СПОСОБ ОСВОЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНЫХ РАЗВЕТВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2007 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области завершения строительства многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (МРГС) с направлением горизонтальной части стволов (ответвлений) вверх по отношению к основному стволу и, в частности, к процессу освоения при заканчивании их бурением, а также применимо при освоении подобных МРГС после проведения работ по обработке призабойной зоны (ОПЗ).

Предпосылки для создания изобретения.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал, что в настоящее время отсутствуют эффективные способы завершения строительства многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (МРГС) с направлением горизонтальной части стволов (ответвлений) вверх по отношению к основному стволу. Данные скважины требуют особого подхода к процессу освоения, т.к. традиционные методы освоения подобных разветвленно-горизонтальных скважин (РГС) со спуском и вхождением оборудования в каждый горизонтальный ствол создают определенные трудности как в техническом плане, так и в плане финансовых затрат. Применяемые способы способствуют удлинению сроков освоения и могут привести к потере добывных возможностей скважины.

Существует система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин. Система содержит кожух трубчатый с множеством дренажных средств, предназначенных для приема текучих сред, поступающих из боковых скважин. Система снабжена разделителем потока, расположенным в кожухе, что позволяет добывать из боковых скважин несмешивающиеся потоки текучих сред. (Патент РФ №2136856, класс МПК Е21В 43/14, «Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной, и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин»).

Недостатками существующей системы являются:

- система применима в нисходящих скважинах и не может быть использована в скважинах с направлением горизонтальной части стволов вверх по отношению к основному стволу;

- сложная технология выполнения работ и применение специального оборудования;

- возможность аварийных ситуаций при вхождении в стволы;

- большие экономические затраты.

Известный способ освоения «обычных» наклонно-направленных скважин, в т.ч. и «обычных» горизонтальных скважин с одним стволом, предполагает спуск НКТ со свабным ограничителем до нижних перфорационных отверстий в «обычных» скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной, и до башмака эксплуатационной колонны - в «обычных» горизонтальных скважинах с одним горизонтальным стволом (РД 39-0147585-140-96, «Технология вызова притока свабированием при освоении скважин», Бугульма, 1996 г, стр.29).

Недостатком известного способа является то, что он применим лишь для одноствольных скважин, с направлением стволов сверху вниз по разрезу.

С учетом вышеизложенного, в основу изобретения была положена задача разработать способ повышения добывных возможностей скважин созданием системы их завершения путем освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин с направлением горизонтальной части стволов (ответвлений) вверх, с определением добывных возможностей каждого ответвления, без вхождения в стволы.

Указанная задача достигается способом освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин, включающим собственно освоение скважины с применением насосно-компрессорных труб и определение объемов притока каждого ствола, при этом в горизонтальной части скважины с ответвлениями стволов, направленными вверх, освоение каждого ответвления производят без вхождения в стволы после замены бурового раствора на нефть, насосно-компрессорные трубы оснащают свабным ограничителем и устанавливают на нижних точках каждого ответвления, при этом освоение проводят циклами свабирования.

Способ заключается в том, что после замены бурового раствора (в данном случае полимерного) на нефть устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) со свабным ограничителем на нижней точке забоя последнего ствола, производят один цикл свабирования с отбором проб и снятием кривой восстановления уровня (КВУ). Цикл свабирования считается законченным при получении нефти плотности, соответствующей насыщению пласта по геологической характеристике.

Затем, поэтапно приподнимая НКТ со свабным ограничителем до нижних точек каждого ответвления (ствола), но без вхождения в данные ответвления, производят по одному циклу свабирования с отбором проб и снятием КВУ на нижних точках каждого ответвления.

Последний этап завершают подъемом НКТ со свабным ограничителем до установленных для свабирования глубин (в соответствии для девонских или сернистых скважин), т.е. выше всех ответвлений, затем производят один цикл (последний) свабирования с отбором проб и снятием КВУ.

Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин поясняется схемой, которая включает скважину с ответвлениями (стволами), с насосно-компрессорными трубами, башмак колонны, лубрикаторное устройство, свабный агрегат, скомпонованный из подъемника и свабного ограничителя.

При проведении патентных исследований не обнаружены решения, идентичные заявленному, а следовательно, заявленное изобретение соответствует критерию «новизна».

Сущность заявленного изобретения не следует явным образом из известных решений, тем самым заявленное изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень».

Предлагаемый способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин представлен на чертежах, где на

- фиг.1 - схема компоновки оборудования; этапы свабирования МРГС (вертикальная и горизонтальная проекции);

- фиг.2 - фронтальная проекция МРГС;

- фиг.3 - горизонтальная проекция МРГС.

Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин поясняется схемой (фиг.1), которая включает скважину 1 со стволами I, II, III и IV, с насосно-компрессорными трубами 2, лубрикаторное устройство 3, свабный агрегат, скомпонованный из подъемника 4 и свабного ограничителя 5, башмак колонны 7, «h» - расстояние между нижним концом 6 свабного ограничителя 5 и башмаком колонны 7 и нижние точки ответвлений 8, 9, 10, 11 скважины 1.

Работа по способу освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин осуществляется следующим образом.

Устье скважины 1 оборудуют лубрикаторным устройством 3, сальником, спайдером, запорной арматурой, системой управления сальником, укладчиком, обратным клапаном (на фигурах не обозначены). При этом должны обеспечиваться:

- контроль давления в линии нагнетания и затрубном пространстве,

- герметизация устья и извлечение скважинного оборудования под избыточным давлением в скважине 1,

- предотвращение попадания воздуха в скважину 1 при свабировании, исследование скважины,

- предотвращение аварийного выброса скважинного оборудования при бурном проявлении скважины 1 в процессе вызова притока,

- глушение и исследование скважины 1.

На устье скважины 1 устанавливают свабный агрегат, состоящий из подъемника 4 и свабного ограничителя 5.

В скважину 1 спускают НКТ 2 со свабным ограничителем 5 до нижней точки последнего ответвления 11 ствола IV. До начала свабирования измеряют уровень жидкости в скважине 1. Затем производят один цикл свабирования со снятием КВУ, соблюдая при этом условие притока

ΔР=Р_пл-Р_заб>0,

где- Р_пл - пластовое давление,

- Р_заб - забойное давление.

т.е. создают допустимую депрессию ΔР на пласт в зависимости от горно-геологических условий.

При вызове притока в процессе освоения скважины 1 снижают уровень до величины, создающей возможную и допустимую для данной скважины депрессию на пласт. Прослеживают восстановление уровня в скважине 1 до величины, рассчитанной геологической службой. После чего свабированием вновь снижают уровень и прослеживают восстановление уровня. Циклы свабирования и контроль изменения уровня снятием КВУ с отбором проб повторяют до стабилизации притока продукции из пласта (т.е. до получения нефти с плотностью, характерной данному пласту).

После освоения нижней точки последнего ответвления 11 НКТ 2 со свабным ограничителем 5 приподнимают на нижнюю точку предпоследнего ответвления 10 ствола III, без вхождения в данный ствол, производят один цикл свабирования с отбором проб и снятием КВУ.

Затем, после свабирования предпоследнего ответвления 10, поэтапно приподнимая НКТ 2 со свабным ограничителем 5 до нижних точек каждого ответвления 9 и 8 ствола II и I соответственно, но без вхождения в данные стволы производят по одному циклу свабирования с отбором проб и снятием КВУ (т.е. в девятой и в восьмой нижних точках ответвлений).

Последний этап завершают подъемом НКТ 2 со свабным ограничителем 5 до установленных для свабирования глубин (в соответствии для девонских и сернистых скважин), т.е. выше всех ответвлений на расстояние «h» от башмака колонны 7 производят один цикл (последний) с отбором проб и снятием КВУ.

Интерпретируют полученные данные КВУ по каждому циклу свабирования каждой нижней точки ответвлений 8, 9, 10 и 11, при этом дебит каждого ствола I, II, III и IV определяется за вычетом результатов предыдущих циклов. По последнему этапу свабирования определяют общий (суммарный) дебит всех стволов I, II, III и IV, т.е. дебит самой скважины 1.

Во всех этапах свабирования предусматривают возможность, в случае фонтанирования, глушение только гидрофобно-эмульсионным раствором (ГЭР), либо стравливание в линию (для этого до начала работ по свабированию завершают строительство нефтепровода, устанавливают на устье манометры для измерения затрубного и линейного давлений и лубрикаторное устройство 3.

Полученные данные каждого цикла свабирования по пробам и снятия КВУ, определения дебита [дебит каждого ствола I, II, III, IV (см. горизонтальную проекцию фиг.1) определяется за вычетом результатов предыдущих циклов], гидропроводности, проницаемости по воде, по нефти, коэффициента продуктивности, пластового и забойного давления, СКИН-эффекта, позволяют установить дальнейший технологический режим эксплуатации и работоспособность каждого ствола, решить вопросы о необходимости дальнейшего проведения ОПЗ и вовлечения в разработку какого-либо неработающего ствола.

При дальнейшей эксплуатации работы по ремонту данной скважины и подобных ей производят только гидрофобно-эмульсионными растворами, либо другими видами растворов, блокирующими фильтрацию жидкости в пласт.

Изобретение обеспечивает получение параметров каждой горизонтальной части ствола для расчета по установлению дальнейшего технологического режима эксплуатации, ускорение срока ввода, сохранение коллекторских свойств эксплуатационного пласта, исключение аварийных ситуаций до минимума.

Технический результат - создание простого в применении, надежного в работе и эффективного способа освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин. Преимуществом заявляемого способа перед известными является то, что он обеспечивает:

- качественное проведение работ по освоению скважин и ускорение процесса освоения;

- оптимальный режим освоения и работы скважины;

- повышение продуктивности скважин за счет достижения гидравлического совершенства продуктивной части скважины;

- уменьшение обводненности продукции в период длительной эксплуатации скважин за счет обеспечения герметичности и надежности разобщения и крепления коллекторов;

- исключение возможности аварийных ситуаций при вхождении в стволы.

Предлагаемое техническое решение позволяет создать гибкую и независимую систему освоения МГРС, позволяющую устанавливать оптимальные дебиты по каждому стволу отдельно, вести независимые исследования состояния каждого ствола.

Другим важным преимуществом нового решения является исключение трудоемких спуско-подъемных операций, сопровождающих любое изменение режимов эксплуатации МГРС традиционными методами.

Несомненным преимуществом рассмотренного предложения является также улучшение экологической обстановки, поскольку исключается необходимость в периодическом раскрытии устья скважины и извлечения из нее загрязненных нефтепродуктами элементов.

Отметим, что из общедоступных источников информации (в том числе и патентных) не выявлены способы и устройства, идентичные заявленному способу освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин с совокупностью существенных признаков, в том числе и отличительных, эквивалентных совокупности существенных признаков объекта настоящей заявки.

Это позволяет утверждать, что настоящее техническое решение удовлетворяет критериям изобретения, в связи с чем подлежит защите охранным документом изобретательского права согласно заявлению авторов.

Считаем, что сведений, изложенных в материалах заявки, достаточно для практического осуществления изобретения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области завершения строительства многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (МРГС) с направлением горизонтальной части стволов (ответвлений) вверх по отношению к основному стволу и, в частности, к процессу освоения при заканчивании их бурением, а также применимо при освоении подобных МРГС после проведения работ по обработке призабойной зоны (ОПЗ). Обеспечивает повышение добычных возможностей скважин созданием системы их завершения путем освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин с направлением горизонтальной части стволов (ответвлений) вверх, с определением добычных возможностей каждого ответвления, без вхождения в стволы. Сущность изобретения: способ включает собственно освоение скважины с применением насосно-компрессорных труб и определение объемов притока каждого ствола. Согласно изобретению в горизонтальной части скважины с ответвлениями стволов, направленными вверх, освоение каждого ответвления производят без вхождения в стволы после замены бурового раствора на нефть. Насосно-компрессорные трубы оснащают свабным ограничителем и устанавливают на нижних точках каждого ответвления. Освоение проводят циклами свабирования. 3 ил.

Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин, включающий собственно освоение скважины с применением насосно-компрессорных труб и определение объемов притока каждого ствола, отличающийся тем, что в горизонтальной части скважины с ответвлениями стволов, направленными вверх, освоение каждого ответвления производят без вхождения в стволы после замены бурового раствора на нефть, насосно-компрессорные трубы оснащают свабным ограничителем и устанавливают на нижних точках каждого ответвления, при этом освоение проводят циклами свабирования.