Способ заканчивания скважины в осложнённых условиях и устройство для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 E21B43/24 E21B7/08 

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способам заканчивания скважины в осложненных условиях и может быть использовано при добыче трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти с использованием горизонтальных скважин.

Известен способ заканчивания многозабойной скважины в осложненных условиях, а именно при разработке трудноизвлекаемой залежи нефти основанный на дополнительном бурении из основного ствола скважины радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны. Этот способ включает бурение основного, в том числе горизонтального ствола крупногабаритной компоновкой, а также бурение из него малогабаритным инструментом с помощью отклонителя множества радиальных каналов протяженной и управляемой с устья траектории в приемлемое для практики время. В качестве бурильного малогабаритного инструмента используют гидродвигатель с долотом или гидромониторную компоновку. Способ предполагает обсадку основного ствола эксплуатационной колонной (хвостовиком) с изолированием заколонного пространства цементом, пакерами или их комбинацией. Спуск-подъем отклонителя в скважину и спуск-подъем в отклонитель бурильного малогабаритного инструмента проводят с помощью лифтовой трубы и (или) колтюбинговой трубы содержащей проводную линию. Вскрытие самой эксплуатационной колонны проводят отдельной спускоподъемной операцией с помощью фрезы или гидромониторной компоновки с абразивом. При бурении в пласте гидромониторной компоновкой и колтюбинговой трубой радиальные каналы получают необходимой минимально возможной кривизны и большой протяженности (до 500 м и более). Гидромониторная компоновка на колтюбинговой трубе может спускаться в скважину вместе (одновременно) с отклонителем. В этом случае гидромониторная компоновка содержит узел разворота отклонителя в скважине. Сама гидромониторная компоновка включает каротажный инклинометр и ориентируемое сопло, которое при движении управляется с устья по заданной траектории с использованием проводной линии. Траектория движения ориентируемого сопла и расположение радиального канала в пласте контролируются стандартной навигацией с помощью инклинометра. Отклонитель содержит электромагнитный замок и фиксатор. Электрическая связь отклонителя с проводной линией колтюбинговой трубы при его позиционировании в скважине поддерживается через дистанционный трансформатор, образуемый в транспортном положении компоновки. Электромагнитный замок позволяет отсоединять отклонитель от колтюбинговой трубы (гидромониторной компоновки) и оставлять его в скважине с помощью фиксатора, что необходимо, например, для смены фрезы или износившегося ориентируемого сопла. Узел разворота необходим для правильной установки отклонителя в скважине в заданном азимутальном направлении. В узле разворота используется реактивный момент двигателя жестко связанного через отклонитель с упругой колтюбинговой трубой или реактивный момент струи жидкости выходящей из винтового отверстия корпуса отклонителя. Использование протяженных радиальных каналов заданной траектории с высокой плотностью расположенных в глубине разбуриваемого пласта способствует активному дренированию залежи и интенсификации отбора продукции многозабойной скважиной [патенты на изобретение RU 2668620, 2678252, 2642194, 2668620, 2703064].

Известно устройство для заканчивания многозабойной скважины в осложненных условиях, а именно при добыче трудноизвлекаемой нефти предназначенное для бурения из основного, в том числе горизонтального ствола множества радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны, а также протяженной заданной траектории. Это устройство включает колтюбинговую трубу с проводной линией, отклонитель и гидромониторную компоновку одновременно спускаемые в основной ствол скважины. Отклонитель содержит электромагнитный замок и фиксатор. Гидромониторная компоновка содержит инклинометр, ориентируемое сопло и узел разворота отклонителя [патент на изобретение RU 2678252; а также: Антониади Д. Г., Фурсин С.Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». №4(062). 2017. С.42-50].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является необходимость при внешнем воздействии на залежь трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти бурения и использования отдельных нагнетательных и добывающих многозабойных скважин, что не позволяет одной скважиной воздействовать на залежь и одновременно через нее же добывать скважинную продукцию. Это ограничивает область использования способа, ведет к неоправданным затратам на бурение дополнительных скважин, снижает рентабельность разработки трудноизвлекаемых залежей нефти в целом.

Известен способ заканчивания интеллектуальной скважины в осложненных условиях, включающий бурение протяженного горизонтального ствола, вскрытие неоднородного пласта повышенной и пониженной проницаемости, обсадку ствола эксплуатационной колонной (хвостовиком) с использованием цемента, пакеров или их комбинацией и последующий спуск лифтовой трубы и интеллектуального оборудования в составе регулируемых портов, разделенных пакерами. Для выравнивания профиля притока (поглощения) после перфорации эксплуатационной колонны горизонтальный ствол при спуске лифтовой трубы разделяют на участки одинаковой проницаемости с помощью пакеров разбухающего типа, между которыми в стенке лифтовой трубы размещают порты и регулируемые с поверхности клапаны контролирующие приток или поглощение флюида. Возможен вариант исполнения регулируемых портов с помощью заслонок через исполнительный механизм, электронный блок и проводную линию в составе лифтовой трубы. Данный способ используется в добывающих и нагнетательных скважинах и позволяет оптимизировать профиль притока (поглощения) флюида, сокращая риски преждевременного прорыва воды, газа и влияние других отрицательных факторов [патент на изобретение RU 2530810; а также: 1. Елисеев Д.В., Куренов М.В. Моделирование спуска комбинированного заканчивания в горизонтальные скважины месторождения им. Ю. Корчагина. Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2013. №4. С.150-156. http://www.ogbus.ru; 2. Меринов И.А., Савенок О.В. Эффективность применения системы интеллектуального заканчивания скважин на Сахновском нефтегазовом месторождении. Булатовские чтения. Сборник статей. Т.1. С.338-349 «Издательский Дом - Юг», Краснодар]

Известно устройство для заканчивания скважины в осложненных условиях, включающее обсаженный цементом и эксплуатационной колонной с интервалами перфорации горизонтальный ствол, лифтовую трубу с интеллектуальным оборудованием в составе проводной линии, датчиков и регулируемых через электронный блок, исполнительный механизм и заслонку портов, разделенных пакерами разбухающего типа [патент на изобретение RU 2530810; а также: 1. Елисеев Д.В., Куренов М.В. Моделирование спуска комбинированного заканчивания в горизонтальные скважины месторождения им. Ю. Корчагина. Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2013. №4. С.150-156. http://www.ogbus.ru; 2. Меринов И.А., Савенок О.В. Эффективность применения системы интеллектуального заканчивания скважин на Сахновском нефтегазовом месторождении. Булатовские чтения. Сборник статей. Т.1. С.338-349 «Издательский Дом - Юг», Краснодар].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является необходимость при внешнем воздействии на залежь трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти бурения и использования отдельных нагнетательных и добывающих интеллектуальных скважин, что не позволяет одной скважиной воздействовать на залежь и одновременно через нее же добывать скважинную продукцию. Это сужает область использования способа, ведет к неоправданным затратам на бурение скважин, снижает рентабельность разработки трудноизвлекаемых залежей нефти в целом.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания многофункциональной скважины в осложненных условиях совмещающей возможности как нагнетательной, так и добывающей скважины. Многофункциональная скважина при разработке трудноизвлекаемой, например, сверхвязкой нефти заканчивается горизонтальным добывающим стволом и параллельным выше лежащим в пределах одного пласта нагнетательным стволом. Такую скважину из двух стволов удобно использовать для воздействия и одновременной добычи, например по технологии SAGD следующим образом - в верхний ствол закачивать технологический агент (парогаз), а из нижнего ствола одновременно откачивать насосом нефть. При этом вместо двух самостоятельных скважин используется только одна многофункциональная скважина, что сокращает материальные затраты. Добывающий и нагнетательный стволы бурятся одной крупногабаритной компоновкой и обсаживаются, например цементируемыми эксплуатационными колоннами (хвостовиками). После вторичного вскрытия пласта интервалами перфорации эксплуатационной колонны в верхний обсаженный ствол многофункциональной скважины спускают трубу с нагнетательным оборудованием, а в нижний ствол - лифтовую трубу с добывающим оборудованием. Нагнетательное и добывающее интеллектуальное оборудование представляет собой систему датчиков и управляемых, например, с помощью заслонок через исполнительный механизм, электронный блок и проводную линию портов разделенных пакерами. Добывающее оборудование дополнительно содержит глубинный насос.Закачку парогаза проводят по нагнетательной трубе в верхний ствол, причем с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом по лифтовой трубе из нижнего ствола многофункциональной скважины. Этот способ предназначен для использования в однородных высокопроницаемых пластах и позволяет с меньшими материальными затратами проводить отбор скважинной продукции при физико-химическом, в том числе гравитационном и гидродинамическом вытеснении пластового флюида [патент на изобретение RU 2646151, прототип].

Известно устройство для заканчивания многофункциональной скважины в осложненных условиях, включающее два обсаженных горизонтальных ствола, нагнетательную трубу в верхнем стволе и лифтовую трубу в нижнем стволе с интеллектуальным оборудованием в составе глубинного насоса, проводной линии, датчиков и регулируемых через электронный блок, исполнительный механизм и заслонку портов разделенных пакерами разбухающего типа [патент на изобретение RU 2646151, прототип].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) особенно в зонально-неоднородных и низкопроницаемых пластах, что объясняется не эффективным воздействием на залежь технологических агентов и отбором продукции через два ствола многофункциональной скважины. В этом случае трудно реализовать объемное и в тоже время избирательное воздействие на залежь. Внешнее воздействие технологических агентов происходит крайне медленно и локально только в приствольных зонах многофункциональной скважины или неравномерно по наиболее проницаемым участкам залежи, например, трещиноватым или водоносным интервалам и не охватывает весь пласт. Это снижает эффективность технологических агентов, охват пласта воздействием, действие гравитационного и гидродинамического факторов, приводит к раннему прорыву интенсифицирующих агентов в добывающий ствол, обводнению многофункциональной скважины и уменьшению КИН залежи. Кроме того способ не позволяет использовать благоприятный волновой (гидроимпульсный, газоимпульсный) режим закачки в пласт технологических агентов, а также отбора из пласта скважинной продукции, что также ограничивает область использования многофункциональной скважины, снижает охват низкопроницаемых зон воздействием, нефтеотдачу залежи в целом.

Задача изобретения - расширение области использования многофункциональной скважины, повышение эффективности внешнего воздействия на пласт, увеличение нефтеотдачи залежи, снижение затрат на бурение скважин, повышение эффективности и надежности работы устройства в сложных геолого-технологических условиях.

Техническим результатом изобретения является возможность реализации объемного и избирательного воздействия на залежь, интенсификация внешнего воздействия на пласт, повышение охвата его воздействием за счет равномерного распределения воздействия и отбора продукции по всему объему залежи, повышение эффективности использования технологических агентов путем распространения их действия в глубину залежи.

Для достижения этого технического результата в предлагаемом способе заканчивания скважины в осложненных условиях, включающем бурение в пласте основного горизонтального ствола и радиальных каналов при строительстве многофункциональной скважины, спуск эксплуатационной колонны с изолированием, например цементом заколонного пространства, вторичное вскрытие пласта интервалами перфорации эксплуатационной колонны, проведение в скважине спускоподъемных операций малогабаритным инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, бурение гидромониторной компоновкой через отклонитель в глубь пласта радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны, а также протяженной и управляемой с устья траекторией, спуск в эксплуатационную колонну с учетом интервалов перфорации лифтовой трубы и интеллектуального оборудования, организацию при этом межколонного пространства, закачку по лифтовой трубе и нагнетание в пласт технологических агентов с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом, управляемое воздействие на пласт при закачке технологических агентов и отборе скважинной продукции, при этом согласно изобретению проведение спускоподъемных операций в скважине малогабаритным инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой и бурение радиальных каналов проводят после спуска в скважину лифтовой трубы и интеллектуального оборудования, при этом сначала сквозь лифтовую трубу, межколонное пространство, эксплуатационную колонну и изолированное цементом заколонное пространство бурят пары первых и вторых входов, разделяющие основной горизонтальный ствол по длине на отдельные секции, затем эти входы капитально обустраивают оснащенными разбухающими пакерами хвостовиками, после чего через капитально обустроенные входы гидромониторной компоновкой с помощью того же отклонителя в каждой секции бурят равномерно расположенные по объему пласта две независимые сети параллельных основному горизонтальному стволу радиальных каналов, при этом через первые входы каждой секций образуют нагнетательные сети, причем возможно с возвратом нагнетательной сети обратно в основной ствол через первый вход следующей секции, а через вторые входы каждой секций, - добывающие сети, возможно также с возвратом добывающей сети обратно в основной ствол через второй вход следующей секции, затем из построенной таким образом многофункциональной скважины извлекают малогабаритный инструмент и приступают к добыче скважинной продукции, при этом обеспечивают возможность работы нагнетательной и добывающей сети в условиях многофункциональной скважины с регулировкой по секциям и в волновом режиме, при этом используют струйный насос, который подключают параллельно к первым входам секций и на этапе добычи скважинной продукции питают нагнетаемым в пласт технологическим агентом в качестве активной среды, при этом камеру смешения струйного насоса подключают одновременно ко всем вторым входам секций и интервалам перфорации эксплуатационной колонны, причем капитально обустроенные входы секций используют в течение всего времени разбуривания и разработки пласта с возможностью коррекции секции, например восстановления, глушения или бурения новых радиальных каналов сети, временно приостанавливая закачку технологических агентов и отбор скважинной продукции.

Для достижения технического результата в предлагаемом устройстве для заканчивания скважины в осложненных условиях, включающем спускаемую в многофункциональную скважину эксплуатационную колонну с образованием зацементированных интервалов заколонного пространства разделенных интервалами перфорации, спускаемый в скважину малогабаритный инструмент, а именно колтюбинговая труба с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой или хвостовиком с пакером, причем отклонитель снабжен электромагнитным замком и фиксатором, а гидромониторная компоновка содержит ориентируемое сопло, инклинометр и узел разворота отклонителя, спускаемую в скважину при организации межколонного пространства лифтовую трубу и интеллектуальное оборудование в составе датчиков, глубинного насоса и регулируемых через электронный блок, исполнительный механизм, проводную линию и заслонку портов разделенных пакерами разбухающего типа, при этом согласно изобретению лифтовая труба, спускаемая в скважину перед малогабаритным инструментом, через определенное расстояние равное длине секций оснащена секционными муфтами, совпадающими по глубине в горизонтальном стволе с интервалами изоляции заколонного пространства эксплуатационной колонны, причем каждая из секционных муфт в межколонном пространстве содержит двойной разбухающий пакер, верхний межпакерный порт, верхний байпас с клапаном, нижний байпас и нижний порт, причем верхний байпас связан с верхним межпакерным портом и шунтирует часть пакера, а нижний байпас связан с нижним портом и шунтирует весь двойной пакер, при этом первая от устья секционная муфта не содержит верхний байпас, а оснащена струйным насосом и гидропульсатором, причем струйный насос питается по лифтовой трубе и установлен в нижнем байпасе, выполненным в виде диффузора с выходом в надпакерную зону двойного пакера, при этом камера смешения струйного насоса при закрытых нижних портах имеет возможность связи через клапан с нижними байпасами, вторыми входами секций и интервалами перфорации для подвода пассивной среды и отбора скважинной продукции, причем гидропульсатор устанавливают в диффузоре, связывают с электронным блоком проводной линией и выполняют, например, в виде шарового затвора и вентильного двигателя, причем все порты лифтовой трубы содержат систему детектирования в виде приемников упругих волн, связанных с электронным блоком, причем отклонитель содержащий излучатель упругих волн при спускоподъемных операциях колтюбинговой трубы имеет возможность многократного фиксирования и оставления в лифтовой трубе на уровне любого выбранного порта, а сами порты при открытой заслонке способны повторно пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу и гидромониторную компоновку или оснащенный пакером хвостовик, обеспечивая бурение и капитальное обустройство, как первых и вторых входов секций, так и бурение разветвленных радиальных каналов нагнетательных и добывающих сетей каждой секции.

В отличие от известного способа и реализующего его устройства, предлагаемое изобретение основано на строительстве многофункциональной скважины с использованием разветвленных секционированных сетей радиальных каналов, которые заменяют один из двух горизонтальных ее стволов. Это позволяет более эффективно с большим охватом воздействовать на пласт одной скважиной и одновременно через нее же в значительном объеме залежи отбирать с помощью струйного насоса скважинную продукцию. Бурение радиальных каналов проводят через лифтовую трубу с интеллектуальным оборудованием, что расширяет функциональные возможности способа, повышает надежность и оперативность работы устройства в целом. Две независимые сети радиальных каналов пробуренных с высокой плотностью в пласте из многофункциональной скважины позволяют установить необходимую гидродинамическую связь между ними и основным ее стволом. Волновой режим продавки агента и отбора продукции через длинные радиальные каналы повышает и выравнивает проницаемость разветвленных сетей, способствует созданию вокруг них дополнительной трещиноватости, увеличивает глубину и охват воздействия. Отдельная гидродинамическая связь по двум независимым параллельным сетям с зонами дополнительной трещиноватости позволяет через одну (нагнетательную) сеть эффективно закачивать технологические агенты в пласт, а через другую (добывающую) сеть одновременно проводить отбор скважинной продукции с большого объема залежи, что интенсифицирует процесс добычи в рассматриваемых условиях. Указанные сети радиальных каналов создают и используют отдельными секциями, что также повышает эффективность внешнего воздействия и рентабельность разработки в целом. Капитально обустроенные входы секций с системой их детектирования и возможностью повторного в них захода колтюбинговой трубой и гидромониторной компоновкой позволяют корректировать секции, восстанавливать, глушить или бурить новые радиальные каналы в процессе разработки месторождения.

Предлагаемый способ заканчивания скважины в осложненных условиях и устройство для его осуществления поясняются чертежами, представленными фиг. 1-13 (масштаб условный).

На фиг. 1 дана схема расположения в пласте основного горизонтального ствола многофункциональной скважины с зацементированной эксплуатационной колонной и интервалами перфорации; на фиг. 2 дана схема лифтовой трубы с секционными муфтами и интеллектуальным оборудованием; на фиг. 3 в разрезе дана схема обсаженного основного ствола с лифтовой трубой, а также колтюбинговой трубой с отклонителем и гидромониторной компоновкой, этап строительства многофункциональной скважины; на фиг. 4 дан план (в уменьшенном масштабе) расположения в пласте основного горизонтального ствола, входных и радиальных каналов нагнетательной и добывающей сети отдельных секций, этап окончания строительства многофункциональной скважины; на фиг. 5 - то же, в разрезе (вид А-А на фиг. 4); на фиг. 6 дана схема позиционирования в лифтовой трубе колтюбинговой трубы с отклонителем и гидромониторной компоновкой, транспортное положение компоновки; на фиг. 7 дана схема бурения первого входа секции сквозь лифтовую трубу и эксплуатационную колонну; на фиг. 8 дана схема подъема колтюбинговой трубы и гидромониторной компоновки на устье с оставлением отклонителя в скважине, этап обсадки первого входа секции; на фиг. 9 - то же, момент спуска и ввода колтюбинговой трубы с хвостовиком и пакером через отклонитель в первый вход секции; фиг. 10 - то же, момент подъема колтюбинговой трубы из скважины и завершения обсадки первого входа секции; на фиг. 11 дана схема закачки парогаза в построенную многофункциональную скважину, этап предварительного прогрева залежи; на фиг. 12 - то же, вариант прогрева залежи; на фиг. 13 - то же, основной этап добычи скважинной продукции.

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения. Пласт сверхвязкой нефти 1; основной горизонтальный ствол 2, радиальный канал 2а, первый 2б и второй 2 с вход секции многофункциональной скважины; эксплуатационная колонна 3; заколонное пространство 4; интервал перфорации 5; лифтовая труба 6; секция 7; секционная муфта 8; первая от устья секционная муфта 8а; межколонное пространство 9; колтюбинговая труба 10; отклонитель 11; гидромониторная компоновка 12; двойной разбухающий пакер 13 и 14; верхний межпакерный порт 15; верхний байпас 16 с клапаном 17; нижний байпас 18; нижний порт 19; заслонка 20; исполнительный механизм 21; электронный блок 22, проводная линия 23; приемник 24 упругих волн портов; струйный насос 25; гидропульсатор 26; сопло 27; диффузор 28; надпакерная зона 29; камера смешения 30; отверстие 31; клапан 32 струйного насоса; разбухающий пакер 33 хвостовика 34; электромагнитный замок 35 и фиксатор 36 отклонителя; излучатель 37 упругих волн отклонителя; нагнетательная 38 и добывающая 39 сеть радиальных каналов секции; фаска 40 портов.

Способ осуществляется следующим образом.

При осложненных условиях добычи трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти в пласте 1 бурят основной горизонтальный ствол 2 многофункциональной скважины, в него спускают эксплуатационную колонну 3, цементируют заколонное пространство 4 и вторично вскрывают продуктивный пласт на интервалах перфорации 5 (фиг.1). В зацементированную и перфорированную на интервалах 5 эксплуатационную колонну 3 спускают “глухую” лифтовую трубу 6, которую через определенное расстояние L, например 300 м равное длине будущих секций 7 оснащают секционными муфтами 8 с интеллектуальным оборудованием (фиг.2, 3). После спуска лифтовой трубы 6 с организацией межколонного пространства 9 в ней проводят спускоподъемные операции малогабаритным инструментом, а именно колтюбинговой трубой 10 с проводной линией (не показано), отклонителем 11 и гидромониторной компоновкой 12, бурят радиальные каналы 2а в пласте 1 и заканчивают строительство многофункциональной скважины (фиг.4-5).

В общем случае число секций 7 (секционных муфт 8) может быть различным. Длину L секций 7, число секций и секционных муфт 8 (ниже рассматриваются две секции и три секционные муфты) определяют исходя из сложности строения залежи, длины основного горизонтального ствола 2, технических возможностей оборудования и экономических соображений. Спуск лифтовой трубы 6 проводят с учетом интервалов перфорации 5, при этом три секционные муфты 8 в горизонтальном стволе 2 размещают напротив зацементированных интервалов заколонного пространства 4 и вне интервалов перфорации 5 и соединительных муфт (не показаны) эксплуатационной колонны 3. Каждая из секционных муфт 8 содержит интеллектуальное оборудование, а именно двойной разбухающий пакер 13 и 14, верхний межпакерный порт 15, верхний байпас 16 с клапаном 17, нижний байпас 18 и нижний порт 19. Верхний байпас 16 связан с верхним межпакерным портом 15 и шунтирует часть 13 пакера 13, 14. Нижний байпас 18 связан с нижним портом 19 и шунтирует весь двойной пакер 13, 14. Открытие-закрытие портов 15, 19 с плавной регулировкой их проходных сечений осуществляют с устья скважины с помощью заслонок 20, исполнительных механизмов 21, электронного блока 22, проводной линии 23 и контролирующих датчиков (не показаны). Порты 15, 19 секционных муфт 8 лифтовой трубы 6 снабжают системой детектирования в виде приемников 24 упругих волн связанных с электронным блоком 22. Первая от устья секционная муфта 8а не содержит верхний байпас, а оснащена струйным насосом 25 и гидропульсатором 26. Сопло 27 струйного насоса 25 связано лифтовой трубой 6 параллельно со всеми регулируемыми портами 15, 19 и установлено в нижнем байпасе 18, выполненном в виде диффузора 28 с выходом в надпакерную зону 29 двойного пакера 13, 14. Камера смешения 30 струйного насоса 25 при закрытых нижних портах 19 соединяется через отверстие 31 и клапан 32 нижними байпасами 18 с интервалами перфорации 5, вторыми входами 2 с секций 7 и радиальными каналами 2а добывающих сетей 39 для подвода пассивной среды, а именно пластового флюида из пласта 1. Гидропульсатор 26, например, в виде шарового затвора и вентильного двигателя устанавливают на выходе диффузора 28 (в нижнем байпасе 18) и связывают с электронным блоком 22.

Проведение спускоподъемных операций в скважине малогабаритным инструментом, а именно колтюбинговой трубой 10 с отклонителем 11 и гидромониторной компоновкой 12 и бурение радиальных каналов 2а проводят после спуска в скважину лифтовой трубы 6 и секционных муфт 8 содержащих интеллектуальное оборудование. Сначала на уровне всех секционных муфт 8 сквозь лифтовую трубу 6, межколонное пространство 9, эксплуатационную колонну 3, изолированное цементом заколонное пространство 4 в пласт 1 бурят радиальные первые 2б и вторые 2 с входы, разделяющие основной горизонтальный ствол 2 на отдельные секции 7 длиной L, в данном случае 300 м. Пробуренные входы 2б и 2 с секций 7 капитально обустраивают, а именно обсаживают оснащенными разбухающими пакерами 33 хвостовиками 34. После спуска лифтовой трубы 6 с секционными муфтами 8 и разбухания двойного пакера 13, 14 в нее на колтюбинговой трубе 10 спускают отклонитель 11 с электромагнитным замком 35, фиксатором 36 и гидромониторную компоновку 12 в составе ориентируемого сопла, инклинометра и узла разворота (последние позиции не показаны). В транспортном положении используя систему детектирования портов в виде приемника 24 и излучателя 37 упругих волн отклонителя 11 и узел разворота (позиция не показана) гидромониторной компоновки 12 стопорят отклонитель 11 фиксатором 36 напротив выбранного, например верхнего порта 15 средней секционной муфты 8 (фиг.6). Открывают электромагнитный замок 35 отклонителя 11, подачей колтюбинговой трубы 10 вводят в верхний порт 15 при открытой заслонке 20 гидромониторную компоновку 12 (фиг.7) и через эксплуатационную колонну 3, зацементированное заколонное пространство 4 в пласт 1 бурят первый вход 2б длиной порядка 5÷10 м в секции 7. (Вскрытие самой эксплуатационной колонны проводят отдельной спускоподъемной операцией, например, с помощью фрезы; не показано). Для обсадки пробуренного входа 2б поднимают колтюбинговую трубу 10 с гидромониторной компоновкой 12 на устье, при этом отклонитель 11 оставляют в скважине при неизменном положении относительно верхнего порта 15 (фиг.8). Переоснащают колтюбинговую трубу 10 хвостовиком 34 и разбухающим пакером 33, спускают эту компоновку в скважину и через отклонитель 11 и верхний порт 15 вводят в пробуренный вход 2б до его забоя (фиг.9). При повышенной осевой нагрузке открывают встроенный в эту компоновку замок (не показано), отсоединяются от пакера 33 и хвостовика 34, поднимают колтюбинговую трубу 10 на устье и заканчивают обсадку первого входа 2б (фиг.10). Аналогично проводят бурение и обсадку других первых 2б и вторых 2 с входов отдельных секций 7. Далее через обсаженные первые 2б и вторые 2 с входы секций 7 колтюбинговой трубой 10 и гидромониторной компоновкой 12 (возможно меньшего диаметра) с помощью того же отклонителя 11 с разветвлением бурят равномерно расположенные по объему пласта 1 две сети 38, 39 параллельных основному горизонтальному стволу 2 радиальных каналов 2а (фиг.3). Через первые входы 2б каждой секций 7 бурят нагнетательные сети 38, причем возможно с возвратом нагнетательной сети обратно в основной ствол 2 через первый вход 2б следующей секции. Через вторые входы 2 с каждой секции 7 бурят, возможно, также с возвратом обратно в основной ствол 2 через второй вход следующей секции добывающие сети 39. В рассматриваемом примере первая от устья секция 7 из секционной муфты 8а разбурена без возвращения, а вторая секция 7 из средней муфты 8 разбурена с возвращением нагнетательной 38 и добывающей 39 сети в основной ствол 2 многофункциональной скважины. Для точного наведения возвращаемых в основной ствол 2 радиальных каналов 2а дополнительно к стандартной навигации используют систему детектирования портов 15, 19 (входов 2б, 2 с) в виде приемников 24 и приближающего к ним излучателя упругих волн - ориентируемого сопла (позиция не показана) работающей гидромониторной компоновки 12. Спускоподъемные операции колтюбинговой трубы 10 с гидромониторной компоновкой 12 и бурение радиальных каналов 2а проводят известным способом, но с учетом возможности многократного фиксирования отклонителя 11 и оставления его в лифтовой трубе 6 на уровне любого порта 15, 19, а также повторного в них захода. Порты 15, 19 выполняют достаточно большого размера с фаской 40 для свободного пропускания при открытой заслонке 20 колтюбинговой трубы 10 и гидромониторной компоновки 12 (или хвостовика 34 с пакером 33), обеспечивая бурение и капитальное обустройство входов 2б, 2 с и радиальных каналов 2а нагнетательных 38 и добывающих 39 сетей секций 7. Плотность разбуривания пласта 1, а именно расстояние между радиальными каналами 2а (порядка 5(10 м) в сетях 38, 39 определяется строением пласта, планируемым внешним воздействием, экономическими соображениями и уточняется опытным путем.

После завершения строительства многофункциональной скважины с образованием в пласте 1 основного ствола 2, секций 7 нагнетательных 38 и добывающих 39 сетей радиальных каналов 2а из лифтовой трубы 6 на устье поднимают колтюбинговую трубу 10 с отклонителем 11, гидромониторной компоновкой 12 и приступают к добыче скважинной продукции. Сначала на предварительном этапе прогрева пласта 1 технологический агент (парогаз) закачивают при относительно низком давлении по лифтовой трубе 6 (фиг.11). Основная часть парогаза в пласт 1 поступает через интервалы перфорации 5 и все порты 15, 19 (входы 2б, 2 с) при открытых заслонках 20 и клапанах 17 и закрытом клапане 32 струйного насоса 25. Далее поток парогаза через радиальные каналы 2а поступает в параллельные основному стволу 2 нагнетательные 38 и добывающие 39 сети, а также интервалы перфорации 5 и равномерно с большим охватом продавливается в пласт.Капитально обустроенные герметичные входы 2б, 2 с секций 7 исключают отрицательный прорыв парогаза между ними и через основной ствол 2 многофункциональной скважины. Часть закачиваемого по лифтовой трубе 6 парогаза - активной среды через сопло 27 струйного насоса 25 выходит в надпакерную зону 29 и по межколонному пространству 9 возвращается на устье скважины. Для повышения эффективности прогрева отдельных частей пласта 1 проводят манипуляции с заслонками 20 отдельных секций 7. Например, частично или полностью закрывают порт 19 первой 8а и порты 15, 19 второй 8 от устья секционных муфт и повышают давление нагнетания парогаза в лифтовой трубе 6 (фиг.12). Тепнрь закачка парогаза во вторую от устья секцию 7 проводится в режиме циркуляции, а не продавки как в первую секцию 7. Часть потока дополнительно возвращается на устье через камеру смешения 30, отверстие 31 и открытый клапан 32 струйного насоса 25, что снижает расход парогаза, обводнение продукции, влияние парогаза на глинистый коллектор и действие других отрицательных факторов во второй от устья секции 7. После прогрева пласта 1 через нагнетательную 38, добывающую 39 сеть секций 7 и интервалы перфорации 5 переходят к основному этапу добычи скважинной продукции. При открытых верхних 15 и закрытых нижних 19 портах повышают давление нагнетания парогаза в лифтовой трубе 6 до рабочего значения, закрывают клапаны 17 и переводят струйный насос 25 в рабочий режим откачки скважинной продукции (фиг.13). Теперь парогаз в пласт 1 поступает через радиальные каналы 2а только нагнетательной сети 38 секций 7. Закачиваемый под высоким рабочим давлением поток парогаза поступает через нагнетательные сети 38 в предварительно прогретый объем залежи, а часть потока под этим же давлением через сопло 27 струйного насоса 25 возвращается на устье скважины. Давление в глубине залежи, передаваемое через разветвленную нагнетательную сеть 38 возрастает, а в камере смешения 30 связанной через отверстие 31, клапан 32, нижние байпасы 18 и межколонное пространство 9 с интервалами перфорации 5, вторыми входами 2 с и радиальными каналами 2а добывающих сетей 39 секций 7 падает.Это обеспечивает закачку парогаза через нагнетательную сеть 38 всех предварительно прогретых секций 7 и одновременный отбор из них скважинной продукции через добывающую сеть 39 и интервалы перфорации 5 в условиях многофункциональной скважины и комбинированного гравитационного, гидродинамического и химического вытеснения флюида из пласта 1. При необходимости частично перекрывают те или иные порты 15, 19 заслонками 20 и осуществляют управляемое по отдельным секциям 7 воздействие на пласт 1 при закачке технологических агентов и отборе скважинной продукции. Для улучшения вытеснения пластового флюида из пласта 1 на всех этапах воздействия и добычи генерируют высокоамплитудные импульсы давления с помощью гидропульсатора 26. По команде с поверхности через электронный блок 22 подают питание на гидропульсатор 26, периодически перекрывают выход диффузора 28 струйного насоса 25 и генерируют высокоамплитудные импульсы давления в радиальных каналах 2а нагнетательной 38, добывающей 39 сети и вытесняют флюид из пласта 1 в благоприятном волновом режиме. Практически неограниченная плотность радиальных каналов 2а разветвленной нагнетательной 38 и добывающей 39 сети способствует повышению КИН особенно в неоднородных пластах, причем в условиях одной скважины. Капитально обустроенные входы 2б, 2 с с системой детектирования и возможностью повторного захода при открытых заслонках 20 колтюбинговой трубой 10 и гидромониторной компоновкой 12 позволяют корректировать секции 7, например, восстанавливать, глушить или бурить новые радиальные каналы 2а, временно приостанавливая закачку технологических агентов в пласт и отбор скважинной продукции. Сопло 27 струйного насоса 25 защищают фильтром (не показано). Вместо одного струйного насоса 25 секционная муфта 8а может содержать несколько струйных насосов расположенных по кругу. В этом случае гидропульсатор 26 устанавливают в общий диффузор струйных насосов. Применение именно струйного насоса в условиях многофункциональной (одной) скважины позволяет достаточно просто воздействовать на пласт и через нее же одновременно отбирать скважинную продукцию. Более того использование технологического агента (парогаза) в качестве активной рабочей среды струйного насоса позволяет поддерживать необходимую температуру в скважине и поднимать продукцию, в данном случае сверхвязкую нефть до устья в оптимальных условиях. Отклонитель 11 в лифтовую трубу 6 может спускаться на отдельной колонне труб, при этом возможно использование комбинированной малогабаритной компоновки с бурением входов 2б, 2 с долотом (фрезой), а радиальных каналов 2а - гидромониторной компоновкой 12. Эксплуатационная колонна 3 может не цементироваться, а содержать разбухающие пакеры и фильтры в открытой части основного ствола 2 напротив секций 7.

Использование предлагаемого способа и устройства при разработке залежи трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти позволяет многофункциональной (одной) скважиной обеспечить повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 0.6÷0.7 и более, что существенно, особенно в неоднородных пластах. Особенностью способа также является возможность его использования в уже пробуренной действующей горизонтальной скважине.

Группа изобретений относится к способам и устройствам заканчивания скважины в осложненных условиях и может быть использована при добыче трудноизвлекаемой нефти с использованием горизонтальных скважин. Техническим результатом является возможность реализации объемного и избирательного воздействия на залежь, интенсификация внешнего воздействия на пласт, повышение охвата его воздействием за счет равномерного распределения воздействия и отбора продукции по всему объему залежи, повышение эффективности использования технологических агентов путем распространения их действия в глубину залежи. Способ заканчивания скважины в осложненных условиях включает бурение в пласте основного горизонтального ствола и радиальных каналов при строительстве многофункциональной скважины, спуск эксплуатационной колонны с изолированием заколонного пространства, вторичное вскрытие пласта интервалами перфорации эксплуатационной колонны, проведение в скважине спускоподъемных операций инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, бурение гидромониторной компоновкой через отклонитель вглубь пласта радиальных каналов с протяженной и управляемой с устья траекторией, спуск в эксплуатационную колонну с учетом интервалов перфорации лифтовой трубы и интеллектуального оборудования, организацию при этом межколонного пространства, закачку по лифтовой трубе и нагнетание в пласт технологических агентов с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом, управляемое воздействие на пласт при закачке технологических агентов и отборе скважинной продукции. Проведение спускоподъемных операций в скважине указанным инструментом и бурение радиальных каналов проводят после спуска в скважину лифтовой трубы и интеллектуального оборудования. Сначала сквозь лифтовую трубу, межколонное пространство, эксплуатационную колонну и изолированное заколонное пространство бурят пары первых и вторых входов, разделяющие основной горизонтальный ствол по длине на отдельные секции. Затем эти входы капитально обустраивают оснащенными разбухающими пакерами хвостовиками, после чего через капитально обустроенные входы гидромониторной компоновкой с помощью того же отклонителя в каждой секции бурят равномерно расположенные по объему пласта две независимые сети параллельных основному горизонтальному стволу радиальных каналов. Через первые входы каждой секции образуют нагнетательные сети, а через вторые входы каждой секции – добывающие сети, затем из построенной таким образом многофункциональной скважины извлекают указанный инструмент и приступают к добыче скважинной продукции. Обеспечивают возможность работы нагнетательной и добывающей сетей в условиях многофункциональной скважины с регулировкой по секциям и в волновом режиме, при этом используют струйный насос, который подключают параллельно к первым входам секций и на этапе добычи скважинной продукции питают нагнетаемым в пласт технологическим агентом в качестве активной среды. Камеру смешения струйного насоса подключают одновременно ко всем вторым входам секций и интервалам перфорации эксплуатационной колонны. 2 н.п. ф-лы, 13 ил.

1. Способ заканчивания скважины в осложненных условиях, включающий бурение в пласте основного горизонтального ствола и радиальных каналов при строительстве многофункциональной скважины, спуск эксплуатационной колонны с изолированием заколонного пространства, вторичное вскрытие пласта интервалами перфорации эксплуатационной колонны, проведение в скважине спускоподъемных операций инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, бурение гидромониторной компоновкой через отклонитель вглубь пласта радиальных каналов с протяженной и управляемой с устья траекторией, спуск в эксплуатационную колонну с учетом интервалов перфорации лифтовой трубы и интеллектуального оборудования, организацию при этом межколонного пространства, закачку по лифтовой трубе и нагнетание в пласт технологических агентов с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом, управляемое воздействие на пласт при закачке технологических агентов и отборе скважинной продукции, отличающийся тем, что проведение спускоподъемных операций в скважине инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, и бурение радиальных каналов проводят после спуска в скважину лифтовой трубы и интеллектуального оборудования, при этом сначала сквозь лифтовую трубу, межколонное пространство, эксплуатационную колонну и изолированное заколонное пространство бурят пары первых и вторых входов, разделяющие основной горизонтальный ствол по длине на отдельные секции, затем эти входы капитально обустраивают оснащенными разбухающими пакерами хвостовиками, после чего через капитально обустроенные входы гидромониторной компоновкой с помощью того же отклонителя в каждой секции бурят равномерно расположенные по объему пласта две независимые сети параллельных основному горизонтальному стволу радиальных каналов, при этом через первые входы каждой секции образуют нагнетательные сети, причем возможно с возвратом нагнетательной сети обратно в основной ствол через первый вход следующей секции, а через вторые входы каждой секции – добывающие сети, возможно также с возвратом добывающей сети обратно в основной ствол через второй вход следующей секции, затем из построенной таким образом многофункциональной скважины извлекают указанный инструмент и приступают к добыче скважинной продукции, при этом обеспечивают возможность работы нагнетательной и добывающей сетей в условиях многофункциональной скважины с регулировкой по секциям и в волновом режиме, при этом используют струйный насос, который подключают параллельно к первым входам секций и на этапе добычи скважинной продукции питают нагнетаемым в пласт технологическим агентом в качестве активной среды, при этом камеру смешения струйного насоса подключают одновременно ко всем вторым входам секций и интервалам перфорации эксплуатационной колонны, причем капитально обустроенные входы секций используют в течение всего времени разбуривания и разработки пласта с возможностью коррекции секции – восстановления, глушения или бурения новых радиальных каналов сети, временно приостанавливая закачку технологических агентов и отбор скважинной продукции.

2. Устройство для заканчивания скважины в осложненных условиях, включающее спускаемую в многофункциональную скважину эксплуатационную колонну с образованием зацементированных интервалов заколонного пространства, разделенных интервалами перфорации, спускаемый в скважину инструмент, а именно колтюбинговая труба с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой или хвостовиком с пакером, причем отклонитель снабжен электромагнитным замком и фиксатором, а гидромониторная компоновка содержит ориентируемое сопло, инклинометр и узел разворота отклонителя, спускаемую в скважину при организации межколонного пространства лифтовую трубу и интеллектуальное оборудование в составе датчиков, глубинного насоса и регулируемых через электронный блок, исполнительный механизм, проводную линию и заслонку портов, разделенных двойными разбухающими пакерами, отличающееся тем, что лифтовая труба, спускаемая в скважину перед указанным инструментом, через определенное расстояние, равное длине секций, оснащена секционными муфтами, совпадающими по глубине в горизонтальном стволе с интервалами изоляции заколонного пространства эксплуатационной колонны, причем каждая из секционных муфт в межколонном пространстве содержит двойной разбухающий пакер, верхний межпакерный порт, верхний байпас с клапаном, нижний байпас и нижний порт, причем верхний байпас связан с верхним межпакерным портом и шунтирует часть двойного разбухающего пакера, а нижний байпас связан с нижним портом и шунтирует весь двойной разбухающий пакер, при этом первая от устья секционная муфта не содержит верхний байпас, а оснащена струйным насосом и гидропульсатором, причем струйный насос питается по лифтовой трубе и установлен в нижнем байпасе, выполненном в виде диффузора с выходом в надпакерную зону двойного разбухающего пакера, при этом камера смешения струйного насоса при закрытых нижних портах имеет возможность связи через клапан с нижними байпасами, вторыми входами секций и интервалами перфорации для подвода пассивной среды и отбора скважинной продукции, причем гидропульсатор устанавливают в диффузоре, связывают с электронным блоком проводной линией и выполняют в виде шарового затвора и вентильного двигателя, причем все порты лифтовой трубы содержат систему детектирования в виде приемников упругих волн, связанных с электронным блоком, причем отклонитель, содержащий излучатель упругих волн, при спускоподъемных операциях колтюбинговой трубы имеет возможность многократного фиксирования и оставления в лифтовой трубе на уровне любого выбранного порта, а сами порты при открытой заслонке способны повторно пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу и гидромониторную компоновку или оснащенный пакером хвостовик, обеспечивая бурение и капитальное обустройство как первых и вторых входов секций, так и бурение разветвленных радиальных каналов нагнетательных и добывающих сетей каждой секции.