Способ реконструкции бездействующей скважины
METHOD FOR RECONSTRUCTION OF AN INACTIVE WELL

Изобретение относится к строительству скважин, предназначенных для добычи нефти, и, в частности, к технологиям бурения и заканчивания боковых ответвлений от основного ствола скважины для обеспечения возможности добычи нефти из нескольких продуктивных подземных зон пласта.
Известно устройство для многозабойного вскрытия продуктивных пластов одной скважиной (RU2197593), включающее корпус, жестко связанный с патрубком, оснащенным посадочным местом под извлекаемый клин и имеющим паз под шпонку, извлекаемый клин с ориентирующим фиксатором, выполненным с возможностью регулирования направления отклоняющей плоскости извлекаемого клина и имеющим шпонку, взаимодействующую с пазом патрубка, и переводник. Корпус выполнен в виде продольно-гофрированной трубы, заглушенной с нижней стороны и установленным с другой стороны переводником, соединяющим его с патрубком и снабженным втулкой из легкоразбуриваемого материала для соединения с технологической колонной. Посадочное место патрубка выполнено в виде наклонной поверхности, переходящей в продольный паз под шпонку, установленную в посадочной втулке ориентирующего фиксатора, одна из поверхностей которой соответствует посадочной наклонной поверхности патрубка корпуса, а другая снабжена зубчатой поверхностью, взаимодействующей с зубчатой поверхностью опорной втулки, жестко закрепленной на вале ориентирующего фиксатора, причем посадочная втулка выполнена с возможностью поворота на вале фиксатора и фиксации в зубчатом соединении с опорной втулкой посредством зажимной втулки, имеющей резьбовое соединение с валом ориентирующего фиксатора. Извлекаемый клин выполнен с возможностью регулирования глубины установки в скважине, посредством сменного удлинителя, размещенного между ориентирующим фиксатором и извлекаемым клином. Изобретение обеспечивает бурение одного и более боковых азимутально-направленных стволов за счет точной установки извлекаемого клина.
Известно устройство для спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе скважины (RU2658154), содержащее узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб с помощью захвата с левой резьбой, соединенный с якорно-пакерным узлом. В нижней части этого узла установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки. Узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб снабжен посадочной втулкой с винтовой, в половину оборота, опорной торцевой поверхностью. Якорно-пакерный узел содержит две герметично соединенные между собой профильные экспандируемые трубы. Одна из них обрезинена и соединена с узлом фиксации подвесной цементировочной пробки. Упомянутый узел содержит плунжер. Он зафиксирован срезными элементами и перекрывает каналы сообщения между внутренней полостью подвеса и внутренним пространством профильных труб. К последнему узлу через колонну обсадных труб хвостовика и башмак крепится с помощью срезного винта направляющий узел. Он содержит полый клин со сквозным центральным отверстием, снабженный направляющей втулкой с винтовой, в половину оборота, опорной торцевой поверхностью.
Известен способ строительства многоствольной скважины (RU2650161), характеризующийся тем, что бурят основной ствол скважины от поверхности земли до пласта, забуривают боковой ствол из ранее пробуренного основного ствола, по завершении его бурения спускают в боковой ствол обсадную колонну, оборудованную в верхней части узлом для формирования многоствольного «стыка» не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML. Забуривание бокового ствола ведут из ранее обсаженной эксплуатационной колонной и зацементированного основного ствола скважины, вскрывая боковым стволом интервалы неустойчивых отложений, склонных к осыпанию и обвалам, и нижележащей зоны с неосыпающимися породами со вскрытием продуктивного пласта и последующим проведением комплекса геофизических исследований. Осуществляют спуск в боковой ствол обсадной колонны, выполняемую из нижней секции и по меньшей мере одной верхней секции, и спускают посекционно, при этом нижняя секция оборудована приёмным переходником-разъединителем для соединения с последующей секцией, а верхняя секция имеет длину, определяемую исходя из фактической глубины спуска предыдущей секции и фактического интервала отфрезерованного в колонне «окна», выполнена такого же или большего диаметра и включает по меньшей мере одну обсадную трубу, оборудованную в нижней части узлом соединения с предыдущей секцией, находящейся в скважине, а верхняя оборудована в верхней части либо приёмным переходником-разъединителем, либо узлом для соединения  с последующей секцией, либо узлом формирования многоствольного стыка не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML. Обеспечивается повышение качества строительства многоствольных скважин, минимизация рисков получения брака при строительстве  многоствольных скважин, обусловленных недоспуском хвостовика. Его недостатками является то, что бурение дополнительного ствола ведут из ранее пробуренной новой скважины, а также секционный спуск хвостовика, в заявленном изобретении, осуществляется бурение двух боковых стволов из бездействующей скважины, а хвостовик спускается в одну секцию.
Известен способ строительства и заканчивания многозабойных скважин (RU2753417, выбран в качестве прототипа), при котором бурят основной ствол скважины, прорабатывают секцию под хвостовик, спускают спусковой инструмент с ориентационным прибором, хвостовиком и якорем-подвеской, устанавливают хвостовик с якорем-подвеской в открытом стволе скважины на заданной глубине, определяют фактическое положение ориентационного профиля якоря-подвески в скважине, активируют якорь-подвеску, освобождают инструмент и производят подъем спускового инструмента на поверхность, производят считывание данных прибора и определяют фактическое положения якоря-подвески в скважине, после чего осуществляют спуск компоновки фрез и полого клина-отклонителя с заранее выставленной на устье ориентацией, стыкуют полый клин-отклонитель в якоре-подвеске и фиксируют клин-отклонитель в якоре-подвеске, при этом верх якоря-подвески выполнен в виде фигурного ориентационного профиля, а клин-отклонитель выполнен с ориентационной шпонкой, освобождают фрезы от клина-отлонителя и осуществляют бурение ответвления бокового ствола скважины по клину-отклонителю, после чего осуществляют спуск хвостовика, выполненного с возможностью добычи флюида в интервале расположения клина-отклонителя.
Недостатками данного способа является то, что для осуществления способа бурится новая скважина, а также стыки стволов производятся в открытом стволе, что приводит к отсутствию возможности контроля за разработкой, а в процессе бурения будет происходить засорение ранее пробуренного ствола.
Технической задачей изобретения является обеспечение возможности зарезки и бурения дополнительных боковых стволов в бездействующей скважине. Техническим результатом является реконструкция бездействующей скважины с возможностью одновременно-раздельной добычи из боковых стволов. Другим техническим результатом является то, что при одновременно-раздельной добыче из боковых стволов исключается проникновение кольматанта и фильтрата в нижние стволы скважины.
.
Технический результат достигается в способе реконструкции скважины, в котором производят зарезку и бурение первого бокового ствола; спускают хвостовик с трубами максимального диаметра выше окна зарезки; голову хвостовика выполненную в виде  патрубка с винтовой в половину оборота линией и шпоночным пазом устанавливают ниже планируемого окна второго бокового ствола; определяют положение головы хвостовика относительно апсидальной плоскости; спускают клин с ориентирующим фиксатором; вырезают окно второго бокового ствола, бурят второй боковой ствол; после подъёма бурильной колонны, извлекают клин с ориентирующим фиксатором; спускают компоновку хвостовика второго ствола с продольно профилированными трубами в верхней части, к башмаку которого на срезных винтах крепят полый клин; закачкой цементного раствора с разделительной пробкой производят раздутие профилированных труб до размеров второго бокового ствола и внутреннего диаметра эксплуатационной колонны; отсоединяют хвостовик второго бокового ствола от бурильной колонны; восстанавливается проходимость в первый боковой ствол. Положение головы хвостовика относительно апсидальной плоскости определяется инклинометром при наличии в стволе зенитного угла свыше 3°, а при меньших углах - гироскопическим инклинометром Ложку клина ориентируют в интервале 340-350° или 10-20° относительно апсидальной плоскости. Восстановление проходимости первого бокового ствола производят компоновкой с конусным райбером, двумя арбузными райберами, которыми, роторным способом восстанавливается проходимость в первый ствол прорезанием отверстия в профильных трубах далее через полый клин в первый боковой ствол.
Изобретение поясняется рисунками:
фиг. 1 – вырезка окна второго бокового ствола;
фиг. 2 – ориентация ложки клина в 1 четверти;
фиг. 3 – раздутие профилированных труб.
В предложенном способе реконструкции скважины производится бурение первого бокового ствола 1 любым известным способом. Например, собирается компоновка из гидравлического или гидромеханического якоря, клина, комплекта фрезов, соединённых с клином срезными винтами, гидравлически соединённых с якорем трубочкой, ориентационного переводника, спускается на бурильном инструменте на необходимую глубину. Приборами производится ориентирование клина 3, созданием избыточного давления он фиксируется натяжением бурильной колонны, производится срез винтов, после чего вырезается каплевидное окно 8 в эксплуатационной колонне 2.
По его окончании спускается хвостовик (первый хвостовик), причём ниже интервала зарезки хвостовик имеет стандартную компоновку 7, выше используются трубы 4 максимально допустимого размера, поскольку, в этом интервале, в процессе эксплуатации, возможна установка пакеров, разделяющих стволы.
Голова 9 хвостовика устанавливается на 3-4 метра ниже планируемого окна 5 второго бокового ствола 6 и выполняется в виде  патрубка с винтовой в половину оборота линией и шпоночным пазом 10.  При наличии в эксплуатационной колонне 2 зенитного угла свыше 3° стандартным инклинометром определяется положение головы 9 хвостовика (шпоночного паза 10) относительно апсидальной плоскости 11, а при меньших углах гироскопическим инклинометром его азимут. Выбор метода измерения определяется тем, что при малых углах в любом направлении бурение осуществляется в вертикальной плоскости, практически отсутствует апсидальная плоскость 11, относительно которой можно ориентироваться.
Затем спускается компоновка клина 12 (компоновка может выполняться, например, в соответствии с показанной на фиг. 5 по патенту RU2197593), причём ложку 13 клина необходимо ориентировать в 1 или 4 четвертях, преимущественно в интервале угла α 340-350° или 10-20° относительно апсидальной плоскости 11, т.е. вверх (фиг. 2), в зависимости от требуемого направления бурения.  Такая ориентация позволяет направить под действием силы тяжести неориентируемые спускаемые в скважину устройства в первый боковой ствол 1.
Траектория бурения в требуемом направлении корректируется таким образом, чтобы ориентация горизонтального ствола (боковых стволов) скважины к доминирующему направлению трещиноватости была выполнена под углом от 25° до 40° (подробнее выбор углов обоснован в RU2717847, фиг. 8 и фиг. 9). Такая пространственная ориентация горизонтального (бокового) ствола позволяет учитывать процессы диспергирования фильтрующихся фаз в зонах трещиноватости, а также процессы формирования водонефтяных эмульсий в стволе скважины и, как следствие, предотвратить процессы эмульсионной блокировки фильтрации в нефтяном пласте. Для получения данной траектории дискретными поворотами двигателя-отклонителя на 25-30° по прохождении длины от торца долота до перекоса двигателя производят набор проектного зенитного угла и коррекцию азимута до требуемого значения.
Собирается компоновка хвостовика (второй хвостовик) второго бокового ствола 6, к башмаку которого на срезных винтах крепится полый клин 15, изготовленный из трубы того же диаметра что и верхние трубы ранее спущенного хвостовика первого бокового ствола 1. Низ полого клина 15 выполняется в виде винтовой в половину оборота линией ответной к голове 9 хвостовика первого бокового ствола 1, а верхний косой срез при посадке установится в направление второго бокового ствола (подробнее раскрыто в RU2658154, поз. 14, 15, фиг. 1).
Райберами 14 вырезают и зачищают окно 5 второго бокового ствола, бурят второй боковой ствол 6. По окончании бурения второго бокового ствола 6 и подъёма бурильной колонны, извлекается ложка отклоняющего клина 12.
При спуске хвостовика полый клин 15 однозначно садится на голову хвостовика полого клина 15. При создании расчётной нагрузки происходит срез винта 13 и хвостовик по верхнему косому срезу полого клина 15 идёт во второй боковой ствол 6. Нижняя часть хвостовика собирается по стандартной технологии: башмак; обратный клапан; кольцо «стоп».  В верхней части хвостовика собираются шести или восьмилучевые продольно профилированные трубы, причём нижняя профилированная труба 16 с нанесением на поверхность эластомера 17 и устанавливается в окне 5, выполняя роль пакера, верхняя - играет роль подвески хвостовика и закрепляется внутри эксплуатационной колонны 2.
Внутри профильных труб находится колонна труб, на конце которой закреплена на срезных винтах подвесная пробка. В нижней части колонны труб устанавливается поршень, который герметизирует полость профилированных труб. В поршне содержится плунжер, зафиксированный срезными элементами перекрывающий сообщение между внутренней частью поршня и полостью профилированных труб. Голова хвостовика представляет собой патрубок жёстко соединённый с верхней профильной трубой с винтовой в половину оборота линией и шпоночным пазом. После спуска на проектную глубину такого хвостовика, производится закачка расчётного объёма цементного раствора с разделительной пробкой (пример разделительной пробки показан, например на фиг.2 RU2658154), производят продавливание продавочной жидкостью (технической водой) или буровым раствором. В процессе продавливания разделительная пробка садится на подвесную пробку, в результате перекрытия промывочного отверстия происходит рост давления и происходит срез винтов, фиксирующих подвесную пробку.  Далее, разделительная пробка совместно с подвесной пробкой движутся совместно до стоп кольца, перекрывая его проходное отверстие. При этом начинает повышаться давление, что сигнализирует об окончании цементажа. Повышая давление в трубном пространстве до величины давления срезных винтов, фиксирующих плунжер, происходит их срез. Плунжер освобождается и перемещается во внутренней полости поршня, открывая при этом сообщение в полости профилированных труб. Происходит создание избыточного давления внутри профилированных труб, что приводит к их раздутию до размеров, соответствующих размерам второго бокового ствола 6 и внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 2. Таким образом происходит фиксация устройства от смещений. Эластомер 17, нанесённый на профилированную трубу 16 обеспечивает герметизацию стыка, что повышает качество крепления.
Производят цементаж затрубного пространства 18. Далее, производят сброс избыточного давления и отсоединения хвостовика от бурильной колонны путём правого вращения последней относительно легко разбуриваемой втулки с левой резьбой. Совместно с трубами и ниппельной частью левого переводника извлекаются, присоединённые к ним: колонна труб, поршень с плунжером и стопорной гайкой. Такое исполнение исключает проникновение кольматанта и фильтрата в нижние стволы скважины при бурении и обеспечивает возможность одновременно-раздельной добычи из разных боковых стволов.
Для обеспечения доступа в первый боковой ствол 1 спускается компоновка, включающая конусный райбер, два арбузных райбера, которыми роторным способом при ограниченной нагрузке под действием силы тяжести начинается врезка через профилированную трубу 16 со вскрытием полого клина 15. Арбузные райберы, обеспечивая жёсткость компоновки, не позволяют ей уйти во второй боковой ствол 6, при прохождении в первый боковой ствол 1 калибруют его. Так, восстанавливается проходимость в первый боковой ствол 1, что позволяет производить одновременно-раздельную добычу из обоих боковых стволов. Неориентируемые устройства спускаемые, спускаемые в скважину однозначно попадают в первый боковой ствол 1, так как зарезка второго бокового ствола 6 произведена в 1 или 4 четвертях, т.е. наверх. Винтовая опорная поверхность (голова хвостовика второго ствола выполнена аналогично голове 9 хвостовика) позволяет ориентировать спускаемые устройства во второй боковой ствол 6. Интерференция (бесконтрольная добыча нефти) между выполненными таким образом боковыми стволами отсутствует, поскольку имеется изоляция, в частности, пакер, установленный в верхней части первого хвостовика.