RU80196U1 - Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины - Google Patents

Abstract

Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для оснащения многозабойных газовых скважин с разветленной и ярусной архитектурой. Технический результат - создание надежного оборудования для эксплуатации многозабойной скважины в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород. Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины включает лифтовую колонну, снабженную в интервале выше верхнего бокового ствола - приустьевым клапаном-отсекателем, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, ингибиторным клапаном, циркуляционным клапаном, разъединителем колонны, эксплуатационным пакером, посадочным ниппелем, направляющей воронкой. В интервалах напротив входных отверстий боковых стволов оно снабжено узлами миниатюрных окон с размещенными над ними изоляционными пакерами с посадочными ниппелями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками. При этом направляющая воронка размещена над нижерасположенным оборудованием и не присоединена к нему, а узлы миниатюрных окон фиксируются в защелочных соединениях, размещенными в составе основного ствола ниже входных отверстий боковых стволов.

Description

Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для оснащения многозабойных газовых скважин с разветленной и ярусной архитектурой.

Известно оборудование многозабойной скважины, включающее лифтовую колонну, размещенную в основном стволе [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2001. - С.49].

Недостатком этого оборудования является недостаточная надежность эксплуатации многозабойных скважин, особенно в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Известно оборудование многозабойной скважины, включающее лифтовую колонну, размещенную в основном стволе и снабженную приустьевым клапаном-отсекателем и эксплуатационным пакером (Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2001. - С.46].

Недостатком этого оборудования является недостаточная надежность эксплуатации многозабойных скважин, особенно в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели, состоит в создании надежного оборудования для эксплуатации многозабойной скважины в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Технический результат достигается тем, что оборудование для эксплуатации многозабойной скважины включает лифтовую колонну, снабженную в интервале выше верхнего бокового ствола - приустьевым клапаном-отсекателем, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, ингибиторным клапаном, циркуляционным клапаном, разъединителем колонны, эксплуатационным пакером, посадочным ниппелем, направляющей воронкой, в интервалах напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними изоляционными пакерами с посадочными ниппелями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками, при этом направляющая воронка размещена над нижерасположенным оборудованием и не присоединена к нему, а узлы миниатюрных окон фиксируются в защелочных соединениях, размещенными в составе основного ствола ниже входных отверстий боковых стволов.

На фиг. изображена конструкция многозабойной скважины, оборудованная лифтовой колонной из насосно-компрессорных труб, на примере трехзабойной скважины, включающей основной ствол и два боковых ствола, верхний и нижний. Количество боковых стволов может быть больше, тогда они называются (снизу вверх, по мере бурения) первый, второй, третий и т.д. Напротив каждого из боковых стволов размещается система заканчивания скважин, состоящая из изоляционного пакера, посадочного ниппеля и узла миниатюрного окна.

Конструкция многозабойной скважины включает основной ствол 1, верхний 2 и нижний 3 боковые стволы, подземное и устьевое оборудование. Подземное оборудование включает лифтовую колонну 4, состоящую из насосно-компрессорных труб, приустьевого клапана-отсекателя 5, компенсатора температурных изменений длины лифтовой колонны 6, ингибиторного клапана 7, устанавливаемого в скважинах, в которых возможно гидратообразование,

циркуляционного клапана 8, разъединителя колонны 9, эксплуатационного пакера 10, посадочного ниппеля 11 лифтовой колонны, насосно-компрессорной трубы с направляющей воронкой 12.

При этом направляющая воронка 12 размещена над нижерасположенным оборудованием и не присоединена к нему.

В основном стволе 1 напротив боковых стволов, верхнего 2 и нижнего 3, установлены верхняя и нижняя системы заканчивания скважин, включающие изоляционный пакер 13 верхней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 14 верхней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины, насосно-компрессорные трубы 16 с верхним полированным наконечником 17, установленном на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, изоляционный пакер 18 нижней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 19 нижней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 20 нижней системы заканчивания скважины, насосно-компрессорные трубы 21 с полированным наконечником 22, установленном на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы.

Насосно-компрессорные трубы 21, расположенные ниже нижней системы заканчивания скважины, с помощью полированного наконечника 22 герметично соединяются с хвостовиком-фильтром основного ствола 1. В верхнем 2 и нижнем 3 боковых стволах размещены хвостовики-фильтры боковых стволов.

На устье многозабойной скважины размещено устьевое оборудование, включающее фонтанную арматуру 23, установленную на колонной головке 24, на которой подвешены обсадные колонны, обсаживающие основной ствол 1.

Многозабойная скважина с разветленной и ярусной архитектурой, расположенная в зоне многолетнемерзлых пород 25 и оснащенная заявляемым оборудованием, работает следующим образом.

В процессе заканчивания скважины в составе эксплуатационного хвостовика основного ствола 1 устанавливаются защелочные соединения 26 и 27, взаимодействующие с узлами миниатюрных окон 15 и 20 верхней и нижней системами заканчивания скважин.

В скважину спускается комплект оборудования нижней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами 21. Нижний полированный наконечник 22, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в подвеску хвостовика-фильтра основного ствола 1. Узел миниатюрного окна 20 нижней системы заканчивания скважины фиксируется в защелочном соединении 27 и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия нижнего бокового ствола 3. После этого проводится запакеровка изоляционного пакера 18 нижней системы заканчивания скважины, расположенного вместе с посадочным ниппелем 19 нижней системы заканчивания скважины выше узла миниатюрного окна 20 нижней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка или с устья сбрасывается шарик, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 19 нижней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка изоляционного пакера 18 нижней системы заканчивания скважины.

После извлечения из скважины глухой пробки или продавливания шарика на забой основного ствола 1 в скважину спускается комплект оборудования верхней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами 16. Верхний полированный наконечник 17, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в изоляционный пакер 18 нижней системы заканчивания скважин. Узел миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины фиксируется в защелочном соединении 26 и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия верхнего бокового ствола 2. После этого осуществляется залакеровка изоляционного пакера 13 верхней системы заканчивания скважины по выше описанному

способу путем перекрытия проходного отверстия посадочного ниппеля 14 верхней системы заканчивания скважины.

Далее в скважину спускается лифтовой колонны 4 из высокогерметичных насосно-компрессорных труб со смонтированными в ее составе (снизу - вверх) направляющей воронкой 12, посадочным ниппелем 11 лифтовой колонны, эксплуатационным пакером 10, разъединителем колонны 9, циркуляционным клапаном 8, ингибиторным клапаном 7, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны 6, приустьевым клапаном-отсекателем 5.

При этом направляющая воронка 12 не соединяется с нижележащими системами заканчивания скважин и расположена над ними.

Лифтовая колонна 4 подвешивается в фонтанной арматуре 23, устанавливаемой на колонной головке 24.

Освоение скважины проводят поочередно. Вначале осуществляют вызов притока из основного ствола 1 спуском в него гибкой трубы колтюбинговой установки, заменой утяжеленного бурового раствора на более легкий, например, на газовый конденсат или нефть. Затем осуществляют вызов притока из нижнего бокового ствола 3, а после - из верхнего бокового ствола 2. Перед вызовом притока из пласта в посадочное место узла миниатюрного окна 20 нижней системы заканчивания скважины или 15 верхней системы заканчивания скважины устанавливается отклоняющее устройство, так называемый, уипсток, с помощью которого осуществляется отклонение гибкой трубы колтюбинговой установки от основного ствола 1 и направление ее в осваиваемый боковой ствол верхний 2 или нижний 3. Вызов притока осуществляется аналогичным способом путем замены утяжеленного бурового раствора на более легкий раствор или жидкость.

Добычу газа из продуктивного пласта осуществляют путем совместной эксплуатации основного 1 и боковых верхнего 2 и нижнего 3 стволов, а также путем раздельной эксплуатации из любого ствола.

Исследования скважин с помощью глубинных приборов проводят путем спуска их в скважину при открытом приустьевом клапане-отсекателе 5.

Ремонт фонтанной арматуры проводят без глушения скважины после закрытия приустьевого клапана-отсекателя 5 и снижения давление во внутренней полости лифтовой колонны 4, выше приустьевого клапана-отсекателя 5, до величины атмосферного давления.

Извлечение верхней части лифтовой колонны 4 проводят без глушения скважины после установки в посадочном ниппеле 11 глухой пробки и отсоединении ее от эксплуатационного пакера 10 в разъединителе колонны 9.

Извлечение всей лифтовой колонны 4 проводят после глушения скважины и распакеровки эксплуатационного пакера 10.

Извлечение систем заканчивания скважины проводится секционно, то есть извлекая по очереди насосно-компрессорные трубы и скважинное оборудование.

Ремонтные работы в основном 1 и боковых верхнем 2 и нижнем 3 стволах проводят с помощью гибкой трубы, в боковые стволы верхний 2 и нижний 3, которая спускается в боковые стволы после отклонения с помощью отклоняющего устройства - уипстока.

Заявляемое оборудование для эксплуатации многозабойных скважин обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород. Позволяет при необходимости оперативно перекрыть основной ствол скважины, тем самым избежать открытого газового фонтана. Позволяет уменьшить выпуск газа в атмосферу, то есть сберечь ценнейшее углеводородное сырье. Позволяет снизить гидравлические сопротивления по стволу скважины, что, в конечном итоге, ведет к увеличению рабочих дебитов скважины.

Позволяет осуществлять совместную и раздельную эксплуатацию основного и бокового стволов. Позволяет осуществлять ремонтные работы в основном и боковых стволах. Позволяет снизить затраты на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.

Claims (1)

1. Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины, включающее лифтовую колонну, снабженную в интервале выше верхнего бокового ствола приустьевым клапаном-отсекателем, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, ингибиторным клапаном, циркуляционным клапаном, разъединителем колонны, эксплуатационным пакером, посадочным ниппелем, направляющей воронкой, в интервалах напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними изоляционными пакерами с посадочными ниппелями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками, при этом направляющая воронка размещена над нижерасположенным оборудованием и не присоединена к нему, а узлы миниатюрных окон фиксируются в защелочных соединениях, размещенных в составе основного ствола ниже входных отверстий боковых стволов.