СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/00 E21B7/04 E21B17/02 E21B35/00 

Скважина для добычи нефти или газа строится с выполнением проходки через различные слои горных пород, и по естественным причинам невозможно предугадать все, что может произойти в процессе бурения; например, можно неожиданно вскрыть слой, в котором находится газ под очень высоким давлением.

Бурение по существу проводится с помощью трубных колонн (бурильная труба/райзер). Бурильная колонна с бурильной головкой/бурильной коронкой проходит через трубу райзера, и буровой раствор подается насосом, выходя через бурильную головку/бурильную коронку, при этом создают рециркуляцию бурового раствора на буровую установку или корабль на поверхности через кольцевое пространство между бурильной колонной и трубой райзера.

Задачей бурового раствора является смыв и транспортировка выбуренных материалов (выбуренной породы), поскольку бурильная головка постоянно выбуривает новый материал, а также смазка бурильной головки/бурильной коронки.

Изменяя плотность бурового раствора, помимо прочего, можно регулировать давление в трубе райзера/бурильной трубе, и буровой раствор при этом также выполняет функцию обеспечения безопасности, уравновешивая давление в скважине с давлением окружающей среды. В процессе бурения непрерывно выполняют измерения, при этом количество бурового раствора, поданного насосом в скважину через бурильную головку, сравнивают с количеством бурового раствора, возвращающимся из скважины через кольцевое пространство вокруг бурильной трубы. Если количество вернувшегося бурового раствора начинает увеличиваться, превышая количество бурового раствора, поданного насосом через бурильную головку, данное указывает, что буровой раствор в скважине и бурильной трубе смешивается с газом, поступающим из коллектора под землей.

В таких ситуациях можно с помощью регулирования плотности бурового раствора предотвратить потерю управления в ситуации, завершающейся выбросом из скважины, когда скважина больше не управляется. Буровой раствор вместе с предохранительной запорной арматурой, так называемым противовыбросовым превентором, устанавливают сверху на скважину, что является важным мероприятием для обеспечения безопасности.

Тем не менее, иногда возникают аварийные ситуации, как в Мексиканском заливе на буровой установке Deepwater Horizon, которой бурили скважину Macondo, где управление скважиной теряется вследствие газопроявлений, с результатом в виде последствий для окружающей среды.

В таких ситуациях последним средством для восстановления управления скважиной может оказываться бурение новой скважины для глушения, которая входит в скважину, потерявшую управление для ее управления/глушения.

Такая скважина называется скважиной для глушения.

Скважину для глушения можно бурить для прохода в неуправляемую скважину, после чего управление вышедшей из-под контроля скважиной восстанавливают, закачивая в нее различные высоковязкие материалы. Такие высоковязкие материалы могут являться буровым раствором, состоящим из рассола (растворов соли), суспензий глин, таких как барит или бентонит, но также воду можно использовать в некоторых ситуациях. Материалы хорошо известны специалистам и поэтому более подробно не раскрываются.

Обычно, но не обязательно, бурение в чистом виде до операционного расстояния (словосочетание: ″операционное расстояние″ объяснено ниже) от вышедшей из-под контроля скважины выполняют с помощью так называемого наклонно-направленного бурения, в котором направлением бурения управляют для наведения на секцию вышедшей из-под контроля скважины. Специалисту в данной области техники наклонно-направленное бурение является хорошо известной технологией и не должно описываться дополнительно.

Локализация в чистом виде вышедшей из-под контроля скважины является также хорошо известной технологией, и ее положение можно определить, как описано в патенте US № US4329647A (Method for determining distance and detection from an open well to a cased well using resistivity and directional survey data).

Вместе с тем, положение вышедшей из-под контроля скважины можно также определять c помощью других методологий, например акустическим способом, раскрытым, например, в описании британского патента no. GB 1103529A, или посредством магнитных измерений, как раскрыто, например, в описании патента US № US 5064006A.

Определение положения можно также выполнить с помощью комбинации акустических и магнитных измерений, как раскрыто, например в описании британского патента № GB 2254430A.

Скважину для глушения часто выполняют проходящей в вышедшую из-под контроля скважину.

Затем достигают управления вышедшей из-под контроля скважины, закачивая через наклонную скважину глушения подходящее вещество, обычно на забой вышедшей из-под контроля скважины. Прежде всего, данное вещество может являться буровым раствором, имеющим такую высокую плотность, что давление бурового раствора превышает давление (поровое давление) поступающей в скважину нефти/углеводорода.

Буровой раствор в чистом виде не должен в нормальных условиях являться решением для ликвидации, поэтому глушение вышедшей из-под контроля скважины часто осуществляют, например, нагнетая цемент вглубь скважины, что создает устойчивое закрытие скважины.

Указанное называют глушением скважины.

Из опыта известно, что нагнетание цемента является безопасным и надежным способом ликвидации скважины. Другие методологии, известные специалисту в данной области техники, также можно использовать для ликвидации скважины.

Скважина для глушения не обязательно должна проникать в вышедшую из-под контроля скважину; ее достаточно пробурить подходящей на так называемое ″операционное расстояние″ к вышедшей из-под контроля скважине.

Словосочетание ″операционное расстояние″ означает, что скважина для глушения пробурена настолько близко к вышедшей из-под контроля скважине, что в нее можно проникнуть из скважины для глушения, при этом получая управление вышедшей из-под контроля скважиной.

Как описано в патенте US 3003557, возможно получить управление вышедшей из-под контроля скважиной, например, пробурив скважину для глушения на операционном расстоянии от нее и затем создав канал (трещину) между двумя скважинами, которую затем использовать для нагнетания материала, обеспечивающего управление вышедшей из-под контроля скважиной. Другие методологии для установления сообщения текучей средой между двумя скважинами на операционном расстоянии могут включать в себя, например, использование взрывчатых веществ (ВВ).

Вышеупомянутая катастрофа в Мексиканском заливе привела к появлению во многих местах законодательных требований быстрой переброски в случае аварии новой буровой установки к аварийной скважине при бурении в море и бурении скважины для глушения. В своем крайнем проявлении данное требование может означать, что буровая компания должна просто держать в резерве буровую установку для индивидуальной площадки бурения.

Указанное является чрезвычайно дорогостоящим, и на практике проблему решают следующим образом, например, в Мексиканском заливе компании, ведущие бурение близко друг к другу, договариваются, что каждая сторона поступает в распоряжение другой стороны если необходимо. Далеко не везде буровые установки устанавливают настолько близко друг к другу, что такой договор имеет смысл, и в удаленных областях может возникать необходимость, как упомянуто выше, просто дислоцировать дополнительную буровую установку вблизи индивидуальной площадки бурения.

Ни одно из данных решений не является оптимальным по затратам времени, и, в частности, последнее упомянутое решение является весьма дорогим.

Задачей изобретения является создание способа, который может минимизировать указанные выше недостатки.

Согласно изобретению задачу решают способом, содержащим следующие этапы: бурение первой скважины; установка и цементирование скважинных труб в первой скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху первой скважины; бурение на расстоянии от данной скважины второй скважины, подходящей вплотную к секции первой скважины так, что вторая скважина входит в рабочий контакт с первой скважиной; установка и цементирование скважинных труб во второй скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху второй скважины; после чего бурение из первой или второй скважины продолжается вглубь в коллектор.

Если одновременно перед строительством или в процессе строительства действующей скважины строят дополнительную скважину, которая может служить скважиной для глушения, обеспечивается быстрый доступ к действующей скважине, если происходит авария при заканчивании последней.

Кроме того, поскольку скважина для глушения оборудована противовыбросовым превентором, исключается необходимость буровой установки, бурового блока или полупогружной буровой платформы для управления работой скважины для глушения. Через данную скважину для глушения, применяя уменьшенные технологические блоки с более простым оборудованием, можно выполнять геотехнические мероприятия в скважине, связанной со скважиной для глушения. Уменьшенный блок может, например, представлять собой так называемой транспорт снабжения, оборудованный устройством, например, для глушения скважины с работой либо через заранее установленные трубные соединения с противовыбросовым превентором, либо через гибкую насосно-компрессорную трубу.

Если бурение происходит в ледовых условиях, нормальную работу буровой установки должны обеспечивать один или несколько ледоколов. Если ледокол имеет оборудование для выполнения геотехнического мероприятия в основной скважине через скважину для глушения и восстановления управления основной скважиной, можно бурить с буровой установки скважину для глушения; оборудовать ее обсадной колонной и противовыбросовым превентором; бурить нефтяную скважину на операционном расстоянии от скважины для глушения или бурить новую скважину; после чего буровая установка может бурить вглубь в (предположительно) нефтеносный пласт.

Если авария случается во время работы, где буровая установка бурит вглубь в нефтеносный пласт и теряется управление скважиной и при этом буровая установка даже тонет, ледокол, который обеспечивает работу, должен быть оборудован для выполнения необходимого геотехнического мероприятия в скважине через уже пробуренную скважину для глушения.

В одном варианте осуществления две скважины пересекаются, при этом требуется минимальная работа для установления гидравлического соединения между двумя скважинами для подачи насосом материала из скважины для глушения для установления управления и/или ликвидации (глушения) второй скважины.

В одном варианте осуществления способ содержит этап соединения трубы райзера между буровой установкой и противовыбросовыми превенторами на скважине, через которую осуществляется бурение в коллектор.

Когда способ согласно изобретению применяют в скважинах, которые бурят в море буровыми установками или так называемыми полупогружными буровыми платформами, бурение должно проводиться через трубу райзера, проходящую между противовыбросовыми превенторами и буровой установкой/полупогружной буровой платформой.

В одном варианте осуществления скважину для глушения заполняют полностью или частично цементом или другим твердеющим материалом.

Это предотвращает выбросы через саму скважину для глушения. Затвердевший материал можно затем удалить выбуриванием, если нужно пройти через скважину для глушения для управления скважиной, с которой она имеет рабочий контакт.

В одном варианте осуществления бурильный инструмент размещается в скважине для глушения, данный инструмент оставляют в скважине, так что данный инструмент может выполнять конкретную задачу, например, установления соединения с другой скважиной, если требуется. В дополнительном варианте осуществления данный инструмент является гидравлическим.

Если бурильный инструмент выполнен гидравлическим, его можно приводить в действие через так называемую гибкую насосно-компрессорную трубу, которая сверху скважины может соединяться с инструментом и обеспечивать его гидравлическое управление, например, с плавсредства на поверхности.

Если сравнивать с бурением новой скважины, описанная работа является очень простой и не требует буровой установки, но может выполняться с плавсредств в виде обычных судов снабжения или при бурении в ледовых условиях с ледоколов обеспечения работ.

В одном варианте осуществления текучую среду подходящей плотности вводят в скважину для глушения. Подходящей плотностью называют плотность (объемную плотность), подобранную так, что текучую среду можно использовать для нагнетания в основную скважину с целью остановки притока в нее. Данная текучая среда может являться буровым раствором и/или рассолом, т.е. соленой водой, где концентрация соли является такой высокой, что плотность рассола увеличена до такой степени, что его можно использовать для глушения нефтяной скважины. Рассол обычно содержит 50 грамм соли на литр.

В дополнительном варианте осуществления текучая среда образует столб жидкости, выбранной для частичного заполнения скважины для глушения. При этом когда скважина для глушения не полностью заполнена текучей средой, бурильный инструмент можно устанавливать с одной стороны или с двух сторон от столба жидкости, причем инструмент выполняют с возможностью решения конкретной задачи, например, установления соединения со второй скважиной или нагнетания текучей среды во вторую скважину.

В одном варианте осуществления гидравлический инструмент устанавливают ниже столба жидкости или в его нижней части.

В дополнительном варианте осуществления гидравлический инструмент можно оборудовать с гидравлическим соединением, проходящим от инструмента и через столб жидкости, представленной рассолом/буровым раствором к верху скважины. Гидравлическое соединение может иметь вид гибкой насосно-компрессорной трубы, но и другую трубу/трубные соединения также можно использовать.

Таким образом, гидравлический инструмент, соединенный с верхом скважины, может легко соединяться с буровой установкой или плавсредством и снабжаться гидравлической энергией так, что может выполнять относительно энергоемкие задачи, например бурение во вторую скважину. Столб бурового раствора/рассола можно затем нагнетать в данную вторую скважину, при этом получая управление скважиной. Преимущество создания скважины для глушения с буровым раствором при ее строительстве с бурильным инструментом или без него и перед вводом в эксплуатацию состоит в том, что буровой раствор/рассол все время готов к работе.

При этом плавсредства/буровые установки, которые не имеют для выполнения работ по обычной схеме глушения/управления скважиной требуемого объема бурового раствора, могут выполнять глушение или управление вышедшей из-под контроля скважиной благодаря объему бурового раствора, уже присутствующему в наклонной скважине, составляющему достаточный объем для глушения скважины индивидуально или вместе с объемом бурового раствора, находящимся на борту плавсредства.

Кроме механического (например, гидравлического) соединение с инструментом, установленным в скважине для глушения, может также являться электрическим с передачей питания инструмента по проводам, проходящим от него через столб текучей среды к верху скважины.

Инструмент можно также оборудовать блоком связи, что делает возможным передачу данных между инструментом и верхом скважины. Данные могут являться параметрами управления функциями инструмента и/или физическими параметрами, например, давления и/или температуры.

Линия связи может проходить по проводам или оптическому волокну от инструмента и к верху скважины, но связь может также осуществляться по наблюдениям, например, столба жидкости или по трубам, таким как возможные стальные внутренние трубы крепления скважины (обсадная колонна).

Когда слова ″верх скважины″ используют в данной заявке, их не следует интерпретировать как ограничения, например, только противовыбросовым превентором, но вместо этого интерпретировать в самом широком смысле содержащими любые устройства, известные специалисту в данной области техники, которые применяются сверху скважины для ее завершения.

Слова ″о чем-то проходящем к верху скважины″ следует также интерпретировать в широком смысле и означающими любое устройство, известное специалисту в данной области техники, которое заканчивается сверху скважины таким функциональным способом, что его можно активировать/использовать с верха скважины.

В дополнительном варианте осуществления бурильный инструмент содержит так называемый скважинный трактор, который приспособлен к совместному плотному блокированию с секцией скважины для глушения.

Благодаря конструктивному решению такого скважинного трактора, который вместе с обсадной колонной в скважине для глушения составляет непроницаемое для текучей среды устройство, возможно предотвращение подъема текучей среды через скважину для глушения.

В одном варианте осуществления скважина для глушения строится на расстоянии от основной скважины, учитывающем длину райзера и исключающем в случае затопления буровой установки/полупогружной буровой платформы, проводящей бурение, падение последней на скважину для глушения или ее противовыбросовый превентор.

Поскольку райзер, через который выполняют фактическое бурение на нефть, соединяет буровую установку с противовыбросовым превентором, буровая установка не может, пока соединяется с противовыбросовым превентором, потерпеть крушение и упасть на морское дно на расстоянии от противовыбросового превентора больше длины райзера.

Следуя способу, описанному выше, и устанавливая расстояние между скважиной для глушения и действительной скважиной с величиной по существу больше расстояния между противовыбросовым превентором и буровой установкой, например таким, что расстояние между двумя скважинами больше глубины водоема, возможно предотвращение аварий, где тонущая буровая установка опускается сверху на скважину для глушения и при этом повреждает противовыбросовый превентор/лубрикатор.

Варианты осуществления изобретения описаны ниже со ссылками на чертежи, на которых показано следующее:

на фиг. 1 схематично показаны две ситуации: A и B, где пробурена скважина для глушения и действительная скважина, соответственно, для добычи нефти;

на фиг. 2 показана скважина для глушения с роботом;

на фиг. 3 показана скважина для глушения с цементом;

на фиг. 4 показана буровая установка, выполняющая способ добычи нефти согласно изобретению;

на фиг. 5 показан вариант осуществления скважинной системы согласно изобретению;

на фиг. 6 показана буровая установка, которая при содействии ледокола выполняет способ добычи нефти согласно изобретению;

на фиг. 7 показана буровая установка, выполняющая способ добычи нефти согласно изобретению, где инструмент и буровой раствор уже введены в скважину для глушения.

На фиг. 1 показаны два этапа: A и B в способе строительства скважины, которая проходит от нефтяного коллектора 6 под морским дном 40 через трубу 10 райзера на корабль на поверхности моря 50. В показанном варианте осуществления плавсредство является так называемой полупогружной буровой платформой 1, но другие плавсредства, например буровые суда, построенные для бурения в море, можно также применять для осуществления изобретения. Изобретение можно также осуществлять с берега, так что буровая установка может относиться к типу, стоящему на морском дне.

В ситуации A с полупогружной буровой платформы 1 выполняют строительство первой скважины 4. Данная скважина проходит от морского дна 40, и ее глубина ограничивается только областью (глубиной), где возможно ее пересечение со скважиной, которую бурят на другом этапе.

На этапе A бурят скважину, которая может служить так называемой скважиной для глушения второй скважины 7, проходящей весь путь в коллекторы 6, содержащие углеводороды (нефть или газ).

Скважина для глушения является скважиной, которую бурят в нормальных условиях работы для получения управления второй скважиной, управление которой по какой-либо причине потеряно.

Скважина для глушения, таким образом, является чрезвычайным средством, выполняемым в ситуации полной потери управления. В таких ситуациях обычно случается так называемый выброс, где нефть или газ имеет такое высокое давление, что выбрасывается через верхнюю часть скважины.

Для предотвращения выбросов буровые платформы оборудованы рядом предохранительных устройств, в том числе так называемым противовыбросовым превентором 2, который является запорной арматурой, обычно устанавливаемой на оборудование устья скважины. Противовыбросовый превентор оборудован рядом предохранительных устройств которые предотвращают потерю управления скважиной.

Из данных устройств самыми радикальными являются так называемые ″глухие срезающие плашки″, которые содержат ножи, способные изолировать скважину, срезая и трубу райзера (райзер), и бурильную колонну, проходящие через противовыбросовый превентор. Другие механизмы предназначены для отсечки соединения между скважиной и буровой установкой, при этом увеличение давления можно понизить в управляемом режиме для восстановления управления скважинным давлением.

Другим средством обеспечения безопасности является так называемый буровой раствор, который используют для удаления выбуренной горной породы. Буровой раствор подается насосом вниз по трубе, на которой установлена режущая головка, и выходит через режущую головку, которую также называют бурильной головкой.

Буровой раствор с выбуренной горной породой затем проходит на поверхность. Указанное происходит в кольцевом пространстве между бурильной колонной и по существу стенками скважины.

Сравнивая объем бурового раствора, который подается насосом в скважину, с объемом, выходящим обратно, можно прогнозировать, например, газопроявление или рост давления в скважине. Если количество, приходящее через кольцевое пространство, увеличивается, это служит точным индикатором того, что в результате некоторого проявления в скважине поднимается давление на буровой раствор. Проявление может возникать от газа, расширяющегося на пути к поверхности. Проявлением может также являться поступление нефти (или газа) в скважину под высоким давлением.

Фактический выброс в нормальных условиях предотвращается простым увеличением плотности бурового раствора, поскольку при этом давление в кольцевом пространстве увеличивается.

Указанное в нормальных условиях выполняется в ходе рутинной работы и является совершенно нормальной процедурой; но, к сожалению, все предохранительные устройства могут отказывать.

Как показал случай в Мексиканском заливе на буровой установке Deepwater Horizon, события могут развиваться настолько катастрофически, что плавсредство, выполняющее бурение в коллектор, получает повреждения, приводящие к его затоплению. В таких ситуациях скважина для глушения должна буриться совершенно другим плавсредством, которое может находиться на значительном расстоянии.

Как показано на фиг.1, в ситуации A, буровая установка 1 выполняет бурение для строительства скважины 4.

В процессе работы скважину оборудуют креплением из стальных труб (обсадной колонной), которое крепится цементом (вместе с тем, данный признак не показан на чертеже). Предназначением обсадной колонны является отчасти придание устойчивости скважине, но также именно на обсадную колонну прикрепляют/устанавливают вышеупомянутую запорную арматуру, противовыбросовый превентор 2.

Противовыбросовый превентор особого типа называется лубрикатором, и способ согласно изобретению можно также выполнять с применением лубрикаторов.

Скважину в ситуации A бурят для прохода через область, в которой должна буриться вторая нефтяная скважина, проходящая вглубь в нефтяной коллектор.

В ситуации B показано, что плавсредство, буровая установка 1, на расстоянии от скважины, которую бурили в ситуации A, теперь бурит фактическую нефтяную скважину 7, которая проходит вглубь в коллектор 6.

Данное бурение выполняется наклонно-направленно. Т.е. во время бурения направлением бурения управляют так, что проходят бурением через скважину, построенную в операции A. При этом устанавливается гидравлическое сообщение между двумя скважинами. Если при бурении B позже произойдет выброс, то есть возможность проведения геотехнического мероприятия и остановки скважины 7 с помощью скважины 4.

Наклонно-направленное бурение можно выполнять, например, с применением технологии магнитного обнаружения обсадной колонны крепления скважины 4, но также другие технологии, например акустические способы, можно использовать для локации скважины 4.

Аналогично ситуации A, скважина в ситуации B также оборудуется обсадной колонной и противовыбросовым превентором.

На фиг. 2 показаны две скважины: 2 и 3, где скважина 3 функционально выполнена как скважина глушения к скважине 2. Здесь скважина 3 оборудована роботом 8, который может представлять собой так называемый скважинный трактор. Робот может принадлежать к типу, который приводится в действие и питается энергией гидравлически с помощью, например, трубы (не показано), которая спускается в скважину через противовыбросовый превентор/лубрикатор 2.

Обычно применяют трубы, которые можно наматывать на барабан. Такие трубы называют гибкими насосно-компрессорными трубами. В сравнении с обычным бурением где следует устанавливать вышку, работа на гибких насосно-компрессорных трубах является весьма простой и, следовательно, может выполняться с гораздо более простых плавсредств, чем плавсредства с буровыми установками, оборудованными вышками.

Работы на гибких насосно-компрессорных трубах, где приводится в действие скважинный трактор/робот 8, можно, таким образом, весьма успешно проводить с кораблей, которые в нормальных условиях обслуживают буровые установки, так называемых транспортов снабжения.

Скважинный трактор, который в показанном варианте осуществления должен выполняться с возможностью бурения с проходом через обсадную колонну в скважине 7, может также принадлежать к типу, снабженному задвижкой, которая может отсекать сообщение текучей средой между нижней секцией (которая установлена ниже точки, на которой скважины встречаются) и верхней секцией (над точкой встречи скважин) скважины 7.

Скважинный трактор можно оборудовать электродвигателями, электронным блоком управления и блоком электропитания, например, в виде батарей. Таким образом, трактор можно сконструировать для выполнения задач не только на основе энергоснабжения по гибким насосно-компрессорным трубам, но также запрограммированных специальных задач, и он может приводиться в действие, например, акустическими сигналами, которые можно передавать по гибким насосно-компрессорным трубам и/или обсадной колонне скважины. С применением подходящего электропитания, например, от батарей или ТВЭЛов, можно оставлять один или несколько скважинных тракторов в скважине для глушения и затем активировать, например, с помощью акустического сигнала, переданного по обсадной колонне, после чего один или несколько скважинных тракторов выполняют запрограммированные задачи.

На фиг. 4 показан сценарий, где наклонную скважину 4 для глушения заполняют твердеющим материалом (показан заштрихованной областью). При заполнении скважины твердеющим материалом предотвращается распространение высокого давления в скважине 7 в скважину 4. При этом имеется недостаток в том, что скважину 4 следует разбуривать, если ее необходимо использовать для проведения геотехнического мероприятия во второй скважине 7.

Бурение в чистом виде скважины, заполненной твердеющим материалом, является вместе с тем значительно более простой операцией, чем строительство совершенно новой скважины. При этом бурение можно также выполнять с плавсредства, такого как, например, транспорт снабжения или ледокол, оборудованный необходимым средством, которое не включает в себя фактической буровой вышки.

Хотя скважина на фиг. 3 показана полностью заполненной, приемлемыми являются варианты осуществления, в которых скважина только частично заполнена. Последний вариант имеет преимущество в том, что меньше материала должно быть удалено/выбурено, если скважину требуется использовать.

На фиг.4 показан вариант осуществления изобретения, в котором плавсредство 20 (буровая установка), через райзер 10, выполняет бурение с помощью бурильной колонны 11.

Скважина, на которой плавсредство работает, относится либо к поисковому (разведочному) бурению в предполагаемые коллекторы, либо эксплуатационному бурению (для разработки месторождения) в известные коллекторы. В общем, можно упомянуть, что изобретение одинаково применимо для поискового бурения и эксплуатационного (для разработки месторождения) бурения известных коллекторов.

Как понятно из показанного на чертеже, скважина 4 здесь оборудована двумя роботами (скважинными тракторами) 8 и 9, один из которых установлен снизу от пересечения со скважиной 7, а другой установлен сверху от него. При установке двух роботов данным способом один из роботов (например, в варианте выхода из строя) не перекрывает доступа второму роботу к скважине 7. Кроме того, верхнего робота можно выполнить с гидравлическим приводом, работающим на гибкой насосно-компрессорной трубе, а второго робота можно выполнить с электроприводом, работающим, например, от батарей. Оба робота могут также иметь электропривод с питанием с поверхности и/или от встроенных батарей.

Верхний робот может быть выполнен с возможностью проведения энергозатратных работ, таких, например, как бурение с проходкой через обсадную колонну, которой оборудована скважина 7, а второй робот может быть выполнен с возможностью проведения менее энергозатратных работ, таких как специальные задачи, например блокирование прохода потока текучей среды из нижнего участка скважины 7.

Хотя изобретение описано во многих являющихся примерами вариантах осуществления, в которых из скважины для глушения фактически выполняют блокаду текучей среды в скважине, проходящей вглубь в коллектор, данная блокада не всегда является необходимой. В некоторых ситуациях можно получить управление скважиной, просто сбрасывая давление через наклонную скважину 4 для глушения.

На фиг. 4 показаны два расстояния:

b - расстояние между двумя скважинами,

a - глубина моря.

При адаптации расстояния b к глубине a водоема является возможным предотвращение падения потерпевшего крушение плавсредства на морское дно сверху на противовыбросовый превентор скважины 4. Поскольку во многих случаях плавсредство должно оставаться соединенным с райзером 10, с помощью простой корректировки расстояния между скважинами согласно глубине водоема (длине райзера) возможно предотвращение аварийных ситуаций, где доступ к скважине 4 затруднен или полностью исключен. В показанном варианте осуществления плавсредство 20 является буровым судном, которое может иметь систему динамического позиционирования.

Вместе с тем, если плавсредство 20 установлено с помощью одной или нескольких якорных цепей, такой как так называемый ″турельный причал″, где плавсредство ставится на якоря с возможностью вращения вокруг райзера/бурильной колонны, следует также учитывать, что якорная цепь не должна сталкиваться со скважиной для глушения. Указанное можно обеспечить, например, заглубив противовыбросовый превентор в морское дно. В ситуации, где требуется доступ к скважине для глушения, можно просто открыть доступ к противовыбросовому превентору и можно переместить одну или несколько якорных цепей.

На фиг. 5 показан вариант осуществления изобретения, в котором две скважины проходят по существу параллельно и на небольшом расстоянии друг от друга. Хотя во всех предыдущих примерах показаны ситуации, в которых скважина для глушения (скважина 4) физически пересекается с действующей нефтяной скважиной (которая должна проходить вглубь в коллектор), для изобретения данный случай считается не всегда обязательным. Например, сообщение текучей средой можно устанавливать между двумя скважинами в более поздний момент времени. Сообщение можно получить, например, с помощью гидравлического разрыва пласта между скважинами.

Сообщение можно также устанавливать, применяя взрывчатые вещества, или с помощью работ на гибкой насосно-компрессорной трубе, в которых инструмент, выполненный с возможностью осуществления проходки из одной скважины в другую, спускается в скважину для глушения и, возможно, питается в ней электроэнергией по гибкой насосно-компрессорной трубе. На фиг. 6 показан вариант осуществления изобретения, применяющийся в водах, покрытых льдом. Здесь буровая установка 20 выполняет бурение нефтяной скважины 7 при содействии ледокола, оснащенного оборудованием, например, для проведения геотехнического мероприятия в скважине 7 через скважину 4, поставленного на якорь параллельно направлению перемещения льда. Согласно изобретению, при этом можно обеспечить дополнительную безопасность без привлечения к работам полностью оборудованного бурового судна (с вышкой), пассивно стоящего рядом.

Как описано выше, инструмент, например скважинный трактор, можно успешно спустить на дно столба жидкости, например бурового раствора, который находится в скважине для глушения, и, кроме того, данный трактор может также соединяться с верхом скважины по трубной линии, проходящей через буровой раствор.

В таком варианте осуществления на фиг. 7 показано буровое судно 20, которое с помощью райзера 10 проводит бурение бурильной колонной 11. Слева (на фиг. 7) от места работы наклонная скважина 4 для глушения проходит вниз в подземную породу к месту вблизи (на операционном расстоянии) от скважины 7 в которой с судна проводят скважинные работы.

Гидравлический инструмент 8 установлен вблизи дна забоя наклонной скважины 4 для глушения, инструмент соединен с верхом 2 скважины 4 соединением 12. Данное соединение может являться трубным соединением, так что инструмент 8 можно активировать гидравлически от верха скважины, но соединение может также являться электрическим соединением для передачи электроэнергии на инструмент. Инструмент можно также соединять с верхом скважины линией передачи данных, проходящей между инструментом и, например, судном, которое соединяется верхом скважины. Соединение в чистом виде между верхом скважины и инструментом может являться интегрированной частью электрического кабеля питания инструмента. Вместе с тем, соединение может также являться интегрированной частью гидравлического соединения и может также являться полностью независимым соединением, функционирующим независимо от любых других соединений между инструментом и верхом скважины.

Размещение одного или нескольких инструментов в скважине и последующее ее закрытие так, что данная скважина может являться доступной в более поздний момент времени с последующим приведением в действие и работой инструмента с помощью электрического, гидравлического или акустического соединения, можно выполнять независимо от других изобретений, описанных и раскрытых в данной заявке. Вместе с тем, оно может также образовывать часть многих комбинаций указанного. Данные аспекты могут поэтому формировать основу независимой защиты в более поздний момент времени.

Выше и ниже инструмента скважина заштрихована. Штриховка показывает, как столб 12 текучей среды можно разделить на каждой из сторон инструмента. При размещении инструмента снизу столба текучей среды, например бурового раствора, и одновременно соединяя инструмент либо гидравлически, либо электрически с верхом скважины, получают возможность быстрой подачи энергии на инструмент напрямую от верха скважины. В отличие от инструмента, который питается энергией от батарей, которые сам несет, инструмент, который питается энергией от электропровода или с помощью гидравлического соединения, может выполнять гораздо более энергоемкие задачи, такие как проходка (бурение) скважины для глушения дополнительно в скважину 7.

Затем возможно нагнетание бурового раствора и/или рассола, уже находящегося в наклонной скважине 4, для глушения в скважину 7.

В показанном варианте осуществления на фиг.7 две скважины не пересекаются, но в одном варианте осуществления возможно выполнение скважины для глушения и нефтяной скважины 5 физически пересекающимися.

Способ здесь может содержать следующие этапы: бурение первой скважины; установка и цементирование скважинных труб в первой скважине; заполнение твердеющим материалом данной скважины; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху скважины; бурение на расстоянии от данной скважины второй скважины на пересечение с первой скважиной так, что вторая скважина входит в контакт с первой скважиной; установка и цементирование скважинных труб во второй скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху второй скважины; после этого бурение второй скважины продолжается вглубь в коллектор.

Благодаря бурению вначале скважины для глушения и затем заполнению ее полностью или частично твердеющим материалом получается, что действительная нефтяная скважина может проходить скважину для глушения без возникновения опасности распространения ситуации потери управления в нефтяной скважине на скважину для глушения.

Вместе с тем, если ситуация потери управления возникает в нефтяной скважине, скважину для глушения можно весьма просто разбуривать, и при этом гидравлическое сообщение устанавливается между двумя скважинами, обеспечивая получение управления нефтяной скважиной с помощью скважины для глушения.

Хотя, как описано выше, скважина для глушения и нефтяная скважина пересекаются, скважину для глушения можно в вариантах осуществления изобретения строить с полостью над твердеющим материалом, которая обеспечивает скважине для глушения также строительство с жидким столбом бурового раствора/рассола и инструментом.

Вместе с тем, если не планируется выполнение инструментом задачи, требующей много энергии, возможно конструктивное исполнение инструмента получающим питание от батареи, которая должна в нормальных условиях находиться вместе с инструментом в скважине для глушения. Хотя инструмент получает питание от батареи, он может, естественно, также снабжаться гидравлическим и/или электрическим соединением или любой их комбинацией.

Другие аспекты изобретения

В первом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти из коллектора, данный способ содержит следующие этапы: бурение первой скважины; установка и цементирование скважинных труб в первой скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху скважины; бурение на расстоянии от данной скважины второй скважины, подходящей вплотную к секции первой скважины для осуществления входа второй скважины в рабочий контакт с первой скважиной; установка и цементирование скважинных труб во второй скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху второй скважины; после чего бурение из первой или второй скважины продолжается вглубь в коллектор.

Во втором аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспекту 1, отличающемуся тем, что бурение вглубь в коллектор проводится из первой скважины.

В третьем аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспекту 1, отличающемуся тем, что бурение вглубь в коллектор проводится из второй скважины.

В четвертом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 1-3, отличающемуся тем, что бурение второй скважины вплотную к первой скважине выполняют как наклонно-направленное бурение.

В пятом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 1-4, отличающемуся тем, что сверху скважины, которая продолжается вглубь в коллектор, устанавливают райзер на противовыбросовом превенторе.

В шестом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 1-5, отличающемуся тем, что первая и вторая скважина пересекаются.

В седьмом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 1-6, отличающемуся тем, что скважину, которую не бурят в коллектор, частично заполняют твердеющим материалом.

В восьмом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 1-6, отличающемуся тем, что скважину, которую не бурят в коллектор, заполняют твердеющим материалом.

В девятом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 1-8, отличающемуся тем, что перед выполнением бурения вглубь в коллектор из одной скважины бурильный инструмент размещают в другой скважине.

В десятом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспекту 9, отличающемуся тем, что бурильный инструмент приводится в действие гидравлически.

В одиннадцатом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспекту 10, отличающемуся тем, что бурильный инструмент приводится в действие гидравлически с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы.

В двенадцатом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспекту 11, отличающемуся тем, что бурильный инструмент содержит скважинный трактор, выполненный совместно с секцией скважинной обсадной колонны с возможностью плотного блокирования в ней.

В тринадцатом аспекте изобретение относится к способу добычи нефти согласно аспектам 5-12, отличающемуся тем, что расстояние между скважинами адаптировано к длине райзера так, что плавсредство, выполняющее бурение вглубь в коллектор, в случае затопления не может упасть на вторую скважину.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями. Одним из возможных вариантов ликвидации аварийных ситуаций предусматривают бурение наклонно-направленной скважины для соединения со стволом аварийной скважины на выбранной глубине. Технический результат - повышение эффективности ликвидации аварийного фонтана за счет минимизации затрат времени. По способу осуществляют бурение первой скважины. В этой скважине устанавливают и цементируют скважинные трубы. В верхней части скважины устанавливают противовыбросовый превентор или лубрикатор. На заданном расстоянии от первой скважины осуществляют бурение второй скважины, подходящей вплотную к секции первой скважины для осуществления входа второй скважины в рабочий контакт с первой скважиной. Устанавливают и цементируют скважинные трубы во второй скважине. В верхней части второй скважины устанавливают противовыбросовый превентор или лубрикатор. После этого бурение из первой или второй скважины продолжают вглубь в коллектор. При этом скважину, которую не бурят в коллектор, заполняют полностью или частично текучей средой. В этой скважине размещают бурильный инструмент и скважину затем закрывают, обеспечивая возможность последующего доступа в данную скважину. Оставшийся в скважине бурильный инструмент обеспечен возможностью установления соединения с другой скважиной. 10 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ добычи нефти из коллектора, содержащий следующие этапы: бурение первой скважины; установка и цементирование скважинных труб в первой скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху скважины; бурение на расстоянии от данной скважины второй скважины, подходящей вплотную к секции первой скважины для осуществления входа второй скважины в рабочий контакт с первой скважиной; установка и цементирование скважинных труб во второй скважине; установка противовыбросового превентора или лубрикатора сверху второй скважины; после чего бурение из первой или второй скважины продолжается вглубь в коллектор, и скважину, которую не бурят в коллектор, заполняют полностью или частично текучей средой, бурильный инструмент размещают в скважине и скважину затем закрывают, обеспечивая доступ в данную скважину впоследствии, при этом в скважине остается инструмент, который может установить соединение с другой скважиной.

2. Способ по п. 1, содержащий этап, на котором скважину, которую не бурят в коллектор, заполняют полностью или частично текучим твердеющим материалом.

3. Способ по п. 2, содержащий этап, на котором скважину, которую не бурят в коллектор, заполняют полностью или частично буровым раствором и/или рассолом.

4. Способ по п. 1, содержащий этапы, на которых текучая среда образует столб жидкости и бурильный инструмент размещают с одной стороны или с обеих сторон столба жидкости, причем инструмент выполнен с возможностью решения конкретной задачи, например установления соединения со второй скважиной или нагнетания текучей среды во вторую скважину.

5. Способ по п. 2, содержащий этап, на котором текучая среда образует столб жидкости, который содержит буровой раствор и/или рассол.

6. Способ по пп. 2-5, содержащий этап, на котором гидравлический инструмент установлен ниже или в нижнем участке столба жидкости.

7. Способ по п. 6, содержащий этап создания инструмента с гидравлическим соединением, проходящим от инструмента и через столб жидкости, представленной рассолом/ буровым раствором к верху скважины.

8. Способ по п. 6, содержащий этап создания инструмента с гидравлическим соединением в виде гибкой насосно-компрессорной трубы.

9. Способ по п. 2, содержащий этап размещения электроинструмента ниже или в нижнем участке столба жидкости.

10. Способ по п. 9, содержащий этап подачи электропитания на инструмент по проводу, проходящему от него и через столб текучей среды к верху скважины.

11. Способ по п. 5, содержащий этап создания инструмента с блоком связи, что делает возможным передачу данных между инструментом и верхом скважины, передаваемые данные могут относиться к параметрам управления инструментом для его функционирования и/или физическим параметрам, например давлению и/или температуре.