СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ
DOUBLE-HOLE WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к области нефтедобычи из отложений, представленных песчаниками, а именно к строительству скважин на нефть и газ, имеющих более одного забоя.
Известен способ добычи нефти, включающий бурение с поверхности земли наклонно направленной скважины с горизонтальным участком ствола, спуск глубинного насоса на забой дополнительного ствола, точку засечки которого располагают ниже статистического уровня жидкости в скважине (Патент РФ №2046930, E21B 43/00, 1995 г.).
Однако вследствие размещения насосного оборудования в боковом стволе увеличивается вероятность заклинивания узлов упомянутого оборудования в стволе во время спуско-подъемных операций, кроме того накладывается ограничение на величину зенитного угла бокового ствола.
Известен способ строительства многозабойных скважин, включающий вскрытие окна в обсадной колонне первичного ствола скважины, для чего низ обсадной колонны первичного ствола скважины оборудуют шлицами и осуществляют посадку на шлицы извлекаемого посадочного узла, заполнение интервала установки извлекаемого посадочного узла нетвердеющей вязкопластичной жидкостью со статическим напряжением сдвига, определяемым по математической зависимости. Осуществляют бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины с использованием клина-отклонителя. После бурения нового дополнительного ствола извлекают клин-отклонитель из скважины. Осуществляют герметизацию устья нового дополнительного ствола скважины, для чего спускают туда узел для герметизации устья, включающий пакер-отсекатель со средоразделителем, содержащий клин, имеющий отверстия для прохода тампонажной смеси, и вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части, осуществляют нагнетание тампонажной смеси в хвостовик и промывку скважины, после чего вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части разбуривают долотом. После окончания освоения нового дополнительного ствола производят извлечение посадочного узла (Патент РФ №2279522, E21B 7/08, 2004 г.).
Несмотря на наличие узла герметизации устья нового дополнительного ствола, свои функции защиты от шлама и механических частиц он выполняет лишь в процессе разбуривания бокового ствола, впоследствии его герметичность нарушается, что приводит к заколонным перетокам из дополнительного ствола в процессе эксплуатации скважины.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности (прототипом) является способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий анализ состояния скважины: предварительное определение уровня жидкости в скважине, установку цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, установку извлекаемого клина отклонителя, вырезание окна в обсадной колонне, бурение бокового ствола из основного ниже динамического уровня жидкости в скважине, цементирование обводненного забоя и размещение глубинно-насосного оборудования в основном стволе с последующим отбором нефти (Патент РФ №2190086, E21B 43/00, 2002 г.).
При осуществлении данного способа герметизация заколонного пространства в области зарезки бокового ствола является недостаточной, т.к. отсутствуют технологии сплошного цементирования бокового ствола по всей его длине, включая место его зарезки, и, как следствие, происходит заколонный переток газожидкостной смеси из бокового ствола. Применение способа ограничено обводненными скважинами, т.к. забой основного ствола зацементирован.
Решаемой задачей предлагаемого изобретения является увеличение отбора нефти из бокового ствола, при действующем основном стволе.
Поставленная задача решается тем, что способ эксплуатации двухзабойной скважины, включающий установку извлекаемого клина-отклонителя, фрезерование окна в обсадной колонне, бурение бокового ствола из основного и размещение глубинно-насосного оборудования в основном стволе с последующим отбором нефти, отличается тем, что после фрезерования окна в обсадной колонне вырезают цементное кольцо и прилегающую породу в направлении бурения бокового ствола с образованием каверны диаметром, превышающим диаметр бокового ствола, заливают каверну герметизирующим твердеющим составом, бурят боковой ствол через каверну, отбор нефти осуществляют с забоя основного и бокового стволов. Причем цементное кольцо и прилегающую породу вырезают на глубину 4-5 м. Кроме того, в качестве герметизирующего твердеющего состава используют смолу, армированную композитным материалом.
Создание каверны фрезерованием на глубину до 4-5 м в направлении бурения бокового ствола и заливка герметизирующим твердеющим составом, например смолой, армированной композитным материалом, позволяют суммарно достичь эффекта исключительной герметизации области зарезки бокового ствола, недостижимой при сплошном, либо локальном цементировании, вследствие отсутствия технологии цементирования области зарезки бокового ствола. Следовательно, при бурении бокового ствола, в том числе и композитного материала, заполнившего каверну, возможен спуск насосного оборудования в основной ствол для эксплуатации скважины с забоя основного и бокового стволов, что кратно увеличивает эффективность эксплуатации скважины и позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию «изобретательского уровня».
Пример осуществления способа показан на фиг.1 и 2, где приведены следующие операции и указаны перечисленные позиции:
а) установка клина отклонителя:
1. Основной ствол
2. Забой
3. Клин-отклонитель
б) вырезание окна в обсадной колонне и фрезерование на глубину до 4-5 м:
4. Окно
5. Обсадная колонна основного ствола
6. Фрезер
7. Буровые трубы, свинченные в буровую колонну
8. Каверна
в) заливка герметизирующим твердеющим составом, например смолой с композитным материалом, каверны, образовавшейся при вскрытии окна и фрезеровании:
9. Герметизирующий твердеющий состав
г) бурение бокового ствола:
10. Боковой ствол
д) спуск обсадной колонны бокового ствола:
11. Обсадная колонна бокового ствола
е) перфорация бокового ствола при сплошном цементировании:
12. Перфорация бокового ствола
ж) спуск глубинно-насосного оборудования:
13. Глубинно-насосное оборудование в рабочем положении.
Способ эксплуатации двухзабойной скважины осуществляется следующим образом.
В основной ствол 1 скважины, прошедшей отбор по техническому состоянию, при нецементированном забое 2, устанавливают клин-отклонитель 3. Фрезеруют окно 4 в обсадной колонне 5 основного ствола 1 и проводят вырезание цементного кольца и прилегающей к скважине породы на глубину 3-8 метров в зависимости от типа, твердости, свойств породы, оптимально на глубину до 4-5 м в направлении последующего бурения бокового ствола 10 с образованием каверны 8 диаметром больше диаметра бокового ствола 10, которую затем заливают герметизирующим твердеющим составом 9 (например, смолой, армированной композитным материалом, пластифицированной алюминиевым асбестовым порошком, рубленым стекловолокном и др.), что обеспечивает надежное крепление песчаных отложений в области зарезки бокового ствола 10 и позволяет исключить заколонные перетоки газожидкостной смеси. Осуществляют бурение бокового ствола 10 со спуском обсадной колонны 11 бокового ствола и его сплошное цементирование (цемент закачивают в кольцевое пространство, образованное пробуренным боковым стволом и внешней стенкой обсадной колонны). Проводят перфорацию 12 бокового ствола 10, извлекают клин-отклонитель 3. Глубинно-насосное оборудование 13 размещают в основном стволе 1 с последующим отбором нефти из бокового ствола 10 и забоя 2 основного ствола 1.
Таким образом, способ эксплуатации двухзабойной скважины, включающий надежную герметизацию области зарезки бокового ствола, созданием каверны с ее последующей заливкой герметизирующим твердеющим составом (например, смолой, армированной композитным материалом) при сплошном цементировании бокового ствола, позволяет полностью исключить заколонные перетоки газожидкостной смеси, что позволяет увеличить отбор нефти из бокового ствола. Кроме того, отсутствие цементирования забоя основного ствола позволяет осуществлять отбор нефти из основного и бокового стволов одновременно, что не ограничивает использование данного способа обводненными и малодебитными скважинами.