СПОСОБ СООРУЖЕНИЯ БЕРЕГОВОЙ МНОГОЗАБОЙНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону, а именно к конструкциям многозабойных газовых скважин, пробуренных с берега в направлении газовой залежи.

Известен способ вскрытия морского арктического месторождения углеводородов, включающий проложенный вертикальный шахтный ствол на расстояние, равное расстоянию от поверхности суши до положения границ многолетнемерзлых пород, бурение со дна шахтного ствола наклонно направленной скважины или куста наклонно направленных скважин до вскрытия месторождения углеводородов с установкой колонны труб, подключенной к магистральному трубопроводу [RU 2448232 C1, МПК E21B 7/12 (2006.01), опубл. 2012]. Обеспечивается безаварийная добыча углеводородов, находящихся ниже дна моря.

Недостатком является то, что в известном способе не обеспечивается достаточная зона дренирования, скважинная конструкция трудоемка при строительстве.

Известен способ разработки многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений как на суше, так и в акватории, включающий разбуривание пласта добывающей скважиной, нагнетательной скважиной [RU 2283426 C2, МПК E21B 43/20 (2006.01), опубл. 2006]. Нагнетательную и добывающую скважины обсаживают колонной, имеющей открытую (перфорированную) часть ствола в заданных интервалах геологического разреза, герметизированные устья и оснащенной противовыбросовым оборудованием. Основной ствол нагнетательной скважины ниже ВНК выполняют с зарезкой ряда боковых горизонтальных стволов или дополнительными перфорационными отверстиями. Обеспечивается увеличение конечной газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов многопластового нефтяного месторождения за счет управления процессом вытеснения углеводородного сырья.

Недостатком известного способа является то, что увеличиваются затраты на сооружение в этой системе дополнительной нагнетательной скважины, строительство которой приведет к расширению кустовой площади и к более обширному загрязнению морской акватории.

Известен способ сооружения многозабойной скважины, включающий бурение основной скважины с береговой зоны с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта и коротким горизонтальным участком в продуктивном пласте, бурение вспомогательных скважин с небольшим отклонением стволов от вертикали на кровле пласта и длинными горизонтальными стволами по пласту [RU 2456526 C1, МПК E21B 7/04 (2006.01), опубл. 2011]. Стволы вспомогательных скважин направляют в сторону забоя основной скважины и максимально приближают к нему. Верхнюю часть основной колонны скважины оснащают техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной, оснащенной хвостовиком-фильтром. Для эксплуатации скважину оборудуют лифтовой колонной, через которую производят добычу газа из всех стволов. Обеспечивается увеличение отклонения боковых стволов от забоя основного ствола.

К причине, препятствующей достижению требуемого технического результата, можно отнести то, что для увеличения зоны дренирования дополнительно сооружают вспомогательные скважины, в связи с чем требуются большие затраты на бурение, сроки строительства, при этом металлоемкая верхняя часть вспомогательных скважин не используется при эксплуатации скважины.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, заключается в разработке способа сооружения конструкции береговой многозабойной газовой скважины для ее эксплуатации на шельфовых месторождениях, включая арктическую зону, без абразивного износа скважинного оборудования.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности разработки месторождения за счет увеличения зоны дренирования продуктивного пласта и сокращения периода выработки запасов газа из шельфового месторождения по причине большой зоны дренирования и увеличения дебитов скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе сооружения береговой многозабойной газовой скважины для разработки шельфового месторождения, включающим бурение с берега основного ствола скважины, который выполняют с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте, особенностью является то, что указанный вертикальный участок основного ствола прокладывают до уровня морского дна, указанный наклонно направленный участок основного ствола выполняют с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 град, а указанный горизонтальный участок прокладывают под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи в требуемой проектной точке продуктивного пласта, и выполняют с окончанием, которое располагают перпендикулярно горизонтальному участку, параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта, при этом перед указанным окончанием в основном стволе скважины выполняют боковой ствол, который направляют в диаметрально противоположном направлении от указанного окончания горизонтального участка основного ствола скважины в том же продуктивном пласте и располагают параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта.

Заявляемое конструктивное сооружение скважины обеспечивает увеличение зоны дренирования за счет того, что боковой ствол расположен параллельно оси кровле, в том же продуктивном пласте, что и окончание горизонтального участка основного стола, при этом они симметрично развернуты относительно друг друга.

На фиг. 1 схематично приведена конструкция береговой многозабойной газовой скважины для разработки и эксплуатации шельфового месторождения, на фиг. 2 представлена схема размещения пласта относительно берега и расположение основного ствола с вертикальным, наклонно направленным и горизонтальным участками и боковым стволом.

Конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины содержит основной ствол 1, проложенный с берега с горизонтальным участком 2, и боковой 3 ствол. Основной ствол 1 от береговой поверхности имеет вертикальный участок 4, проложенный до глубины, соответствующей уровню дна 5 моря. Нижняя часть вертикального участка 4 основного ствола 1 имеет наклонно направленный участок 6, выполненный с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 град и, например, скоростью набора кривизны ν=2-11°/100 м.

Горизонтальный участок 2 основного ствола 1, отклоняющийся от вертикали под углом не менее 80°, проложен под дном 5 моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта 7 залежи 8 в требуемой проектной точке.

Горизонтальный участок 2 основного ствола 1 выполнен с окончанием 9, проложенным вдоль продольной оси 10 залежи 8 шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле 11 продуктивного пласта 7, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта (ГВК).

Перед окончанием 9 в основном стволе 1 выполнено входное отверстие (боковое окно), через которое по тому же продуктивному пласту 7 проложен горизонтально боковой ствол 3, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания 9 горизонтального участка 2 основного ствола 1.

На устье 12 скважины размещена колонная головка 13, на которой смонтирована фонтанная арматура, включающая трубную головку и фонтанную елку с дистанционно-управляемыми задвижками, связанными со станцией управления.

Пример одного из вариантов возможной реализации способа сооружения скважины.

С берега известными способами бурят в продуктивной залежи основной 1 и боковой 3 стволы согласно заявленной конструкции скважины.

В пробуренный основной ствол 1 в вертикальный участок 4 спускают последовательно направление диаметром 660 мм для предотвращения обвалов, кондуктор диаметром 508 мм для перекрытия многолетнемерзлых пород ММП (предупреждает растепление ММП, смятие кондуктора в ММП), эксплуатационную колонну диаметром 340 мм для вскрытия продуктивного пласта 7, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 13. К нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешивают эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, который искривленно переходит с вертикального участка 4 в горизонтальный участок 2, в нижней части которого, в свою очередь, посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр, который представляет собой окончание 9 эксплуатационного хвостовика, диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. В пробуренный боковой ствол 3 спускают хвостовик-фильтр меньшего диаметра, равного диаметру хвостовика-фильтра основного ствола 1, через входное отверстие, размещенное перед искривлением эксплуатационного хвостовика, в продольном направлении вдоль оси 10 продуктивного пласта 7.

Для эксплуатации во внутреннюю полость эксплуатационного хвостовика спускают составную лифтовую колонну диаметром 168 мм, снабженную требуемым подземным скважинным оборудованием, например приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционным клапаном ЦК-168, телескопическим соединением ТС-168, разъединителем колонны РК-168, эксплуатационным пакером типоразмера 168/245, верхним посадочным ниппелем НП-168, верхним оптоволоконным скважинным расходомером Р-168 и верхним полированным наконечником. В нижней части составная лифтовая колонна оборудована миниатюрным окном с соединительным патрубком, разделительным пакером, защелочным соединением фирмы «Weatherford», нижним посадочным ниппелем НП-168, нижним оптоволоконным скважинным расходомером Р-168, скважинной камерой КС-168, содержащей средства измерения в виде датчика давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS, и подпакерным хвостовиком из труб диаметром 168 мм с нижним полированным наконечником. В боковом стволе 3 размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. Верхняя часть составной лифтовой колонны подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100x21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508x340 К1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж). На трубной головке монтируют фонтанную елку. Осуществляют эксплуатацию скважины.

Заявляемое конструктивное сооружение скважины позволит повысить ее производительность и увеличить добычу газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снизить затраты на ее обслуживание за счет сокращения периода выработки запасов газа из месторождения.