Способ строительства многозабойной скважины в неустойчивых пластах-коллекторах Российский патент 2024 года по МПК E21B7/06 

Изобретение относится к способам заканчивания скважины в осложнённых условиях, в частности строительству многозабойной скважины с помощью длинномерных гибких труб (колтюбинга) и может быть использовано при разработке залежей нефти и газа в неустойчивых слабо сцементированных пластах-коллекторах

Известен способ строительства многозабойной скважины путём бурения и обработки боковых стволов из открытого (не обсаженного) горизонтального ствола с использованием колтюбинговой трубы. Способ предназначен для интенсификации дренирования пласта и использует преимущества длинномерной колтюбинговой трубы. Скважинное оборудование кроме колтюбинговой трубы включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), отклонитель, бурильную компоновку в виде гидродвигателя с долотом и обрабатывающую компоновку в виде сферической насадки. В этом способе отклонитель в требуемый интервал открытого горизонтального ствола, пробуренного в продуктивном пласте, спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью которой, а также встроенной телесистемы и геофизической партии проводят необходимое позиционирование, привязку и ориентирование отклонителя в скважине. После завершения ориентирования отклонителя (путём расхаживания и вращения НКТ в горизонтальном стволе) проводят подъём геофизического прибора из скважины. Затем в колонну НКТ и отклонитель спускают бурильную компоновку на колтюбинговой трубе, включают через неё промывку, проводят зарезку, а затем и бурение бокового ствола гидродвигателем с долотом в заданном направлении. При этом возможно использование в режиме реального времени проводной линии колтюбинговой трубы, каротажного прибора, включая навигационную систему (инклинометр) и соответствующего ориентатора для активного направленного бурения бокового ствола по заданной траектории с учётом строения вскрываемого пласта. Для уменьшения повреждения продуктивного пласта бурение бокового ствола обычно проводят в режиме депрессии путём выбора соответствующей плотности технологического агента (промывочной жидкости). После бурения бокового ствола колтюбинговую трубу поднимают на устье для смены бурильной компоновки на обрабатывающую компоновку, а именно сферическую насадку. Затем колтюбинговую трубу с обрабатывающей компоновкой снова спускают в скважину и проводят обработку (для ещё большей интенсификации скважинной добычи) пробуренного бокового ствола путём закачки в него через сферическую насадку технологического агента, например раствора соляной кислоты. При бурении следующего бокового ствола все описанные выше операции повторяют в том же порядке. Каждое следующее позиционирование и ориентирование отклонителя с вращением колонны НКТ при зарезки боковых стволов происходит с нарастающим осложнением в виду неизбежного накопления шлама в открытом стволе и его деформации, особенно в неустойчивом разрезе и горизонтальном стволе большой протяжённости. Способ предполагает использование отдельно бурильной и обрабатывающей компоновок, смена которых происходит на устье скважины. Преимуществом способа является возможность использования непрерывной гибкой колтюбинговой трубы для зарезки, бурения и обработки боковых стволов из горизонтальной скважины. Необходимо отметить, что бурение боковых стволов гидродвигателем с долотом требует применения колтюбинговой трубы повышенной прочности (жёсткости), большого диаметра и радиуса кривизны при изменении траектории проходки [патент на изобретение RU 2709263].

Недостатком способа является невозможность его использования при строительстве многозабойной скважины именно из обсаженного горизонтального ствола, что объясняется сложностью позиционирования и ориентирования отклонителя (через колонну НКТ), а также зарезки и бурения боковых стволов колтюбинговой трубой с гидродвигателем и долотом в указанных условиях. Это сужает область использования способа, не позволяет его использовать в неустойчивых слабо сцементированных пластах-коллекторах и терригенном разрезе. Необходимость с устья многоразового ориентирования отклонителя путём вращения колонны НКТ, а также использование геофизической партии усложняют способ, особенно в неустойчивом горизонтальном стволе скважины большой протяжённости. Использование колонны НКТ для ориентирования отклонителя не всегда возможно, например, при малом диаметре скважины. Невозможность совмещения операций бурения и обработки боковых стволов и необходимость смены на устье бурильной компоновки на обрабатывающую компоновку также усложняют способ, увеличивают число спускоподъёмных операций колтюбинговой трубы, снижают эффективность обработки боковых стволов и способа в целом. Кроме того низкий уровень крепления сочленений основного ствола и боковых стволов ведет к отсутствию их герметичности, разрушению особенно в неустойчивых слабо сцементированных пластах-коллекторах, усложнению повторного в них захода.

Известен способ строительства многоствольной скважины путём бурения и обработки боковых стволов из обсаженного вертикального ствола с использованием колтюбинговой трубы. Способ предназначен для интенсификации дренирования пласта и использует преимущества непрерывной колтюбинговой трубы. Скважинное оборудование кроме колтюбинговой трубы содержит колонну НКТ с механическим якорем и отклонителем с возможностью его поворота на определенный угол при каждом возвратно-поступательном движении колонны НКТ, фрезу и гидромонитор в виде рабочих и реактивных сопел. Способ включает бурение вертикального ствола, крепление его цементируемой обсадной колонной, спуск в обсадную колонну колонны НКТ с механическим якорем и отклонителем, фрезерование отверстий в обсадной колонне и зарезку боковых стволов в заданном направлении, бурение боковых стволов колтюбинговой трубой с гидромонитором. Разрушение породы пласта проводится высокоскоростными струями гидромонитора. Для уменьшения повреждения продуктивного пласта бурение боковых стволов обычно проводят в режиме депрессии путём выбора соответствующей плотности технологического агента. В карбонатных (и карбонатно-сцементированных) пластах, после бурения боковых стволов проводится их кислотная обработка раствором соляной кислоты для ещё большей интенсификации скважинной добычи. Применение фрезы позволяет работать в обсадной колонне, проводить строительство многоствольной скважины из обсаженного ствола, а, следовательно, использовать способ в неустойчивом терригенном разрезе. Применение гидромонитора (вместо гидродвигателя с долотом) снижает требования к жёсткости колтюбинговой трубы, что является преимуществом способа, позволяет перейти на трубу меньшего диаметра (порядка 40 ÷ 50мм), способствует зарезки, бурению боковых стволов из обсадной колонны малым радиусом кривизны [патент на изобретение RU 2259457].

Недостатком способа является невозможность его использования при строительстве многозабойной скважины именно из горизонтального обсаженного ствола, что объясняется сложностью позиционирования, ориентирования и установки отклонителя, фрезерования отверстий в обсадной колонне, зарезки и бурения боковых стволов в указанных условиях. Это не позволяет строить многозабойную скважину из обсаженного горизонтального ствола, ограничивает использование способа в неустойчивом терригенном разрезе и слабо сцементированных пластах-коллекторах, не позволяет проводить направленную проводку, а также обработку боковых стволов в процессе их бурения. Кроме того низкий уровень крепления сочленений основного ствола и боковых стволов ведет к отсутствию их герметичности, разрушению особенно в неустойчивых слабо сцементированных пластах-коллекторах, усложнению повторного в них захода.

Известен способ строительства многоствольной скважины из обсаженного вертикального ствола, основанный на использовании колонны НКТ с механическим якорем и отклонителем, колтюбинговой трубы с проводной линией, фрезой, гидромонитором содержащим рабочие и реактивные сопла, каротажный прибор, инклинометр и узел управления траекторией гидромонитора. Способ предназначен для интенсификации дренирования пласта и включает бурение вертикального ствола скважины, крепление его цементируемой обсадной колонной, спуск в обсадную колонну колонны НКТ с механическим якорем и отклонителем, спуск в колонну НКТ колтюбинговой трубы с фрезой. Затем проводят многоразовое позиционирование и ориентирование отклонителя в заданном направлении путём манипуляции с устья колонной НКТ, закрепление в интервале пласта в заданном направлении отклонителя, фрезерование отдельной операцией отверстий в обсадной колонне и зарезку боковых стволов при осевой нагрузке на фрезу и колтюбинговую трубу конечной жёсткости. После зарезки боковых стволов поднимают колтюбинговую трубу на устье и меняют фрезу на гидромонитор. Опять спускают колтюбинговую трубу в колонну НКТ и через зарезки в обсадной колонне проводят бурение гидромонитором боковых стволов с использованием в режиме реального времени каротажного прибора, инклинометра и узла управления траекторией гидромонитора с учётом строения вскрываемого пласта. Для уменьшения повреждения продуктивного пласта бурение боковых стволов обычно проводят в режиме депрессии путём выбора соответствующей плотности технологического агента. В карбонатных пластах, после бурения боковых стволов возможна кислотная обработка раствором соляной кислоты для ещё большей интенсификации скважинной добычи. Применение фрезы позволяет работать в обсадной колонне, проводить строительство многоствольной скважины из обсаженного вертикального ствола в неустойчивом терригенном разрезе. Особенностью способа является управление траекторией гидромонитора с помощью многосекционного высокопрочного шланга, продвигаемого при бурении в боковом стволе подачей с устья и реактивной силой сопел на забое. При этом многосекционный высокопрочный шланг, выполненный с проводной линией, заменяет нижнюю часть колтюбинговой трубы [патент на изобретение RU 2703064, прототип].

Недостатком способа является трудность его использования при строительстве многозабойной скважины именно из обсаженного горизонтального ствола, что объясняется сложностью позиционирования, ориентирования и установки отклонителя, фрезерования отверстий и зарезки в обсадной колонне боковых стволов в заданном направлении, бурения боковых стволов в указанных условиях. Позиционирование и установка отклонителя в заданном направлении проводится манипуляцией с устья колонной НКТ, что трудноосуществимо в условиях горизонтальной скважины, особенно большой протяжённости. При этом использование колонны НКТ с отклонителем не всегда возможно, например, в случае малого диаметра скважины, когда (помимо НКТ) необходим также спуск колтюбинговой трубы с фрезой или гидромонитором. Фрезерование отверстий обсадной колонны в условиях горизонтальной скважины тоже вряд ли возможно, учитывая проходимость и жёсткость компоновки (малого диаметра) при передаче осевой нагрузки на фрезу. Это ограничивает возможности способа при строительстве многозабойной скважины, затрудняет применение его в обсаженном горизонтальном стволе и слабо сцементированных пластах-коллекторах. Кроме того низкий уровень крепления сочленений основного ствола и боковых стволов ведет к отсутствию их герметичности, разрушению особенно в неустойчивых слабо сцементированных породах пласта, усложнению повторного в них захода. Использование многосекционного шланга для управления траекторией гидромонитора также усложняет способ, ограничивает глубину бурения боковых стволов. Кроме того способ не рассчитан на благоприятный гидроимпульсный режим работы гидромонитора, что ухудшает условия промывки, продвижения компоновки и разрушения пород, снижает трещинообразование, интенсивность обработки околоствольной зоны, скорость, глубину бурения боковых стволов и эффективность скважинной добычи в целом.

Задача изобретения - расширение области использования способа и его функциональных возможностей, повышение эффективности разбуривания и обработки продуктивного пласта, интенсификация скважинной добычи.

Техническим результатом изобретения является упрощение и повышение надёжности способа, возможность строительства многозабойной скважины из горизонтального обсаженного ствола, в неустойчивом разрезе и слабо сцементированных пластах-коллекторах, повышение герметичности боковых сочленений, улучшение управления траекторией гидромонитора, создание гидроимпульсной промывки для повышения эффективности бурения и обработки боковых стволов.

Для достижения этого технического результата в способе строительства многозабойной скважины в неустойчивых пластах-коллекторах, включающем бурение в пласте горизонтального ствола, спуск в него обсадной колонны для крепления неустойчивых пород пласта, спуск в обсадную колонну колтюбинговой трубы с проводной линией, отклонителем и гидромонитором содержащим рабочие и реактивные сопла, каротажный прибор, инклинометр и узел управления траекторией гидромонитора, организацию при этом межколонного пространства, проведение спускоподъемных операций в скважине колтюбинговой трубой с отклонителем и гидромонитором, проведение гидромонитором зарезки, бурения и обработки боковых стволов с промывкой технологическим агентом через колтюбинговую трубу, использование в режиме реального времени при проходке боковых стволов каротажного прибора, инклинометра и узла управления траекторией гидромонитора, при этом согласно изобретению в состав обсадной колонны через определённый интервал при её спуске в скважину включают разбухающие пакеры грушеобразной формы, которые используют для дополнительного закрепления неустойчивых пород пласта на уровне этих пакеров, при этом разбухающие пакеры грушеобразной формы содержат отверстия под зарезку боковых стволов, причём все отверстия располагают по одной образующей в расширенной части пакеров грушеобразной формы и ориентируют один раз при спуске обсадной колонны с учётом строения пласта, при этом каждое отверстие снабжают меткой в виде участка разрыва сплошности кольца постоянного магнита установленного в пакере, при этом одновременно с бурением бокового ствола проводят его обработку, причём в импульсном режиме, причём в качестве гидромонитора используют репрессионно-импульсный гидромонитор с возможностью его захода в отверстия пакеров после их разбухания в скважине, при этом гидромонитор содержит надувной пакер расположенный между рабочими и реактивными соплами, вентильный двигатель с насосом и блоком контроля для активации надувного пакера, создания гидроимпульсов и управления траекторией гидромонитора при бурении в заданном направлении, причём гидромонитор через сильфон соединяют с колтюбинговой трубой, которую выполняют комбинированной, а именно большего диаметра в верхней части скважины и меньшего диаметра в нижней части скважины и её боковых стволах, причём отклонитель спускают на конце колтюбинговой трубы меньшего диаметра и используют для избирательного, в том числе повторного захода этой трубой с гидромонитором в отверстия разбухающих пакеров с возможностью последующей зарезки через них, направленного бурения, обработки боковых стволов, а также установки хвостовиков в едином цикле с одного положения отклонителя в скважине, при этом отклонитель при спускоподъемных операциях колтюбинговой трубы выполняют с возможностью его вращения, позиционирования и оставления в скважине на уровне любого выбранного отверстия разбухающих пакеров, для чего отклонитель снабжают узлом передачи на него электроэнергии, блоком управления, электрическим замком, электродвигателем, приёмником магнитной метки, а также выдвижным центратором и плашечным фиксатором.

Предлагаемый способ строительства многозабойной скважины в неустойчивых пластах-коллекторах поясняется чертежами (фиг. 1-10).

На фиг. 1. дана схема в плане продуктивного пласта, горизонтального ствола, обсадной колонны и разбухающих грушеобразных пакеров с отверстиями под зарезку боковых стволов, момент спуска колонны в скважину; на фиг. 2 - то же, после разбухания пакеров и спуска в обсадную колонну скважинной (колтюбинговой) компоновки в транспортном положении; на фиг. 3 дана схема в разрезе расположения в горизонтальном стволе выбранного разбухающего пакера при спуске обсадной колонны в скважину, увеличенный масштаб (вид а-а на фиг. 1); на фиг. 4 - то же, после разбухания пакера и спуска в обсадную колонну колтюбинговой компоновки в транспортном положении (вид b-b на фиг. 2); на фиг. 5 - то же, момент бурения и обработки бокового ствола из горизонтального обсаженного ствола скважины через выбранный пакер; на фиг. 6 - то же, момент установки хвостовика на уровне выбранного пакера; на фиг. 7 дан вид c - c на фиг. 3; на фиг. 8 - то же, вид d - d на фиг. 5; на фиг. 9 дана схема в разрезе расположения репрессионно-импульсного гидромонитора в боковом стволе при бурении, создании гидроимпульсов и управлении траекторией его движения (увеличенный масштаб); на фиг. 10 - то же, вид е - е на фиг. 9.

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения.
Горизонтальный ствол 1 скважины; устье 2 скважины; неустойчивый продуктивный пласт-коллектор 3; обсадная колонна 4; соединительные муфты 4а; разбухающие пакеры 5 (выбранный 5а) грушеобразной формы с отверстиями 6 под зарезку боковых стволов 7; хвостовик 7а с разбухающим пакером 7б и замком 7с; корпус 8 пакера 5; расширенная часть 9 разбухающей грушеобразной манжеты 10 пакера 5; метка в виде участка 11 разрыва сплошности кольца 12 постоянного магнита; колтюбинговая труба, соответственно повышенной 13 и пониженной 14 жёсткости; проводная линия 15; отклонитель 16; репрессионно-импульсный гидромонитор 17; вторичная 18 и первичная 19 обмотка дистанционного трансформатора; блок управления 20, электрический замок 21, электродвигатель 22 с насосом, приёмник 23 магнитной метки, выдвижной центратор 24 и плашечный фиксатор 25 отклонителя; рабочие 26 и реактивные 27 сопла, надувной пакер 28, блок контроля 29, вентильный двигатель 30 с насосом 31 и секторальным прерывателем потока 32 репрессионно-импульсного гидромонитора; затрубное пространство 33 при бурении бокового ствола; межколонное пространство 34 в горизонтальном стволе скважины; сильфон 35 между колтюбинговой трубой и репрессионно-импульсным гидромонитором.

Предлагаемый способ строительства многозабойной скважины в неустойчивых пластах-коллекторах осуществляется следующим образом.

В горизонтальный ствол 1 скважины, пробуренной с устья 2 в неустойчивых породах продуктивного пласта 3, спускают обсадную колонну 4 (фиг. 1). При спуске обсадной колонны 4 в её состав через определённый интервал ℓ, определяемый необходимой сегментацией ствола 1 скважины, включают через соединительные муфты 4а разбухающие пакеры 5 грушеобразной формы с отверстиями 6 под зарезку боковых стволов 7 (фиг. 3, 5, 7). Отверстия 6 выполняют в корпусе 8 и в расширенной части 9 разбухающей грушеобразной манжеты 10 пакеров 5. Часть отверстия 6 расположенная в расширенной части 9 разбухающей грушеобразной манжеты 10 может быть облицована металлическим каркасом-втулкой (не показано). Грушеобразная форма разбухающих пакеров 5 и расположение отверстий 6 в расширенной части 9 манжеты 10 благоприятствуют спуску обсадной колонны 4 в скважину, зарезки, бурению боковых стволов, а также их сочленению с основным горизонтальным стволом 1. Для снижения осложнений и упрощения способа все отверстия 6 под зарезку боковых стволов 7 располагают по одной образующей обсадной колонны 4 и ориентируют один раз при её спуске, например с помощью геофизической партии и учётом строения пласта 3. Этому способствует возможность зарезки боковых стволов 7 с малым радиусом кривизны из горизонтального ствола 1 скважины. При не большой толщине пласта 3 все отверстия 6 пакеров 5 ориентируют вдоль простирания пласта. В большинстве случаев при достаточной толщине пласта 3 все отверстия 6 при спуске обсадной колонны 4 располагают поперёк простирания пласта (как это показано на фиг. 1 - 6). Число и расстановка через интервал ℓ пакеров 5 в составе обсадной колонны 4, а также общее число отверстий 6 (планируемых боковых стволов 7) определяются сложностью строения пласта 3 и экономическими соображениями. Каждое отверстия 6 снабжают меткой в виде участка 11 разрыва сплошности кольца 12 постоянного магнита установленного в корпусе 8 грушеобразного разбухающего пакера 5. При спуске обсадной колонны 4 в горизонтальный ствол 1 между пакерами 5 могут быть установлены фильтры (для дополнительного дренирования пласта, не показано).

После разбухания в горизонтальном стволе 1 грушеобразных пакеров 5 и закрепления на их уровне неустойчивых пород пласта 3 в обсадную колонну 4 спускают компоновку в виде колтюбинговой трубы 13, 14 с проводной линией 15, отклонителем 16 и бурильным инструментом, в качестве которого используют репрессионно-импульсный гидромонитор 17 (фиг. 2, 4, 9). Внешний диаметр гидромонитора 17 берут с расчётом его свободного захода в отверстия 6 пакеров 5 после их разбухания в скважине. Колтюбинговую трубу 13, 14 выполняют комбинированной, а именно большего диаметра (повышенной жёсткости) 13 в верхней части скважины и меньшего диаметра (пониженной жёсткости) 14 в нижней части скважины и её боковых стволах 7. Колтюбинговая труба 14 меньшего диаметра способствует зарезки и бурению боковых стволов 7 с малым радиусом кривизны из обсаженного горизонтального ствола 1. Соотношение длин трубы большого диаметра 13 и малого диаметра 14 (порядка 2 ÷ 10) определяется общей геометрией конкретной скважины и планируемых к бурению боковых стволов 7. Отклонитель 16 спускают на конце колтюбинговой трубы 14 меньшего диаметра и используют для избирательного, в том числе повторного захода этой трубы с гидромонитором 17 или хвостовиком 7а (фиг. 6) в отверстия 6 пакеров 5. При этом через отверстия 6 пакеров 5 обеспечивается возможность зарезки, направленного бурения, обработки боковых стволов 7, а также установки хвостовиков 7а в едином цикле с одного положения отклонителя в скважине. Для этого отклонитель 16 выполняют с возможностью вращения относительно колтюбинговой трубы 14 и снабжают узлом передачи на него электроэнергии, в виде вторичной обмоткой 18 трансформатора (первичную обмотку 19 трансформатора располагают в гидромониторе 17). Отклонитель 16 также содержит блок управления 20, соединённый с электрическим замком 21, электродвигателем 22 с насосом (последний не показан), приёмником 23 магнитной метки, а также выдвижной центратор 24 и плашечный фиксатор 25. Электрический замок 21 позволяет дистанционно отсоединять - соединять колтюбинговую трубу 14 и отклонитель 16 при проведении различных операций в горизонтальном стволе 1 скважины. Электродвигатель 22 при открытом замке 21 используется для вращения, позиционирования отклонителя 16 и управления через блок 20 (а также насос и гидравлические каналы, не показано) работой выдвижного центратора 24 и плашечного фиксатора 25.

В транспортном положении при спуске компоновки замок 21, центратор 24 и фиксатор 25 закрыты, электроэнергия на отклонитель 16 передаётся через обмотки 18, 19 трансформатора, а сигнал с приёмника 23 магнитной метки через блок управления 20 по проводной линии 15 поступает на устье 2 скважины (фиг. 2, 4). В процессе спуска скважинной компоновки в горизонтальную часть обсадной колонны 4 моменты пересечения приёмником 23 реперных магнитных колец 12 каждого отверстия 6 всех пакеров 5 регистрируются в виде увеличения принимаемого сигнала на устье 2 скважины. Например, при двадцати суммарных отверстиях 6 всех пакеров 5 будет зафиксировано двадцать характерных аномалий увеличения сигнала приёмника 23 с привязкой к соответствующим глубинам скважины. Используя приёмник 23 магнитной метки и репер в виде кольца 12 постоянного магнита по увеличению принимаемого сигнала на устье, отклонитель 16 при его позиционировании устанавливают на нужной глубине относительно выбранного отверстия и пакера, например отверстия 6 последнего от устья 2 пакера 5а. Через блок управления 20, используя электродвигатель 22 (и его насос, позиция насоса не показана), выдвигают центратор 24 и подготавливают к работе фиксатор 25. Затем открывают электрический замок 21, вращают отклонитель 16 реактивным моментом электродвигателя 22 до расположения по кругу приёмника 23 напротив метки 11 (участка разрыва сплошности кольца 12 постоянного магнита), что отмечается уже падением принимаемого сигнала на устье 2. В этом положении отклонитель 16 устанавливается в нужном положении относительно отверстия 6 выбранного пакера 5а.

Полностью открывают плашки фиксатора 25 и жёстко закрепляют отклонитель 16 в обсадной колонне 4 на уровне отверстия 6 выбранного разбухающего пакера 5а, обеспечивая возможность захода в это отверстие колтюбинговой трубы 14 с гидромонитором 17 (фиг. 5). При открытом замке 21 в рабочем режиме включают промывку агентом через колтюбинговую трубу 13, подают её с устья в обсадную колонну 4 и переходят к основному процессу бурения бокового ствола 7 на уровне выбранного пакера 5а. При этом нижняя более гибкая колтюбинговая труба 14 вместе с гидромонитором 17 заходит через отклонитель 16 в отверстие 6 в корпусе 8 и расширенной части 9 грушеобразной манжеты 10 пакера 5а. Затем колтюбинговая труба 14 и гидромонитор 17 выходят из пакера 5а обсадной колонны 4 и с одной установки отклонителя 16 в едином цикле обеспечивают зарезку, бурение, повторный заход и обработку бокового ствола 7.

Гидромонитор 17 (фиг. 9, 10) репрессионно-импульсного типа кроме обмотки 19 трансформатора, каротажного прибора и инклинометра (последние позиции не показаны) содержит рабочие сопла 26, три пространственно разнесённые реактивные сопла 27, надувной пакер 28 между этими соплами, блок контроля 29, вентильный двигатель 30 с насосом 31 и секторальным прерывателем потока 32. Надувной пакер 28 в любой момент времени может активироваться насосом 31 вентильного двигателя 30 через блок контроля 29. При вращении вентильный двигатель 30 своим секторальным прерывателем потока 32 перекрывает реактивные сопла 27, создаёт гидроимпульсы и управляет траекторией гидромонитора 17. В момент захода компоновкой в отверстие 6 разбухающего пакера 5а обсадной колонны 4 надувной пакер 28 гидромонитора 17 находится в закрытом положении. При бурении бокового ствола 7 путём нагнетания через колтюбинговую трубу 13, 14 технологического агента (воды, нефти, раствора кислоты, парогаза, растворителя и др.) рабочие сопла 26 гидромонитора 17 формируют высокоскоростные струи, которыми разрушают породу пласта 3. Для уменьшения повреждения продуктивного пласта бурение бокового ствола 7 проводят в режиме депрессии путём выбора соответствующей плотности технологического агента. Образующийся шлам через затрубное пространство 33 колтюбинговой трубы 14, зазор отверстия 6 разбухающего пакера 5а и межколонное пространство 34 выносится на устье 2 скважины. Реактивные сопла 27 наряду с поверхностной подачей компоновки в обсадную колонну 4 способствуют продвижению гидромонитора 17 по пласту 3 и бурению бокового ствола 7. Одновременно с бурением бокового ствола 7 проводится его обработка, причём в импульсном режиме. Вентильный двигатель 30 с прерывателем потока 32 по сигналу через проводную линию 15 с устья 2 и заданию блока контроля 29 может вращаться с постоянной скоростью. В этом случае секторальный прерыватель потока 32 равномерно перекрывает три реактивных сопла 27 и образующимися гидроимпульсами создаёт благоприятную импульсную промывку, которая используется для обработки пласта 3 непосредственно в процессе углубления бокового ствола 7. При этом снижается трение и создаётся осциллирующий эффект при движении колтюбинговой трубы 14, улучшается разрушение породы пласта 3 и вынос шлама, увеличивается скорость и глубина бурения боковых стволов 7. Интенсивность обработки пласта 3 регулируют изменением амплитуды гидроимпульсов с помощью надувного пакера 28. Для увеличения интенсивности обработки пласта 3 через блок контроля 29 подключают насос 31 вентильного двигателя 30 и активируют надувной пакер 28. Надувной пакер 28 гидромонитора 17 частично (в движении) или полностью (при остановке) перекрывает затрубное пространство 33, создаёт дополнительную импульсную репрессию в заданном интервале бокового ствола 7 вплоть до трещинообразования и гидроразрыва пласта 3. При этом возможно использование также химической обработки пласта 3, например, путём бурения бокового ствола 7 на растворе соляной кислоты. Для активного управления траекторией гидромонитора 17 (с учётом данных каротажного прибора и инклинометра, позиции не показаны) создают преобладающую разворачивающую силу на одном из трёх реактивных сопел 27 за счёт изменения скорости вращения вентильного двигателя 30 и прерывателя потока 32. В этом случае через блок контроля 29 одно из реактивных сопел открывается прерывателем потока 32 большую часть времени по сравнению с двумя другими соплами и гидромонитор 17 под действием преобладающей реактивной силы разворачивается в нужную сторону по заданной траектории. Для увеличения разворачивающей силы и повышения эффективности управления траекторией бурения гидромонитор 17 через сильфон 35 равного диаметра (элемент пониженной жёсткости) соединяют с колтюбинговой трубой 14. Бурение бокового ствола 7 в районе выбранного пакера 5а возможно проводить с пространственным разветвлением до получения необходимой плотности боковых стволов в глубине пласта 3. По окончании бурения и обработки бокового ствола (боковых стволов) 7 в районе пакера 5а поднимают колтюбинговую трубу 13, 14 с гидромонитором 17 на устье 2, при этом отклонитель 16 оставляют в скважине при неизменном положении относительно отверстия 6 пакера 5а (фиг. 6). Переоснащают колтюбинговую трубу 14 хвостовиком 7а и разбухающим пакером 7б, спускают компоновку в скважину, через отклонитель 16 и отверстие 6 вводят в пробуренный боковой ствол 7 и устанавливают на уровне пакера 5а. Открывают встроенный в эту компоновку замок 7с, поднимают колтюбинговую трубу 13, 14 на устье и заканчивают высокотехнологическую обсадку сочленения бокового ствола 7 с обсаженным горизонтальным стволом 1. На устье 2 переоснащают колтюбинговую трубу 14 гидромонитором 17, спускают эту компоновку в отклонитель 16 до совпадения по глубине обмоток 18, 19 трансформатора. Закрывают замок 21, центратор 24 и фиксатор 25, переводят скважинную компоновку (отклонитель 16) в транспортное положение (фиг. 4) и повторяют описанный цикл работ на уровне остальных разбухающих пакеров 5. Извлекают спускаемую в обсадную колонну 4 скважинную компоновку, осваивают скважину и переходят к добыче пластового флюида. При разработке углеводородных залежей, в том числе из неустойчивых пластов-коллекторов пластовый флюид в основной обсаженный горизонтальный ствол 1 поступает через развитую надёжно построенную дренажную систему боковых стволов, что интенсифицирует добычу, повышает коэффициент извлечения нефти (КИН) и газа.

Использование предлагаемого способа позволяет проводить строительство многозабойной скважины в неустойчивых пластах-коллекторах с использованием обсадной колонны и колтюбинговой трубы. Предложенная конструкция пакеров разбухающего типа обеспечивает надёжный выход колтюбинговой компоновки с малым радиусом кривизны из обсадной колонны. Грушеобразная форма разбухающих пакеров повышает проходимость при спуске обсадной колонны и герметичность сочленений боковых стволов с основным стволом скважины. Этому также способствует установка хвостовиков на уровне разбухающих пакеров. Оперативный простой выход из обсадной колонны снижает требования к ориентированию зарезки боковых стволов, что особенно важно для горизонтальных скважин. Вращение отклонителя и система его контролируемого позиционирования обеспечивают избирательный с одной установки выход колтюбинговой трубы и гидромонитора из обсадной колонны при бурении и обработке боковых стволов. Использование именно репрессионно-импульсного гидромонитора с простым узлом управления траекторией его движения повышает эффективность бурения, обработки боковых стволов и скважинной добычи в целом.

Изобретение относится к способам заканчивания скважины в осложненных условиях. Способ включает бурение в пласте горизонтального ствола, спуск в него обсадной колонны для крепления неустойчивых пород пласта, спуск в обсадную колонну колтюбинговой трубы с проводной линией, отклонителем и гидромонитором, содержащим рабочие и реактивные сопла, каротажный прибор, инклинометр и узел управления траекторией гидромонитора, организацию при этом межколонного пространства, проведение спускоподъемных операций в скважине колтюбинговой трубой с отклонителем и гидромонитором, проведение гидромонитором зарезки, бурения и обработки боковых стволов с промывкой технологическим агентом через колтюбинговую трубу, использование в режиме реального времени при проходке боковых стволов каротажного прибора, инклинометра и узла управления траекторией гидромонитора. В состав обсадной колонны с определенным интервалом при ее спуске включают разбухающие пакеры грушеобразной формы, которые используют для дополнительного закрепления неустойчивых пород пласта на уровне этих пакеров. Указанные пакеры содержат отверстия под зарезку боковых стволов, которые располагают по одной образующей в расширенной части пакеров и ориентируют один раз при спуске обсадной колонны с учетом строения пласта. Каждое отверстие снабжают меткой в виде участка разрыва сплошности кольца постоянного магнита, установленного в пакере. Одновременно с бурением бокового ствола проводят его обработку в импульсном режиме. В качестве гидромонитора используют репрессионно-импульсный гидромонитор с возможностью его захода в отверстия пакеров после их разбухания в скважине. Гидромонитор содержит надувной пакер, расположенный между рабочими и реактивными соплами, вентильный двигатель с насосом и блоком контроля для активации надувного пакера, создания гидроимпульсов и управления траекторией гидромонитора при бурении в заданном направлении. Гидромонитор через сильфон соединяют с колтюбинговой трубой, которую выполняют комбинированной – большего диаметра в верхней части скважины и меньшего диаметра в нижней части скважины и ее боковых стволах. Отклонитель спускают на конце колтюбинговой трубы меньшего диаметра и используют для избирательного захода этой трубой с гидромонитором в отверстия разбухающих пакеров с возможностью последующей зарезки через них, направленного бурения, обработки боковых стволов, а также установки хвостовиков в едином цикле с одного положения отклонителя в скважине. Отклонитель выполняют с возможностью его вращения, позиционирования и размещения в скважине на уровне любого выбранного отверстия разбухающих пакеров, для чего отклонитель снабжают узлом передачи на него электроэнергии, блоком управления, электрическим замком, электродвигателем, приемником магнитной метки, а также выдвижным центратором и плашечным фиксатором. Обеспечивается возможность строительства многозабойной скважины из горизонтального обсаженного ствола в неустойчивом разрезе и слабо сцементированных пластах-коллекторах, улучшение управления траекторией гидромонитора, повышение эффективности бурения, обработки боковых стволов и скважинной добычи. 10 ил.

Способ строительства многозабойной скважины в неустойчивых пластах-коллекторах, включающий бурение в пласте горизонтального ствола, спуск в него обсадной колонны для крепления неустойчивых пород пласта, спуск в обсадную колонну колтюбинговой трубы с проводной линией, отклонителем и гидромонитором, содержащим рабочие и реактивные сопла, каротажный прибор, инклинометр и узел управления траекторией гидромонитора, организацию при этом межколонного пространства, проведение спускоподъемных операций в скважине колтюбинговой трубой с отклонителем и гидромонитором, проведение гидромонитором зарезки, бурения и обработки боковых стволов с промывкой технологическим агентом через колтюбинговую трубу, использование в режиме реального времени при проходке боковых стволов каротажного прибора, инклинометра и узла управления траекторией гидромонитора, отличающийся тем, что в состав обсадной колонны через определенный интервал при ее спуске в скважину включают разбухающие пакеры грушеобразной формы, которые используют для дополнительного закрепления неустойчивых пород пласта на уровне этих пакеров, при этом разбухающие пакеры грушеобразной формы содержат отверстия под зарезку боковых стволов, причем все отверстия располагают по одной образующей в расширенной части пакеров грушеобразной формы и ориентируют один раз при спуске обсадной колонны с учетом строения пласта, при этом каждое отверстие снабжают меткой в виде участка разрыва сплошности кольца постоянного магнита, установленного в пакере, при этом одновременно с бурением бокового ствола проводят его обработку, причем в импульсном режиме, причем в качестве гидромонитора используют репрессионно-импульсный гидромонитор с возможностью его захода в отверстия пакеров после их разбухания в скважине, при этом гидромонитор содержит надувной пакер, расположенный между рабочими и реактивными соплами, вентильный двигатель с насосом и блоком контроля для активации надувного пакера, создания гидроимпульсов и управления траекторией гидромонитора при бурении в заданном направлении, причем гидромонитор через сильфон соединяют с колтюбинговой трубой, которую выполняют комбинированной, а именно большего диаметра в верхней части скважины и меньшего диаметра в нижней части скважины и ее боковых стволах, причем отклонитель спускают на конце колтюбинговой трубы меньшего диаметра и используют для избирательного, в том числе повторного, захода этой трубой с гидромонитором в отверстия разбухающих пакеров с возможностью последующей зарезки через них, направленного бурения, обработки боковых стволов, а также установки хвостовиков в едином цикле с одного положения отклонителя в скважине, при этом отклонитель при спускоподъемных операциях колтюбинговой трубы выполняют с возможностью его вращения, позиционирования и оставления в скважине на уровне любого выбранного отверстия разбухающих пакеров, для чего отклонитель снабжают узлом передачи на него электроэнергии, блоком управления, электрическим замком, электродвигателем, приемником магнитной метки, а также выдвижным центратором и плашечным фиксатором.