Результат интеллектуальной деятельности: КОНСТРУКЦИЯ БЕРЕГОВОЙ МНОГОЗАБОЙНОЙ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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

В настоящее время эксплуатация газовых скважин в процессе разработки морских и шельфовых месторождений осуществляется как с морских платформ либо в подводном исполнении [Золотухин А.Б. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. - Ставангер, М., С-Пб, Трондхейм: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - С. 133-141], так и с морского берега путем бурения наклонных скважин [Справочник бурового мастера: учеб. - практ. пособие / Под общ. ред. В.П. Овчинникова, С.И Грачева, А.А. Фролова. - М.: Изд-во «Инфра-Инженерия», 2006. - Т. 2. - С. 448-451].

Известна система для вскрытия морского арктического месторождения углеводородов, содержащая вертикальный шахтный ствол, проложенный на расстояние, равное расстоянию от поверхности суши до положения границ многолетнемерзлых пород, со дна шахтного ствола пробурена наклонно направленная скважина или куст 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 известной системой не обеспечивается достаточная зона дренирования продуктивного пласта или залежи.

Известно сооружение многозабойной скважины, содержащее основную скважину, пробуренную с береговой зоны с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта и коротким горизонтальным участком в продуктивном пласте, и вспомогательные скважины, пробуренные 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 направлены в сторону забоя основной скважины и максимально приближены к нему. Верхняя часть основной колонны скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной, оснащенной хвостовиком-фильтром. Для эксплуатации скважина оборудована 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 продуктивного пласта дополнительно сооружают вспомогательные скважины, в связи с этим требуются большие затраты на бурение, сроки строительства, при этом металлоемкая верхняя часть вспомогательных скважин не используется при эксплуатации скважины, что является техническим недостатком известного решения.

Известна конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород, содержащая основной и боковые стволы, лифтовую колонну, снабженную в интервале ниже многолетнемерзлых пород приустьевым клапаном-отсекателем, в интервале выше верхнего бокового ствола - компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, циркуляционным клапаном, трубой с полированным наконечником, в интервалах напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними эксплуатационными пакерами с посадочными ниппелями, а под ними защелочными соединениями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками [RU 2379496 C1, МПК Е21В 43/24 (2006.01), опубл. 2010].

К причине, препятствующей достижению требуемого технического результата, можно отнести то, что отсутствует возможность оперативного получения информации о пластовом давлении в продуктивном пласте и температуре в режиме реального времени.

Известна система для разработки многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений как на суше, так и в акватории, содержащая добывающую скважину, нагнетательную скважину, датчики давления на устье нагнетательной скважины и устье добывающей скважины, датчики расхода на устье нагнетательной скважины и устье добывающей скважины [RU 2283426 C2, МПК Е21В 43/20 (2006.01), опубл. 2006]. Нагнетательная и добывающая скважины обсажены колонной, имеют открытую (перфорированную) часть ствола в заданных интервалах геологического разреза, герметизированные устья и оснащены противовыбросовым оборудованием. Основной ствол нагнетательной скважины ниже ВНК выполнен с зарезкой ряда боковых горизонтальных стволов или дополнительными перфорационными отверстиями. Обеспечивается увеличение конечной газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов многопластового нефтегазоконденсатного месторождения за счет управления процессом вытеснения углеводородного сырья.

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

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка надежной конструкции береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины для ее эксплуатации на шельфовых месторождениях, включая арктическую зону с возможностью дистанционного управления работой скважины с оперативным получением информации о пластовом давлении и температуре в реальном времени 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, а также повышении технологической надежности скважины за счет обеспечения оперативной информативности о режиме ее работы.

Указанный технический результат достигается тем, что конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины характеризуется тем, что содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте, верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной, для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной, указанный вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря, наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 град., а указанный горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке, и выполнен с окончанием, проложенным вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта, при этом в основном стволе перед указанным окончанием выполнено входное отверстие, через которое по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола, указанная эксплуатационная колонна оснащена эксплуатационным хвостовиком, проложенным в горизонтальном участке основного ствола скважины, причем диаметр эксплуатационной колонны выбран с учетом размещения в ней приустьевого клапана-отсекателя, а указанное окончание горизонтального участка основного ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами, составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием, при этом скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура, размещенная на колонной головке скважины, снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления.

Заявляемое конструктивное сооружение скважины обеспечивает увеличение зоны дренирования продуктивного пласта за счет того, что боковой ствол расположен в том же продуктивном пласте, что и горизонтальный участок основного стола, при этом они симметрично развернуты относительно друг друга, увеличивая длину общего ствола и площади взаимодействия, при этом все конструктивные элементы скважины сочленены между собой и представляют единую конструкцию с с обеспечением функции добычи углеводородов, при этом существование элементов конструкции отдельно друг от друга не позволит обеспечит достижение указанного назначения. Оснащение скважины расходомерами, датчиками давления и температуры и их расположение непосредственно в продуктивном пласте обеспечивает возможность дистанционного управления работой скважины с оперативным получением информации о расходах газа, пластовом давлении и температуре в режиме реального времени во всех стволах: основном и боковом.

На фиг. 1 приведена схематично конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины для разработки и эксплуатации шельфового месторождения в процессе добычи углеводородов, на фиг.2 - горизонтальный участок основного ствола скважины с окончанием и боковым стволом, вид сверху, на фиг.3 - верхняя часть скважины.

Конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины содержит проложенный с берега основной 1 ствол с вертикальным участком 2, в котором расположены технические колонны: направление 3, кондуктор 4 и эксплуатационная колонна 5. Направление 3 спущено на глубину, перекрывающую зону горных пород, склонных к обвалам, кондуктор 4 спущен до глубины, перекрывающей зону многолетнемерзлых пород 6, а эксплуатационная колонна 5 - до глубины, соответствующей отметке уровня дна 7 моря 8.

В нижней части эксплуатационной колонны 5 в вертикальном участке 2 основного ствола 1 с помощью подвесного устройства 9 подвешен эксплуатационный хвостовик 10, расположенный в наклонно направленном участке 11, который выполнен с радиусом кривизны R=2-11°/м до 80 град., и в горизонтальном участке 12, вскрывающем продуктивный пласт 13, проложенный с берега 14 под дном 7 моря 8 в требуемой проектной точке практически под перпендикулярным углом до 80 град. к вертикальной оси основного ствола 1 (эксплуатационной колонны 5).

Горизонтальный участок 12 выполнен с окончанием 15, проложенным вдоль продольной оси 16 продуктивного пласта 13 залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле 17 продуктивного пласта 13, перпендикулярно горизонтальному участку 12 и выше газоводяного контакта (ГВК) 18.

Перед окончанием 15 в основном стволе 1 выполнено входное отверстие 19, через которое по тому же продуктивному пласту 13 проложен горизонтально боковой ствол 20, направленный по тому же продуктивному пласту 13 в диаметрально противоположном направлении от окончания 15 горизонтального участка 12 основного ствола 1.

К эксплуатационному хвостовику 10 присоединен хвостовик-фильтр 21 основного ствола 1, подвешенный к нему с помощью подвесного устройства 22 меньшего типоразмера, расположенный в окончании 15.

Боковой ствол 20 оборудован хвостовиком-фильтром 23, диаметр которого равен диаметру составной лифтовой колонны 24, расположенной в основном стволе 1 и хвостовике-фильтре основного ствола 1. Хвостовик-фильтр 23 бокового ствола 20 в месте соединения бокового ствола 20 с основным стволом 1 зацементирован, образуя герметичное соединение.

В эксплуатационной колонне 5 и эксплуатационном хвостовике 10 размещена составная лифтовая колонна 24, снабженная подземным оборудованием. Диаметр эксплуатационной колонны 5 выбран с учетом размещения в ней приустьевого клапана-отсекателя 25, размещенного в составной лифтовой колонне 24. Приустьевой клапан 25 имеет большой наружный диаметр. Эксплуатационный хвостовик 10 имеет меньший диаметр, нежели эксплуатационная колонна 5, с целью сокращения металлоемкостью конструкции скважины, по этой же причине уменьшен и диаметр хвостовика-фильтра 21 основного ствола 1. Приустьевой клапан-отсекатель 25 расположен на глубине ниже подошвы мерзлых пород 6 и соединен с поверхностью со станцией управления линией управления (не показаны).

В интервале горизонтального участка 12 эксплуатационного хвостовика 10 в составной лифтовой колонне 24 размещены циркуляционный клапан 26 для создания циркуляции между трубным и затрубным пространствами скважины, телескопическое соединение 27, предназначенное для регулирования длины верхней части составной лифтовой колонны 24 при ее удлинении или сжатии, разъединитель колонны 28, предназначенный для отделения верхней части составной лифтовой колонны 24 от эксплуатационного пакера 29 и извлечение ее на поверхность без излечения эксплуатационного пакера 29 из скважины. Под эксплуатационным пакером 29 расположены верхний посадочный ниппель 30. Верхний полированный наконечник (не показан), плотно входящий в нижнюю часть составной лифтовой колонны 24, представляющую собой узел миниатюрного окна, включающего миниатюрное окно 31 с верхним патрубком 32, под которым расположены разделительный пакер 33, защелочное соединение 34, нижний посадочный ниппель 35. В окончании 15 горизонтального участка 12 основного ствола 1 в составной лифтовой колонне 24 расположена секция внутрискважинного мониторинга, включающая расходомер 36 и скважинную камеру 37 с размещенным в ней скважинным датчиком давления и температуры, и подпакерный хвостовик 38 с полированным наконечником (не показан), плотно входящим в патрубок 39 хвостовика-фильтра 21 основного ствола 1, создавая из верхней и нижней частей составной лифтовой колонны 24 и хвостовика-фильтра 21 основного ствола 1 единую конструкцию для добычи газа из продуктивного пласта 13.

Аналогичная секция внутрискважинного мониторинга, включающая расходомер 40 и скважинную камеру 41, с размещенной в ней скважинным датчиком давления и температуры, расположена и в хвостовике-фильтре 23 бокового ствола 20.

Расходомеры 36, 40 и скважинные камеры 37, 41 выполнены с возможностью встраивания, например, посредством муфт и резьбовых соединений в трубы соответственно лифтовой колонны 24 и хвостовика-фильтра 23 бокового ствола 20. Скважинные расходомеры 36, 40 и скважинные камеры 37, 41 выполнены с возможностью передачи информации на дневную поверхность в режиме реального времени и соединены с блоком сбора данных (не показан), размещенном на устье скважины посредством погружного оптоволоконного кабеля (не показан), проложенного вдоль составной лифтовой колонны 24 по ее наружной поверхности и проходящего через сквозные отверстия, выполненные эксцентрично в эксплуатационном и разделительном пакерах, а приустьевой клапан-отсекатель 25 соединен с устьем скважины с помощью линии управления (не показана), проложенного вдоль составной лифтовой колонны 24, аналогичным способом.

На устье скважины размещена колонная головка 42, на которой смонтирована фонтанная арматура, включающая трубную головку и фонтанную елку с дистанционно-управляемыми задвижками, исполнительные механизмы которых связаны со станцией управления.

Береговую многозабойную интеллектуальную газовую скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.

На устье скважины, расположенной на берегу 14, последовательно бурят известными способами основной 1 ствол с вертикальным 2, наклонно направленным 11 и горизонтальным 12 участками 11 и боковой 20 ствол.

В пробуренный основной ствол 1 спускают последовательно: направление 3, кондуктор 4, эксплуатационную колонну 5, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 42. В эксплуатационную колонну 5 спускают эксплуатационный хвостовик 10, подвешивают его в нижней части эксплуатационной колонны 5 с помощью подвесного устройства 9. В эксплуатационный хвостовик 10 спускают хвостовик-фильтр 21 основного ствола 1, подвешивают его в нижней части эксплуатационного хвостовика 10 с помощью подвесного устройства 22 меньшего типоразмера.

В пробуренный боковой ствол 20 спускают хвостовик-фильтр 23 меньшего диаметра и размещают его напротив входного отверстия 19 бокового ствола 20.

Во внутреннюю полость эксплуатационного хвостовика 10 спускают и размещают напротив входного отверстия 19 бокового ствола 20 нижнюю часть составной лифтовой колонны 24, соединяют подпакерный хвостовик с нижним патрубком хвостовика-фильтра 21 основного ствола 1. Миниатюрное окно 31 размещают напротив входного отверстия 19 бокового ствола 20, фиксируют это положение миниатюрного окна 31 защелочным соединением 34, приводят разделительный пакер 33 в рабочее положение спуском в нижний посадочный ниппель 35 меньшего диаметра глухой пробки меньшего типоразмера (не показана), герметично разобщая затрубное пространство скважины ниже бокового отверстия 19 от ее трубного пространства.

Во внутренние полости эксплуатационной колонны 5 и эксплуатационного хвостовика 10 спускают верхнюю часть составной лифтовой колонны 24, оборудованную приустьевым клапаном-отсекателем 25 с линией управления, циркуляционным клапаном 26, телескопическим соединением 27, разъединителем колонны 28, эксплуатационным пакером 29, верхним посадочным ниппелем 30 и полированным наконечником (не показан). Соединяют его с верхним патрубком 32 нижней части лифтовой колонны 24, представляющей собой узел миниатюрного окна.

На трубной головке монтируют фонтанную елку. В составную лифтовую колонну 24 сбрасывают шарик, перекрывающий ее внутреннее пространство, или в верхний посадочный ниппель 30 спускают глухую пробку (не показана) и созданием давления жидкости осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 29. При этом уплотнительные элементы эксплуатационного пакера 29 герметично перекроют затрубное пространство скважины между верхней частью составной лифтовой колонной 24 и эксплуатационным хвостовиком 10.

Далее скважину осваивают и вводят ее в эксплуатацию, осуществляя подъем добываемого газа по составной лифтовой колонне 24 из основного 1 и бокового 20 стволов на дневную поверхность. Причем газ из бокового ствола 20 поступает в составную лифтовую колонну 24 через миниатюрное окно 31. Величины расхода газа из продуктивного пласта в окончании 15 горизонтального участка 12 основного ствола 1 и в боковом стволе 20 определяют соответственно помощью расходомеров 36, 40, расположенных непосредственно в продуктивном пласте 13.

В случае возникновения аварийных ситуаций (межколонные газопроявления, выброс газа, открытый фонтан и пожар) приустьевой клапан-отсекатель 25 закрывают, перекрывая составную лифтовую колонну 24, предотвращая поступление газа из продуктивного плата 13. При необходимости можно извлечь из скважины верхнюю часть составной лифтовой колонны 24 без эксплуатационного пакера 29 и нижней части составной лифтовой колонны 24 посредством ее разъединения в разъединителе колонны 28.

Пример одного из вариантов возможной реализации заявляемой конструкции скважины.

Береговая многозабойная интеллектуальная газовая скважина имеет направление диаметром 660 мм, кондуктор диаметром 508 мм и эксплуатационную колонну диаметром 340 мм. К нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешен эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, в нижней части которого в свою очередь посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. В боковом стволе размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. В эксплуатационной колонне размещена составная лифтовая колонна диаметром 168 мм. Верхняя часть составной лифтовой колонной подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508×340 K1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж).

Верхняя часть составной лифтовой колонны оборудована в верхней части 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, и верхним полированным наконечник.

В нижней части составная лифтовая колонна оборудована миниатюрным окном с соединительным патрубком, разделительным пакером, защелочным соединением фирмы «Weatherford», нижним посадочным ниппелем НП-168 и подпакерным хвостовиком из труб диаметром 168 мм с нижним полированным наконечником.

Скважинная камера КС-168 содержит средства измерения в виде датчика давления и температуры, например, фирмы «Weatherford» модели OSS. Расходомер выполнен, например, по патенту RU 2346154.

Предлагаемая конструкция береговой многозабойной скважины позволят 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. За счет наличия секций внутрискважинного мониторинга, расположенных непосредственно в продуктивном пласте, повышается информативность о добыче газа из основного и бокового стволов, что позволяет оперативно регулировать технологический режим работы скважины, увеличивая или снижая дебит скважины из бокового или основного ствола. Заявляемое конструктивное выполнение скважины обеспечивает надежную работу за счет обеспечения возможности оперативного реагирования и управления задвижками фонтанной арматуры и приустьевым клапаном-отсекателем. В случае необходимости (аварийной ситуации, прорыва газа, пожара) возможно дистанционное закрытие приустьевого клапана-отсекателя. Кроме того, возможен подъем верхней части составной лифтовой колонны без извлечения эксплуатационного пакера и нижней части составной лифтовой колонны.