Технологии системы многоствольного бурения MLT-1000.

В таких регионах как Северное море, Аляска и оффшорные зоны, где разработка месторождений требует очень больших затрат, необходимо применять такие методы заканчивания, которые позволили бы увеличить добычу и продлить период эксплуата­ции скважины.

Рисунок 4-3 Альтернативная конфигура­ция системы много­ствольного бурения MLT-1000.   Условные обозначения:   1. - пакер; 2. – эксплуатационный штуцер (патрубок); 3. - пакер; 4. – оборудование для регулиро­вания рас­хода; 5. – необсаженные горизонталь­ные стволы скважины.

Рисунок 4-4 Альтернативная конфигура­ция системы многоствольного бурения MLT-1000.   Условные обозначения:   1. – посадочный ниппель лифтовой ко­лонны; 2. – двойной эксплуатационный пакер; 3. – посадочный ниппель лифтовой ко­лонны; 4.-верхние двойные необсаженные лате­рали (боко­вые стволы); а) вниз по падению пласта; б) вверх по восстанию пласта; 5. - скользящая муфта; 6. - пакер; 7. - посадочный ниппель лифтовой ко­лонны; 8. - нижние двойные необсаженные лате­рали (боко­вые стволы): а) вниз по падению пласта; б) вверх по вос­станию пласта.

При применении системы многоствольного бурения MLT-1000 компании Halliburton эти вопросы решаются путем изолирования отдельных секций скважины и латералей (горизонтальных стволов) при помощи затрубных пакеров гидравлического действия в открытых стволах или при помощи обычных трубных пакеров, устанавли­ваемых на выходе обсадной колонны вместе со скользящими муфтами между

ними. Если необходимо перекрыть отдельную секцию горизонтальной скважины или отдельный ее ствол, скользящая муфта просто закрывается через НКТ при помощи сдвигающего инструмента спиральной насосно-компрессорной трубы. При

заканчивании обсадного ствола можно установить двойную систему сепарированной добычи или единую селективную систему вскрытия пласта и смешанной добычи.

Такое заканчивание относительно экономично, но не обеспечивает поддержание стабильности горизонтального ствола или повторного доступа к латерали (боковому стволу).

Другой метод многоствольного заканчивания использует процедуру, при кото­рой нижний ствол бурится и заканчивается обычным способом, а после этого из обсад­ной колонны подвешивается фильтр (хвостовик) со щелевидными отверстиями, затем через окна, прорезанные при помощи извлекаемых отклонителей, бурятся верхние бо­ковые стволы (латерали). Хвостовик со щелевидными отверстиями спускается в боко­вой ствол и подвешивается из пакера гидравлического действия. Короткий участок ме­жду обсадной колонной основной скважины и пакером гидравлического действия в боковом стволе оставляется как необсаженный участок. Такой дизайн позволяет обес­печить целостность скважины по основной длине горизонтально пробуренного ствола.

Критическим моментом при такой схеме заканчивания является целостность пласта в точке соединения, и никакой изоляции здесь не предусмотрено. Доступ для повторного ввода инструмента обеспечивается при использовании скважинного кри­вого переводника и направляющих инструментов для наклонного бурения. Возмож­ность регулирования расхода не предусмотрена.

На рисунках 3 и 4 представлены два вида альтернативной конфигурации приме­нения системы.

Дата добавления: 2015-08-09