КОНСТРУКЦИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
CONSTRUCTION OF MULTI-HOLE GAS WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции многозабойной газовой скважины.
Известна конструкция многозабойной газовой скважины, включающая технические колонны, эксплуатационную колонну, установленную над продуктивным пластом и имеющую окно, а в продуктивном пласте в основном и боковом стволах установлены хвостовики [RU 137662 U1, МПК Е21В 7/04 (2006.01), Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 27.02.2014, бюл. №6].
Недостатком данной конструкции является необходимость использования сложного оборудования для бурения и крепления скважины, а также опасность выпадения и закупоривания стволов жидкостями, содержащимися в пластовом газе, в процессе эксплуатации скважины.
Известна конструкция многозабойной газовой скважины, включающая технические колонны и эксплуатационную колонну, нижний торец которой установлен над кровлей продуктивного пласта, а в продуктивном пласте в основном стволе установлен фильтр, прикрепленный к низу эксплуатационной колонны, и боковые стволы, примыкающие к основному стволу, выполнены с наклоном вниз и заполнены проницаемым материалом [RU 2205935 С1, МПК Е21В 7/06 (2000.01), Е21В 43/10 (2000.01) опубл. 10.06.2003, бюл. №16].
Недостатком данной конструкции является то, что заполнение боковых стволов проницаемым материалом снижает скорость движения газа по боковым стволам, что приводит к выпадению и закупориванию боковых и основного стволов жидкостями, содержащимися в пластовом флюиде.
Известна конструкция многозабойной скважины, включающая технические колонны и эксплуатационную колонну, установленную над продуктивным пластом, а в продуктивной части скважины выполнен основной ствол с наклоном вниз, в котором установлен фильтр, прикрепленный к низу эксплуатационной колонны, а боковые стволы, примыкающие к основному стволу, выполнены также с наклоном вниз [A.M. Григорян «Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами Изд-во «Недра», 1969, С. 84-85].
Недостатком данной конструкции является опасность выпадения и закупоривания стволов жидкостями, содержащимися в пластовом газе, что требует проводить трудоемкие операции по периодической промывке боковых стволов с извлечением из скважины хвостовика.
Техническая проблема, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка надежной конструкции многозабойной газовой скважины, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации скважин за счет выноса жидкости, содержащейся в пластовом газе из стволов, расположенных в продуктивном пласте, позволяющая увеличить межремонтный период эксплуатации скважин.
Технический результат создания изобретения состоит в повышении надежности конструкции многозабойной газовой скважины для эффективной добычи.
Указанный технический результат достигается тем, что конструкция многозабойной газовой скважины содержит основной и по меньшей мере один боковой стволы, при этом основной ствол закреплен техническими колоннами, эксплуатационной колонной и хвостовиком, нижний торец эксплуатационной колонны установлен наклонно непосредственно над кровлей продуктивного пласта, а стыки основного и по меньшей мере одного бокового стволов размещены над подошвой продуктивного пласта, причем основной и по меньшей мере один боковой стволы после стыков выполнены с поднятием забоев к кровле продуктивного пласта, при этом хвостовик содержит участок сплошных труб, расположенный в нисходящей части основного ствола от торца эксплуатационной колонны до места стыка с боковым стволом и далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта.
Возможен вариант, в котором боковой ствол выполнен с отклонением в противоположную сторону от основного ствола.
Существует вариант, в котором по меньшей мере два боковых ствола выполнены с разводкой относительно основного ствола в противоположные стороны.
Таким образом, благодаря выполнению предлагаемой конструкции основного и боковых стволов и их размещения в продуктивном пласте движение пластовой жидкости происходит целенаправленно от кровли к подошве к месту стыка стволов, откуда удаляется суммарным потоком газа из основного и боковых стволов, что обеспечивает надежную, эффективную и долговременную работу скважины.
Сущность заявляемого изобретения поясняется фигурами и нижеследующим описанием.
На фиг.1 схематично изображена конструкция многозабойной скважины.
На фиг.2 и фиг.3 схематично представлены варианты планов разводки основного и боковых стволов.
На фиг.4 и фиг.5 схематично показаны варианты пространственного расположения стволов и их проекции.
Конструкция многозабойной газовой скважины (фиг.1) включает основной ствол 1, закрепленный в верхней части техническими колоннами 2 и эксплуатационной колонной 3, нижний конец которой установлен наклонно непосредственно над кровлей продуктивного пласта 4. В продуктивном пласте часть 5 основного ствола 1 размещена от нижнего конца эксплуатационной колонны 3 до забоя, расположенного у кровли пласта. Нисходящий участок части 5 опущен до подошвы продуктивного пласта 4, из которого последовательно выполнены боковые стволы 6 и 7 с поднятием их забоев до кровли продуктивного пласта 4. Часть 5 основного ствола 1 после стыка с последним боковым стволом 7 выполняется с поднятием забоя к кровле продуктивного пласта 4. В части 5 основного ствола 1 установлен хвостовик 8, герметично прикрепленный к низу эксплуатационной колонны 3. Хвостовик 8 содержит участок сплошных труб, расположенный в нисходящей части основного ствола от торца эксплуатационной колонны 3 до места стыка с боковым стволом 6 и далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола 1, расположенного у кровли продуктивного пласта 4. Боковой ствол 6 в случае одного бокового ствола (фиг.2) и боковые стволы 6 и 7 в случае нескольких боковых стволов (фиг.3) наряду с поднятием вверх выполнены с отклонением в противоположную сторону от основного ствола. Аналогично пространственное положение стволов и их проекций показаны соответственно на фиг.4 и фиг.5.
Заявленная конструкция многозабойной газовой скважины работает следующим образом (фиг.1).
Для добычи газа в скважине создается депрессия на пласт, наибольшее значение которой соответствует началу участка фильтровых труб хвостовика 8.
Под действием возникшей разности давлений в пласте и в начале участка фильтровых труб хвостовика 8 и силы гравитации движение газа с содержащимися в нем жидкостями происходит следующим образом:
- на нисходящей части 5 основного ствола 1 от нижнего торца эксплуатационной колонны 3 газ по кольцевому пространству перемещается вниз к началу участка фильтровых труб хвостовика 8;
- на восходящей части 5 основного ствола 1 газ из пласта поступает в фильтровые трубы хвостовика 8 и перемещается к их началу;
- по боковым стволам 6 и 7 газ движется из пласта к месту стыка основного 1 и боковых стволов 6 и 7 (к началу фильтровой части).
Движение газа с пластовой жидкостью показано стрелками (фиг.1). В месте стыков основного 1 и боковых стволов 6 и 7 потоки газа суммируются, скорость движения на участке сплошных труб хвостовика 8 увеличивается, что позволяет поднять жидкую фазу на поверхность по лифтовой колонне (на фиг.1 не показано).
Для того, чтобы уменьшить интерференцию боковых и основного стволов, разводка боковых стволов выполнена в противоположные стороны от основного ствола, а вход газа в хвостовик из нисходящей части основного ствола происходит в месте стыка основного и боковых стволов. Таким образом, создается саморегулируемая система, в которой в месте сбора потоков газа возникает депрессия, одинаковая для всех стволов, величина которой целенаправленно регулируется изменением давления на устье скважины.
Предлагаемое техническое решение может быть осуществлено при помощи серийно выпускаемого оборудования, материалов и стандартных технологий. Примеры реализации предлагаемого изобретения.
Пример 1. Конструкция многозабойной газовой скважины включает технические колонны (кондуктор диаметром 324 мм, промежуточную колонну диаметром 245 мм), эксплуатационную колонну диаметром 178 мм, хвостовик диаметром 114 мм, установленный в основном стволе, и открытые боковые стволы диаметрами от 139,7 до 152,4 мм, примыкающие к хвостовику. Добыча газа производится по лифтовой колонне диаметром 114 мм. Кондуктор и промежуточная колонна зацементированы на всю глубину спуска и изолируют интервалы возможных осложнений в скважине. Эксплуатационная колонна спущена в интервале от устья и до кровли продуктивного пласта и зацементирована на всю глубину спуска, а нижний торец установлен наклонно к простиранию кровли продуктивного пласта. Верхние части кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн герметизированы в колонной головке ОКК2-35-178×245×324. В основном стволе в продуктивной части пласта установлен хвостовик, состоящий из участка сплошных труб и участка фильтровых труб. Верхняя часть хвостовика оборудована подвеской хвостовика ПХН 114/178, с помощью которой герметично закреплена в нижней части эксплуатационной колонны. Участок сплошных труб хвостовика установлен в нисходящую часть ствола над подошвой продуктивного пласта до места стыка с боковым стволом, а далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта. Лифтовая колонна в нижней части герметично стыкуется с подвеской хвостовика, а верхняя часть закрепляется в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100/100×35, которая монтируется на колонной головке.
Пример 2. Конструкция многозабойной газовой скважины включает кондуктор диаметром 324 мм, эксплуатационную колонну диаметром 245 мм и хвостовик диаметром 168 мм, установленный в продуктивном пласте и открытые боковые стволы диаметром от 190,5 до 220,7 мм, примыкающие к хвостовику. Добыча газа производится по лифтовой колонне диаметром 168 мм. Кондуктор и эксплуатационная колонна зацементированы на всю глубину спуска. Нижний торец эксплуатационной колонны установлен наклонно к простиранию кровли продуктивного пласта. Верхние части кондуктора и эксплуатационной колонны герметизированы в колонной головке ОКК1-21-245×324. В основном стволе в продуктивной части пласта установлен хвостовик, состоящий из участка сплошных труб и участка фильтровых труб. Верхняя часть хвостовика оборудована подвеской хвостовика ПХН 168/245, с помощью которой герметично закреплена в нижней части эксплуатационной колонны. Участок сплошных труб хвостовика установлен в нисходящую часть ствола над подошвой продуктивного пласта до места стыка с боковым стволом, а далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта. Лифтовая колонна в нижней части герметично стыкуется с подвеской хвостовика, а верхняя часть закрепляется в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-150×150×21, которая монтируется на колонной головке.
При реализации предлагаемых многозабойных газовых скважин снижаются затраты на их строительство, так как не требуется привлечения дополнительного оборудования и материалов для очистки скважин и увеличивается межремонтный период эксплуатации скважин путем своевременного удаления жидкой фазы из основного и боковых стволов, а дебит сохраняется на протяжении длительного времени. В результате этого накопленная добыча газа увеличивается в 1,3-1,5 раза.
Заявляемая конструкция многозабойной газовой скважины обеспечивает надежную работу скважины, которая позволяет существенно повысить эффективность эксплуатации скважин за счет своевременного удаления жидкой фазы из основного и боковых стволов, при этом увеличивается межремонтный период эксплуатации скважины и накопленная добыча.