ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ

Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для оснащения многозабойных газовых скважин с разветленной и ярусной архитектурой.
Известно оборудование многозабойной скважины, включающее лифтовую колонну, размещенную в основном стволе [Оганов А.С.и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи,- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.- С.49].
Недостатком этого оборудования является недостаточная надежность эксплуатации многозабойных скважин, особенно в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.
Известно оборудование многозабойной скважины, включающее лифтовую колонну, размещенную в основном стволе и снабженную приустьевым клапаном-отсекателем и эксплуатационным пакером [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи,- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.- С.46].
Недостатком этого оборудования является недостаточная надежность эксплуатации многозабойных скважин, особенно в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели, состоит в создании надежного оборудования для эксплуатации
многозабойной скважины в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.
Технический результат достигается тем, что оборудование для эксплуатации многозабойной скважины включает лифтовую колонну, снабженную в интервале выше верхнего бокового ствола приустьевым клапаном-отсекателем, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, ингибиторным клапаном, циркуляционным клапаном, трубой с полированным наконечником, в интервалах напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними эксплуатационными пакерами с посадочными ниппелями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками, при этом узлы миниатюрных фиксируются в защелочных соединениях, размещенными в составе основного ствола ниже входных отверстий боковых стволов.
На фиг. изображена конструкция многозабойной скважины, оборудованная лифтовой колонной из насосно-компрессорных труб, на примере трехзабойной скважины, включающей основной ствол и два боковых ствола, верхний и нижний. Количество боковых стволов может быть больше, тогда они называются (снизу вверх, по мере бурения) первый, второй, третий и т.д. Напротив каждого из боковых стволов размещается система заканчивания скважин, состоящая из эксплуатационного пакера, посадочного ниппеля и узла миниатюрного окна.
Конструкция многозабойной скважины включает основной ствол 1, верхний 2 и нижний 3 боковые стволы и подземное и устьевое оборудование. Подземное оборудование включает лифтовую колонну 4, состоящую из насосно-компрессорных труб, приустьевого клапана-отсекателя 5, компенсатора температурных изменений
длины лифтовой колонны 6, ингибиторного клапана 7, устанавливаемого в скважинах, в которых возможно гидратообразование, циркуляционного клапана 8, насосно-компрессорной трубы с полированным наконечником 9, эксплуатационного пакера 10 верхней системы заканчивания скважины, посадочного ниппеля 11 верхней системы заканчивания скважины, узла миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины, насосно-компрессорной трубы с полированным наконечником 13, установленным на башмаке нижней трубы, эксплуатационного пакера 14 нижней системы заканчивания скважины, посадочного ниппеля 15 нижней системы заканчивания скважины, узла миниатюрного окна 16 нижней системы заканчивания скважины, насосно-компрессорной трубы с полированным наконечником 17, установленным на башмаке нижней трубы.
Насосно-компрессорные трубы, расположенные ниже узла миниатюрного окна 16 нижней системы заканчивания скважины, с помощью полированного наконечника 17 герметично соединяются с хвостовиком-фильтром основного ствола 1. В верхнем 2 и нижнем 3 боковых стволах размещены хвостовики-фильтры боковых стволов, не входящие, также как хвостовик-фильтр основного ствола 1, в состав лифтовой колонны 4.
На устье многозабойной скважины размещено устьевое оборудование, включающее фонтанную арматуру 18, установленную на колонной головке 19, на которой подвешены обсадные колонны, обсаживающие основной ствол 1.
Многозабойная скважина с разветленной и ярусной архитектурой, расположенная в зоне многолетнемерзлых пород 20 и оснащенная заявляемым оборудованием, работает следующим образом.
В процессе заканчивания скважины в составе эксплуатационного хвостовика основного ствола 1 устанавливаются защелочные соединения 21 и 22, взаимодействующие с узлами миниатюрных окон 17 и 12 нижней и верхней системами заканчивания скважин лифтовой колонны 4.
В скважину спускается комплект оборудования нижней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами нижней секции лифтовой колонны 4. Полированный наконечник 17, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в подвеску хвостовика-фильтра основного ствола 1 и соединяет лифтовую колонну 4 с хвостовиком-фильтром основного ствола 1. Узел миниатюрного окна 16 нижней системы заканчивания скважины фиксируется в защелочном соединении 22 и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия нижнего бокового ствола 3. После этого проводится запакеровка эксплуатационного пакера 14 нижней системы заканчивания скважины, расположенного вместе с посадочным ниппелем 15 нижней системы заканчивания скважины выше узла миниатюрного окна 16 нижней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка или с устья сбрасывается шарик, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 15 нижней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка эксплуатационного пакера 14 нижней системы заканчивания скважины.
После извлечения из скважины глухой пробки или продавливания шарика на забой основного ствола 1 в скважину спускается комплект оборудования верхней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами следующей секции лифтовой колонны 4. Полированный наконечник 13, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы этой секции лифтовой колонны 4, герметично
входит в эксплуатационный пакер 14 нижней системы заканчивания скважины и соединяет лифтовую колонну 4 с нижними секциями лифтовой колонны 4. Узел миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины фиксируется в защелочном соединении 21 и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия верхнего бокового ствола 2. После этого осуществляется запакеровка эксплуатационного пакера 10 верхней системы заканчивания скважины по выше описанному способу.
Далее в скважину спускается верхняя секция лифтовой колонны 4 из высокогерметичных насосно-компрессорных труб со смонтированными в ее составе (снизу-вверх) полированным наконечником 9 на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, циркуляционным клапаном 8, ингибиторным клапаном 7, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны 6, приустьевым клапаном-отсекателем 5. Полированный наконечник 9, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы этой секции лифтовой колонны 4, герметично входит в эксплуатационный пакер 10 верхней системы заканчивания скважины и соединяет лифтовую колонну 4 со всеми ниже расположенными секциями лифтовой колонны 4.
Таким образом, все спущенное в скважину оборудование взаимодействует между собой, образуя единую лифтовую колонну 4.
Лифтовая колонна 4 подвешивается в фонтанной арматуре 18, устанавливаемой на колонной головке 19.
Освоение скважины проводят поочередно. Вначале осуществляют вызов притока из основного ствола 1 спуском в него гибкой трубы колтюбинговой установки, заменой утяжеленного бурового раствора на более легкий, например, на газовый
конденсат или нефть. Затем осуществляют вызов притока из нижнего бокового ствола 3, а после - из верхнего бокового ствола 2. Перед вызовом притока из пласта в посадочное место узла миниатюрного окна 16 нижней системы заканчивания скважины или 12 верхней системы заканчивания скважины устанавливается отклоняющее устройство (уипсток), с помощью которого осуществляется отклонение гибкой трубы колтюбинговой установки от основного ствола 1 и направление ее в осваиваемый боковой ствол 2 или 3. Вызов притока осуществляется аналогичным способом путем замены утяжеленного бурового раствора на более легкий раствор или жидкость.
Добычу газа из продуктивного пласта осуществляют по лифтовой колонне 4 путем совместной эксплуатации основного 1 и боковых верхнего 2 и нижнего 3 стволов, а также путем раздельной эксплуатации из любого ствола.
Исследования скважин с помощью глубинных приборов проводят путем спуска их в скважину при открытом приустьевом клапане-отсекателе 5.
Ремонт фонтанной арматуры проводят без глушения скважины после закрытия приустьевого клапана-отсекателя 5 и снижения давление во внутренней полости лифтовой колонны 4, выше приустьевого клапана-отсекателя 5, до величины атмосферного давления.
Извлечение верхней секции лифтовой колонны 4 проводят после установки в посадочном ниппеле 11 верхней системы заканчивания скважины глухой пробки без глушения скважины.
Извлечение всех секций лифтовой колонны 4 проводят секционно, то есть извлекая по очереди насосно-компрессорные трубы и скважинное оборудование, после глушения скважины.
Ремонтные работы в основном 1 и боковых верхнем 2 и нижнем 3 стволах проводят с помощью гибкой трубы, в боковые стволы верхний 2 и нижний 3 она спускается после отклонения с помощью отклоняющего устройства - уипстока.
Заявляемое оборудование для эксплуатации многозабойной скважины обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации многозабойной скважины в зоне многолетнемерзлых пород. Позволяет при необходимости оперативно перекрыть основной ствол скважины, тем самым избежать открытого газового фонтана. Позволяет уменьшить выпуск газа в атмосферу, то есть сберечь ценнейшее углеводородное сырье. Позволяет осуществлять совместную и раздельную эксплуатацию основного и бокового стволов. Позволяет осуществлять ремонтные работы в основном и боковых стволах. Позволяет снизить затраты на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.