СПОСОБ ДОСТАВКИ ОБОРУДОВАНИЯ НА КОЛТЮБИНГОВОЙ ТРУБЕ В ЗАДАННЫЙ ИНТЕРВАЛ МНОГОСТВОЛЬНОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для спуска геофизических приборов и/или технологической оснастки при выполнении геофизических работ и технологических операций в многоствольных добывающих скважинах.

Известен способ ремонтных и исследовательских работ в скважине с использованием канатной техники, предусматривающий спуск на проволоке, канате, кабеле оборудования в требуемый интервал скважины [1]. При этом осуществляют спуск оборудования для ремонта, подачи химических реагентов, исследования скважин.

Недостатками данного технического решения являются усложнение и зачастую невозможность доставки оборудования в наклонно направленные скважины, невозможность изменения положения оборудования в скважине в процессе ее эксплуатации, в результате чего возникает необходимость остановки работы скважины.

Известен способ доставки оборудования в требуемый интервал скважины [2], включающий размещение и спуск оборудования на проволоке, или канате, или грузонесущем капиллярном трубопроводе, или геофизическом кабеле по непрерывному трубопроводу меньшего, чем насосно-компрессорные трубы (НКТ), диаметра, закрепленному на наружной поверхности НКТ. Непрерывный трубопровод спускают совместно с НКТ, а перемещение оборудования в непрерывном трубопроводе осуществляют за счет гидродинамического напора подаваемых в непрерывный трубопровод жидкости или газа.

Недостатком известного способа является то, что его невозможно применять для проведения геофизических исследований и технологических операций в боковых стволах многоствольных скважин.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ локальных геофизических исследований скважин [3], включающий спуск геофизического прибора в заданный интервал на гибкой длинномерной безмуфтовой трубе по насосно-компрессорным трубам через установленный на них пакер, отсекающий верхнюю полость от исследуемого участка ствола скважины.

Недостатком известного способа является то, что его невозможно применять для проведения геофизических исследований и технологических операций в боковых стволах многоствольных скважин.

Известно устройство для доставки геофизических приборов в горизонтальную скважину [4], содержащее закрепленный на каротажном кабеле выше геофизического прибора груз, выполненный из отдельных секций, которые представляют собой герметичные элементы гибкого шланга, заполненные утяжеленной жидкостью и гидравлически связанные между собой, при этом каждый элемент гибкого шланга жестко закреплен на каротажном кабеле, пропущенном внутри элементов гибкого шланга.

Недостатком известного устройства является то, что с помощью описанного устройства невозможно подать объект в боковой ствол многоствольной скважины, оно может работать в наклонной или горизонтальной, но одноствольной скважине.

Известно также устройство для доставки объекта в боковой ствол многоствольной скважины [5], обеспечивающее доставку объекта в любой ствол многоствольной скважины с возможностью самоопределения устройством направления ствола и его уровня относительно устья скважины и содержащее транспортирующий орган с механизмом изменения направления движения. Оно также снабжено стопорно-блокирующим механизмом, выполненным в виде цилиндра с размещенными в нем и подпружиненными в радиальном направлении упорами, заключенными в контрольные втулки уровней. Стопорно-блокирующий механизм посредством механизма поворота соединен с механизмом поиска и разъединения, который имеет двуплечий рычаг, подпружиненный шток, замок разъединения и взаимодействующие наклонные плоскости. Верхняя плоскость жестко связана с механизмом изменения направления движения, а нижняя - с корпусом подпружиненного штока. Механизм изменения направления движения выполнен в виде направляющего патрубка, взаимодействующего с упругим элементом, установленным на корпусе устройства. Направляющий патрубок верхним концом связан шарнирно с объектом, а нижним - с замком разъединения. Кроме того, в нем установлен подпружиненный ползун, торцовая поверхность которого образует верхнюю наклонную плоскость. Замок разъединения представляет собой зацепы, верхние из которых жестко связаны с направляющим патрубком, а нижние через пружины взаимодействуют с подпружиненным штоком механизма поиска и разъединения. Механизм поворота выполнен в виде цилиндра со сквозной винтовой канавкой, патрубка со штифтом и роликом, входящим в винтовую канавку.

Недостатком известного устройства является его сложность, кроме того, для его использования необходимо предварительно провести спускоподъемные операции по извлечению колонны насосно-компрессорных труб, по которой велась добыча нефти. Вследствие того что интервалы входов в боковые стволы не изолированы друг от друга, проведение технологических обработок в одном боковом стволе скважины влияет на состояние других боковых стволов этой скважины.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является ориентатор гибкой трубы [6], содержащий сборный корпус, в котором размещены полый поршень, возвратная пружина полого поршня, поворотный шпиндель, храповый венец, зубцы которого фиксируются собачками. Он также содержит две зубчатые полумуфты, одна из которых размещена в нижней части полого поршня, а другая - в верхней части поворотного шпинделя, установленные с возможностью взаимодействия между собой, причем их разомкнутое положение обеспечивает возвратная пружина полого поршня; дополнительную возвратную пружину, обеспечивающую возврат поворотного шпинделя в верхнее исходное положение, шлицевую муфту, кинематически связанную с нижней частью поворотного шпинделя посредством устроенных на нем шлиц и установленную в нижней части сборного корпуса посредством резьбовой втулки, на нижнем торце которой устроена храповая полумуфта, собачки которой взаимодействуют с зубцами храпового венца, устроенного на теле шлицевой муфты; поворотный корпус, верхняя часть которого соединена с нижней частью шлицевой муфты, содержащий закрепленную на его внутренней стенке рессору и продольное окно, устроенное напротив рессоры; при этом на полом поршне установлены кулачки, взаимодействующие с винтовыми канавками, выполненными на стенке сборного корпуса, а внутренний диаметр полого поршня больше диаметра ориентируемой гибкой трубы на величину щелевого зазора, обеспечивающего необходимый перепад давления между зонами, расположенными над и под поршнем.

Недостатком известного устройства является то, что для его использования необходимо предварительно провести глушение всех боковых стволов и выполнить спускоподъемные операции по извлечению колонны насосно-компрессорных труб, по которой велась добыча нефти.

Задачей, решаемой данной группой изобретений, является гарантированная доставка колтюбинговой трубы с соответствующим оборудованием в заданный боковой ствол скважины через колонну НКТ, по которой ведется добыча нефти, и, как следствие, низкозатратная технология проведения геофизических исследований и технологических обработок в добывающей многоствольной скважине.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе доставки оборудования в заданный интервал многоствольной добывающей скважины, включающем спуск оборудования на колтюбинговой трубе по колонне насосно-компрессорных труб через установленные пакеры в заданный интервал скважины, согласно изобретению на колонну насосно-компрессорных труб по числу боковых стволов и с учетом их координат устанавливают ориентируемые с устья скважины отклонители, выполненные с возможностью обеспечения доставки оборудования из колонны насосно-компресорных труб в боковой ствол скважины при закрытом доступе через него оборудования в нижерасположенный интервал колонны насосно-компрессорных труб, с возможностью обеспечения прохождения через него оборудования в нижерасположенный интервал колонны насосно-компрессорных труб при закрытом через него доступе оборудования в боковой ствол скважины, и с возможностью обеспечения герметизации колонны насосно-компрессорных труб при добыче нефти.

Кроме этого, доставку оборудования в боковой ствол скважины могут осуществлять через герметично закрывающееся боковое окно отклонителя, азимутально совмещенное со входом в боковой ствол скважины путем ориентирования отклонителя с устья скважины.

При этом ориентирование отклонителя до азимутального совмещения окна отклонителя со входом в боковой ствол, его открытие и закрытие могут осуществлять посредством колтюбинговой трубы, оснащенной выдвижной под действием гидравлического воздействия соответствующей насадкой, предназначенной для взаимодействия с элементами отклонителя.

Поставленная задача решается также за счет того, что в отклонителе, выполненном с возможностью установки на колонне насосно-компрессорных труб, содержащем полый поворотный корпус, снабженный в нижней части, по меньшей мере, одним направляющим элементом и продольным окном для выхода колтюбинговой трубы в боковой ствол скважины, храповую муфту, состоящую из двух взаимодействующих между собой частей, одна из которых соединена с верхней частью поворотного корпуса, согласно изобретению вторая часть храповой муфты выполнена с возможностью жесткого соединения с колонной насосно-компрессорных труб; внутри поворотного корпуса установлена полая гильза с возможностью перемещения, фиксации в крайнем нижнем положении с обеспечением герметизации колонны насосно-компресорных труб, фиксации в крайнем верхнем положении и фиксированного поворота вместе с корпусом без проворота относительно корпуса, при этом диаметр ее внутреннего канала обеспечивает прохождение колтюбинговой трубы с насадками, а отклоняющий элемент, расположенный на ее нижнем торце, обеспечивает направление колтюбинговой трубы в боковой ствол скважины через продольное окно полого корпуса, открытое положение которого обеспечивается крайним верхним положением гильзы, при этом направляющий элемент корпуса выполнен с возможностью обеспечения прохождения колтюбинговой трубы в нижерасположенный интервал колонны насосно-компрессорных труб.

Заявленная группа изобретений поясняется следующими чертежами: на фиг.1 изображен разрез многоствольной скважины с расположенной в ней колонной насосно-компрессорных труб, оснащенной пакерами и отклонителями; на фиг.2 - разрез отклонителя со спущенной на колтюбинговой трубе насадкой, обеспечивающей открытие бокового окна; на фиг.3 - разрез отклонителя с открытым с помощью насадки боковым окном; на фиг.4 - разрез отклонителя со спущенной через открытое боковое окно на колтюбинговой трубе насадкой в боковой ствол скважины; на фиг.5 - разрез отклонителя с закрытым при помощи колтюбинговой трубы с насадкой боковым окном.

Способ доставки оборудования на колтюбинговой трубе в заданный интервал многоствольной добывающей скважины, реализуемый с помощью отклонителей, схематично изображен на фиг.1. В скважине с обсадной колонной 1 проводят предварительные геофизические исследования для уточнения расположения боковых стволов 2, 3, 4, после чего производят спуск колонны НКТ 5 с пакерами 6, 7, 8, 9, предназначенными для разобщения интервалов 10, 11, 12 зарезки боковых стволов 2, 3, 4 соответственно. В каждом из этих интервалов на колонне НКТ 5 установлены идентичные отклонители 13, 14, 15, выше или ниже которых установлены управляемые с устья скважины (на фиг. не показано) циркуляционные клапаны соответственно 16, 17, 18, посредством которых производится совместная или раздельная добыча пластового флюида из боковых стволов 2, 3, 4 и основного ствола 19. При необходимости проведения в одном из стволов или во всех стволах геофизических исследований или технологических обработок (например, в боковом стволе 3, интервал 11 которого ограничен пакерами 7 и 8) закрывают циркуляционные клапаны 16 и 18, расположенные в интервалах 10 и 12, для исключения нежелательного воздействия проводимых обработок на боковые стволы 2 и 4. Внутрь колонны НКТ 5 спускают колтюбинговую трубу 20 и опускают ее до входа в отклонитель 14, представленный на фиг.2.

Отклонитель 14 содержит корпус 21, закрепленный на подшипниках 22 и 23 на колонне НКТ 5 и соединенный с ней посредством храповой муфты 24. Герметизацию корпуса 21 и колонны НКТ 5 осуществляют при помощи уплотнений 25. Внутри корпуса 21 с возможностью перемещения установлена гильза 26, на внутреннем канале 27 которой выполнены винтовые канавки 28. На гильзе 26 устроена бобышка 29, которая, перемещаясь вдоль паза 30, выполненного на боковой поверхности корпуса 21, фиксирует гильзу 26 от проворота внутри корпуса 21 (как вариант, бобышка 29 может быть устроена на корпусе 21, а паз 30 - на гильзе 26). На боковой поверхности корпуса 21 диаметрально или под углом по отношению к пазу 30 выполнено окно 31. На нижнем торце гильзы 26 устроен отклоняющий элемент в виде упора 32, который расположен диаметрально по отношению к окну 31. В корпусе 21 диаметрально упору 32, но ниже его также устроен отклоняющий элемент в виде упора 33. На гильзе 26 смонтированы замки 34, которые фиксируют ее внутри корпуса 21 в крайнем верхнем и крайнем нижнем положениях. Между гильзой 26 и корпусом 21 устроены уплотнения 35, которые изолируют внутренние полости 36 колонны НКТ 5 от затрубного пространства 37 внутри обсадной колонны 1 в интервале 11, ограниченном пакерами 7 и 8. Аналогичным образом устроены отклонители 13 и 15.

Способ доставки оборудования на колтюбинговой трубе по колонне НКТ, оснащенной отклонителями, в заданный интервал скважины осуществляют следующим образом.

Одним из необходимых условий гарантированной доставки оборудования в боковой ствол скважины является азимутальное совпадение окон 31 корпусов 21 со входом в соответствующий боковой ствол. Для этого, при необходимости, перед доставкой оборудования в боковой ствол производят ориентацию отклонителей таким образом, чтобы боковое окно 31 корпуса 21 всегда азимутально совпадало со входом в боковой ствол. Эту операцию проводят в следующей последовательности. В колонне НКТ 5 (фиг.1, 2) колтюбинговая труба 20 с насадкой 38, проходя через верхний отклонитель 13, расположенный в интервале 10 зарезки бокового ствола 2, попадает во внутренний канал 27 гильзы 26, на выходе из которого упор 32 направляет ее к упору 33 корпуса 21, который, в свою очередь, направляет колтюбинговую трубу 20 с насадкой 38 в нижерасположенный интервал колонны НКТ 5, а затем к отклонителю 14, расположенному в интервале 11 зарезки бокового ствола 3, в котором необходимо произвести технологическую обработку. Колтюбинговая труба 20 с насадкой 38 проходит через внутренний канал 27 гильзы 26 до выхода из нее. В колтюбинговой трубе 20 насосом, расположенным на устье скважины (на фигуре не показан), поднимают давление, вследствие чего из насадки 38 выходят «сухари» 39. После этого оператор начинает подъем колтюбинговой трубы 20. «Сухари» 39 упираются в нижний торец 40 гильзы 26, перемещают ее вверх внутри корпуса 21, причем бобышка 29 перемещается по пазу 30, предотвращая поворот гильзы 26 относительно корпуса 21. Гильза 26 поднимается до крайнего верхнего положения, где фиксируется замками 34. При этом в корпусе 21 открывается окно 31. В колтюбинговой трубе 20 давление снижается до гидростатического. «Сухари» 39 возвращаются в насадку 38. Начинают спуск колтюбинговой трубы 20. Насадка 38, дойдя до упора 32, отклоняется им в направлении окна 31 и выходит из корпуса 21. Если расположение окна 31 азимутально совпало со входом 41 в боковой ствол 3, то далее труба 20 с насадкой 38 попадает в боковой ствол 3. При этом оператор следит за показаниями гидравлического индикатора веса (ГИВа) (на фигуре не показан). Если разгрузка колтюбинговой трубы 20 не произошла, значит, колтюбинговая труба 20 прошла в боковой ствол 3. Если же ГИВ показал снижение веса, значит, колтюбинговая труба 20 с насадкой 38 на выходе из окна 31 корпуса 26 уперлась в стенку обсадной колонны 1 и не прошла в боковой ствол 3. В этом случае колтюбинговую трубу 20 поднимают на устье и производят смену насадки. Затем колтюбинговую трубу 20 с поворотной насадкой 42 (фиг.3) опускают в скважину к отклонителю 14, расположенному в интервале 11 бокового ствола 3. Колтюбинговая труба 20 с поворотной насадкой 42, шлицевой муфтой свободного хода 43 и стопорной насадкой 44 проходит через внутренний канал 27 гильзы 26 до выхода из нее. Гильза 26 при этом находится в крайнем верхнем положении. Насосом, расположенным на устье скважине (на фигуре не показан), в колтюбинговой трубе 20 поднимают давление, при этом из поворотной насадки 42 выходят «сухари» 45, которые входят в винтовые канавки 28, расположенные в канале 27 гильзы 26, а «сухари» 46 стопорной насадки 44 прижимаются к внутренней стенке колонны НКТ 5. Производят подъем колтюбинговой трубы 20, при этом «сухари» 45, проходя по спиральным канавкам 28, поворачивают гильзу 26 на определенный угол. Гильза 26 через бобышку 29 передает вращение на корпус 21, который поворачивается на тот же угол, при этом стопорная насадка 44 удерживает от проворота поворотную насадку 42 и колтюбинговую трубу 20, а шлицевая муфта свободного хода 43 позволяет поворотной насадке 42 перемещаться внутри гильзы 26, храповая муфта 24 фиксирует корпус 21 в новом положении.

В колтюбинговой трубе 20 давление снижается до гидростатического. При этом «сухари» 45 и 46 возвращаются в насадки 42 и 44 соответственно, а шлицевая муфта свободного хода 43 возвращается в транспортное положение.

Колтюбинговую трубу 20 (фиг.4) опускают вниз, на выходе из гильзы 26 упор 32 направляет насадку 44 в окно 31 и далее в боковой ствол 3. Если ГИВ, расположенный на устье скважины, не показал снижение веса, значит, колтюбинговая труба 20 вошла в боковой ствол, и ее извлекают на устье. Если ГИВ показал снижение веса, значит, колтюбинговая труба 20 не прошла в боковой ствол. В этом случае повторяют операции поворота корпуса 21 до тех пор, пока колтюбинговая труба 20 не войдет в боковой ствол 3.

Храповая муфта 24 каждый раз фиксирует корпус 21 ориентатора 14 в новом положении.

После того как колтюбинговая труба 20 вошла в боковой ствол 3, о чем будет свидетельствовать отсутствие снижения веса по показаниям ГИВа, оператор поднимает ее на устье скважины, где на ней устанавливают оборудование (на фиг. не показаны), необходимое для проведения технологических операций и/или геофизических исследований. После этого производят спуск колтюбинговой трубы 20 с оборудованием к отклонителю 14, из которого оно через открытое окно 31 проходит в боковой ствол 3, где и выполняет технологические операции и/или геофизические исследования, по окончании которых колтюбинговую трубу 20 с оборудованием поднимают на устье скважины. Наличие такого конструктивного элемента отклонителя, как упор 32, не позволяет колтюбинговой трубе пройти в нижерасположенный интервал колонны НКТ.

После подъема на устье скважины на колтюбинговой трубе 20 (фиг.5) устанавливают насадку 38 и опускают в интервал 11 бокового ствола 3, не доходя до верхнего торца 47 гильзы 26. В колтюбинговой трубе поднимают давление, при этом из насадки 38 выходят «сухари» 39, колтюбинговую трубу 20 разгружают на гильзу 26 и тем самым перемещают ее в крайнее нижнее положение, в котором она перекрывает окно 31 и фиксируется замками 34. Уплотнения 35 герметизируют внутреннее пространство 36 колонны НКТ 5.

Для проведения операций по ориентированию нижерасположенного отклонителя 15 (фиг.1) колтюбинговая труба 20 с насадкой 38 (фиг.2) опускается к отклонителю 14, гильза 26 которого находится в нижнем положении и закрывает окно 31. На выходе из гильзы 26 колтюбинговая труба 20 с насадкой 38 под действием упора 32 упруго изгибается и направляется к упору 33, расположенному в нижней части корпуса 21. Под действием упора 33 колтюбинговая труба 20 с насадкой 38 вновь упруго изгибается и направляется в нижерасположенную внутреннюю полость 36 НКТ 5 и далее к отклонителю 15.

Аналогично производят поворот корпусов отклонителей 13 и 15 в интервалах 10 и 12 зарезки боковых стволов 2 и 4 соответственно.

Ориентацию корпусов 21 проводят только один раз за все время эксплуатации боковых стволов. Для доставки в боковые стволы оборудования и проведения в них технологических обработок и геофизических исследований в дальнейшем будет необходимо проводить только операции по подъему и опусканию гильзы 26. Окно 31 корпуса 21 отклонителей 13, 14 и 15 будет всегда направлено в соответствующий боковой ствол.

После завершения работ, связанных с проведением геофизических исследований и технологических обработок в боковых стволах, колтюбинговая установка демонтируется с устья скважины. По указаниям геологических служб открываются циркуляционные клапаны в одном или нескольких интервалах входа в боковые стволы, из которых фонтанным или газлифтным способом по колонне НКТ ведется добыча нефти. При этом обеспечена ее герметизация. В случае механизированного способа добычи нефти с использованием штанговых глубинных насосов в колонну НКТ спускается глубинно-насосное оборудование. При использовании электроцентробежных насосов (ЭЦН) колонну НКТ отворачивают в интервале, расположенном выше верхнего пакера, и спускают в скважину компоновку ЭЦН.

Использование данной группы изобретений позволит значительно снизить затраты, связанные с проведением технологических обработок и геофизических исследований в многозабойных скважинах, вследствие отсутствия необходимости предварительного извлечения колонны НКТ с пакерами, так как имеется возможность гарантированно доставлять колтюбинговую трубу с соответствующим оборудованием в заданный боковой ствол скважины через колонну НКТ, по которой ведется добыча нефти.

Источники информации

1. В.С.Кроль, А.К.Карапетов. Подземный ремонт скважин с помощью канатной техники. - М.: Недра, 1985. 192 с.

2. RU 2352753, МПК Е21В 47/00, 2009.04.20.

3. RU 2196228, МПК Е21В 47/00, 2003.01.10.

4. SU 1739018, МПК Е21В 47/00, 1992 г.

5. RU 2142559, МПК Е21В 47/01, 10.12.1999 г.

6. BY 12238, МПК Е21В 7/00, 2008.08.30.