КОНСТРУКЦИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Известна конструкция многозабойной скважины, включающая основной и боковой стволы, лифтовую колонну [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С.49].

Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Известна конструкция многозабойной скважины, включающая основной и боковой стволы, лифтовую колонну, 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 этой конструкции является недостаточная надежность эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в создании надежной конструкции многозабойной скважины для эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Технический результат достигается тем, что конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород включает 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, разъединителя колонны, эксплуатационным пакером, посадочным ниппелем, направляющей воронкой, в интервале напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними изоляционными пакерами с посадочными ниппелями, под ними защелочными соединениями, 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 лифтовая колонна в интервале многолетнемерзлых пород может быть оборудована теплоизолированными трубами, в интервале выше верхнего бокового ствола - ингибиторным клапаном, а диаметр лифтовой колонны может определяться из уравнения:

,

где D_в - диаметр лифтовой колонны;

D_n - диаметры основного и боковых стволов.

На чертеже изображена заявляемая 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, как минимум, из изоляционного пакера, посадочного ниппеля, узла миниатюрного окна и защелочного соединения.

Конструкция многозабойной скважины, приведенная на чертеже, включает основной ствол 1, верхний 2 и нижний 3 боковые стволы, 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 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, защелочное соединение 16 верхней системы заканчивания скважины, изоляционный пакер 17 нижней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 18 нижней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины, защелочное соединение 20 нижней системы заканчивания скважины. Между верхней и нижней системами заканчивания скважины размещены насосно-компрессорные трубы 21 с полированным наконечником 22, установленном на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы. Ниже нижней системы заканчивания скважины размещены насосно-компрессорные трубы 23 с полированным наконечником 24, установленным на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы.

Насосно-компрессорные трубы 23, расположенные ниже нижней системы заканчивания скважины, с помощью полированного наконечника 24 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 размещена фонтанная арматура, установленная на колонной головке, на которой подвешены обсадные колонны, обсаживающие основной ствол.

В районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород необходима конструкция скважины, обеспечивающая надежность ее эксплуатации. В процессе бурения и эксплуатации скважины происходит растепление многолетнемерзлых пород 25. Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород 25 необходимо лифтовую колонну 4 в интервале этих пород дополнительно оснащать теплоизолированными насосно-компрессорными трубами (не показано). Наличие многолетнемерзлых пород 25 может привести к обратному промерзанию горных пород и смятию обсадных колонн при остановке и длительных простоях скважины, могущих привести к открытому газовому фонтану. Для предотвращения газопроявлений лифтовую колонну 4 следует в интервале многолетнемерзлых пород 25 или непосредственно под ними оборудовать приустьевым клапаном-отсекателем 5, лучше всего дистанционно управляемым с поверхности от станции управления, который может перекрыть трубное пространство скважины при возникновении аварийной ситуации, и эксплуатационным пакером 10, герметично перекрывающим затрубное пространство скважины. В условиях низких температур возможно образование в стволе скважины в интервале многолетнемерзлых пород 25 гидратно-ледяных пробок. Для их ликвидации необходимо закачивание ингибитора гидратообразования, который поступает в скважину через ингибиторный клапан 7. Для снижения теплопередачи горным породам от добываемого пластового флюида и создания противодавления на эксплуатационный пакер 10 в затрубное пространство выше этого пакера следует закачивать инертную надпакерную жидкость, закачивание которой осуществляется через циркуляционный клапан 8. Для запакеровки эксплуатационного пакера 10 и приведение его в рабочее состояние необходим посадочный ниппель 11, в который устанавливается глухая пробка (не показано), перекрывающая трубное пространство скважины и обеспечивающая создания необходимого гидравлического давления при запакеровке эксплуатационного пакера 10. При этом для извлечения верхней части лифтовой колонны 4 из скважины без глушения скважины достаточно установить в посадочном ниппеле 10 глухую пробку (не показано), надпакерную жидкость выдавить через открываемый в этом случае циркуляционные клапан 8 инертным газом и разъединиться в разъединителе 9. В интервале многолетнемерзлых пород 25 лифтовая колонна 4 испытывает знакопеременные нагрузки: растяжение или сжатие, поэтому для их компенсации в составе лифтовой колонны 4 необходима установка компенсатора температурных изменений длины лифтовой колонны 6. Для удобства извлечения из скважины глубинных приборов и гибкой трубы на башмаке лифтовой колонны 4 следует устанавливать направляющую воронку 12, которая одновременно выполняет функции центрирующего устройства.

Весь этот комплекс технических решений направлен на достижение технического результата - создать надежную конструкцию многозабойной скважины, обеспечивающую надежную и безопасную эксплуатацию скважин в зоне многолетнемерзлых пород, предотвращая возможное растепление мерзлых горных пород и возможное смятие обсадных колонн основного ствола, обеспечивая предупреждение газопроявления и предотвращая возникновение открытого газового фонтана. Именно такая надежная конструкция предлагается в данной заявке.

Многозабойная скважина работает следующим образом.

В процессе заканчивания скважины на колонне труб (не показано) спускается защелочное соединение 20 нижней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами 23 с полированным наконечником 24. Полированный наконечник 24, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в подвеску хвостовика-фильтра основного ствола 1. Защелочное соединение 20 нижней системы заканчивания скважины фиксируется в основном стволе 1 ниже входного отверстия нижнего бокового ствола 3.

Затем в скважину спускается узел миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия нижнего бокового ствола 3. После этого в скважину спускается изоляционный пакер 17 нижней системы заканчивания скважины с посадочным ниппелем 18 нижней системы заканчивания скважины, который герметично соединяется с узлом миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка или с устья сбрасывается шарик, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 18 нижней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка изоляционного пакера 17 нижней системы заканчивания скважины.

После извлечения из скважины глухой пробки или продавливания шарика на забой основного ствола 1 в скважину спускается защелочное соединение 16 верхней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами 21 и полированным наконеником 22. Полированный наконечник 22, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в изоляционный пакер 17 нижней системы заканчивания скважины. Защелочное соединение 16 верхней системы заканчивания скважины фиксируется в основном стволе 1 ниже входного отверстия верхнего бокового ствола 2.

Затем в скважину спускается узел миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия верхнего бокового ствола 2. После этого в скважину спускается изоляционный пакер 13 верхней системы заканчивания скважины с посадочным ниппелем 14 верхней системы заканчивания скважины, который герметично соединяется с узлом миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка, или с устья сбрасывается шарик меньшего диаметра, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 14 верхней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка эксплуатационного пакера 13 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. Направляющая воронка 12 не соединяется с нижележащими системами заканчивания скважин и расположена над ними.

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

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 19 нижней системы заканчивания скважины или 15 верхней системы заканчивания скважины устанавливается отклоняющее устройство (уипсток) (не показано), 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. При этом добываемый газ выше верхнего бокового ствола 2 соединяется в один поток и через лифтовую колонну 4 поступает на дневную поверхность.

Для эффективности добычи газа целесообразно, чтобы проходное отверстие лифтовой колонны 4 соответствовало суммарным проходным отверстиям основного и боковых стволов. В этом случае диаметр лифтовой колонны 4 определяется из уравнения:

,

где D_в - диаметр лифтовой колонны;

D_n - диаметры основного и боковых стволов.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из основного ствола 1, добываемый флюид из основного ствола 1 поступает на поверхность по лифтовой колонне 4, при этом входные отверстия боковых стволов, верхнего 2 и нижнего 3, перекрыты изолирующим рукавом (не показано), устанавливаемых в посадочных местах узлов миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины и 19 нижней системы заканчивания скважины.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из верхнего бокового ствола 2, добываемый флюид из бокового ствола 2 поступает на поверхность через окно узла миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины по лифтовой колонне 4, при этом основной ствол 1 перекрыт глухой пробкой, устанавливаемой в посадочном ниппеле 18 нижней системы заканчивания скважины.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из нижнего бокового ствола 3, добываемый флюид из нижнего бокового ствола 3 поступает на поверхность через окно узла миниатюрного окна 19 нижней системы заканчивания скважины по лифтовой колонне 4, при этом входное отверстие верхнего бокового ствола 2 перекрыто изолирующим рукавом (не показано), устанавливаемым в посадочном месте узла миниатюрного окна 15 верхней системы заканчивания скважины, а основной ствол 1 перекрыт мостовой пробкой с якорным устройством (не показано), устанавливаемой ниже защелочного соединения 20 нижней системы заканчивания скважины.

В процессе добычи газа приустьевой клапан-отсекатель 5 открыт. Закрытие и открытие его осуществляется путем повышения или снижения давления в трубках линии управления от станции управления (не показано).

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 после установки в посадочном ниппеле 12 верхней системы заканчивания скважины глухой пробки без глушения скважины и отсоединения от эксплуатационного пакера 10 в разъединителе колонны 9.

Извлечение лифтовой колонны 4 проводят после глушения скважины и распакеровки эксплуатационного пакера 10. Извлечение системы 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 она спускается после отклонения с помощью отклоняющего устройства (не показано).

Заявляемая конструкция скважины 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.