвески по разъединителю, после чего при необходимости проводят интенсификацию пласта с применением известных методов, например, гидроразрыв пласта (ГРП), многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) или обработка призабойной зоны (ОПЗ), при этом в состав неизвлекаемой части включают, например, муфты для ГРП, обратные клапаны, башмак колонный, и затем спускают на колонне труб насосное оборудование для проведения работ по освоению и эксплуатации скважины. По окончании работ или в случаях, когда дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна вследствие, например, обводненности пласта, и возникает необходимость строительства второго и/или последующего стволов с целью увеличения продуктивности скважины и/или нефтеотдачи пласта, насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб. Далее осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика: сбросом шара, пробкой или активационным инструментом перекрывают осевой канал в соединительном узле и воздействием избыточного давления или без перекрытия осевого канала воздействием только избыточного давления разъединяют соединительный узел на две части, далее натяжением колонны НКТ срывают извлекаемый пакер-подвеску, приводя его в транспортное положение, неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины и последующего спуска извлекаемой и неизвлекаемой частей хвостовика.

Отстыковку извлекаемой части хвостовика также могут осуществить вращением колонны труб вправо вместе с пакером-подвеской, предварительно вернув пакер-подвеску натяжением колонны труб в транспортное положение, при этом соединительный узел выполнен с возможностью разъединения хвостовика посредством левой резьбы.

Отстыковку извлекаемой части хвостовика также могут осуществить натяжением колонны труб, при этом сначала приводят в транспортное положение пакер-подвеску, а затем дальнейшим натяжением труб разъединяют соединительный узел.

Хвостовик является нецементируемым, герметичность обеспечивается пакерами.

Строительство скважины с извлечением части хвостовика производится силами бригады капитального ремонта скважин и ускоряют процесс забуривания второго и/или последующих стволов на текущий объект разработки. После бурения второго ствола и спуска хвостовика весь процесс повторяют до полной выработки запасов.

Предлагаемый способ может успешно применяться, например, на скважинах с наличием эксплуатационных колонн диаметра от 146 мм, 168 мм, 178 мм и более с хвостовиками диаметром от 102 мм, 114 мм и более.

Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика позволяет исключить технологические ограничения многократного перебуривания горизонтального или наклонно-направленного ствола на тот же пласт, снизить трудовые, временные и материальные капитальные затраты за счет отсутствия необходимости бурения транспортной части второго ствола скважины и выполнения операций по вырезке окна в колонне для строительства второго ствола, поскольку строительство бокового ствола осуществляется с зоны расположения извлекаемой части хвостовика, достичь проектного забойного давления в результате спуска насосного оборудования на требуемую первоначальную глубину, реализовать опцию уплотняющего бурения, что позволит вовлечь в разработку дополнительные запасы нефти на низкопроницаемых коллекторах, где остаются невыработанные целики нефти, а также на объектах с высокой расчлененностью коллектора, где уплотняющее бурение способствует максимизации отборов остаточных извлекаемых запасов нефти и увеличению коэффициента извлечения нефти объекта разработки. Также способ позволяет сократить затраты на строительство кустовых площадок, дорог, трубопроводов и другой наземной инфраструктуры.

Примеры реализации предлагаемого технического решения представлены ниже.

Пример 1. Хвостовик с извлекаемой частью спускается во все скважины эксплуатационного бурения на залежи трудноизвлекаемой нефти для возможности уплотнения сетки скважин за счет бурения второго или третьего ствола с зоны расположения извлекаемой части. Первый ствол при этом остается.

Пример 2. При эксплуатационном бурении с учетом риска бурения горизонтального участка ствола в неколлектор или в водонасыщенную зону пласта принимают решение о спуске хвостовика с извлекаемой частью в компоновке. В случае, если после освоения скважины не получены плановые параметры скважины, имеется возможность поднять извлекаемую часть хвостовика и перебурить скважину с учетом новых геологических и эксплуатационных данных по пласту.

Пример 3. При проведении ГРП на добывающих горизонтальных скважинах высок риск прорыва воды от водонефтяного контакта или газа от газонефтяного контакта. Учитывая данные риски, принимают решение о спуске хвостовика с извлекаемой частью в компоновке. Если после геолого-технических мероприятий скважины не получены плановые дебиты, то имеется возможность поднять извлекаемую часть хвостовика и перебурить скважину с учетом новых геологических и эксплуатационных данных по пласту.

Claims (3)

1. Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика, при котором в скважину на колонне труб спускают нецементируемый хвостовик, состоящий из двух частей - неизвлекаемой и извлекаемой, при этом неизвлекаемую часть располагают в необсаженном стволе скважины, а извлекаемую часть, состоящую из извлекаемого пакера-подвески с разъединителем, крепят в обсадной колонне скважины, при этом обе части соединяют при помощи соединительного узла, выполненного с возможностью разъединения хвостовика на две составляющие части, активируют пакер-подвеску и осуществляют отсоединение колонны труб от извлекаемого пакера-подвески по разъединителю с ее последующим извлечением, после чего в скважину спускают насосное оборудование для проведения операций по освоению и эксплуатации скважины, по окончании которых или в случае нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважины насосное оборудование извлекают и спускают на колонне труб инструмент ловильный, который состыковывают с извлекаемым пакером-подвеской путем разгрузки веса колонны труб, далее осуществляют отстыковку извлекаемой части хвостовика воздействием избыточного давления разъединяют соединительный узел на две части, затем натяжением колонны труб приводят в транспортное положение извлекаемый пакер-подвеску, или отстыковку извлекаемой части хвостовика осуществляют вращением колонны труб вправо вместе с извлекаемым пакером-подвеской, предварительно вернув извлекаемый пакер-подвеску натяжением колонны труб в транспортное положение, при этом соединительный узел выполнен с возможностью разъединения хвостовика посредством левой резьбы, или отстыковку извлекаемой части осуществляют натяжением колонны труб, при этом сначала срывают, приведя в транспортное положение, пакер-подвеску, а затем дальнейшим натяжением разъединяют соединительный узел, далее неизвлекаемую часть оставляют в скважине, извлекаемую часть поднимают на поверхность, позволяя осуществить забуривание последующих боковых стволов с зоны расположения извлекаемой части хвостовика с отклонением по азимуту от базового ствола скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в составе неизвлекаемой части спускают заколонные пакеры и фильтровую часть.

3. Способ по любому из пп. 1, 2, отличающийся тем, что перед спуском насосного оборудования проводят интенсификацию пласта, при этом в состав неизвлекаемой части дополнительно включают муфты для проведения гидроразрыва пласта, обратные клапаны, башмак колонный.