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.

Рис. 4.3 Альтернативная конфигурация системы многоствольного бурения MLT-1000 Условные обозначения: 1 - пакер;2 - эксплуатационный штуцер; 3 - пакер; 4 - оборудование для регулирования расхода; 5 - необсаженные горизонтальные стволы скважин

Рис. 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 рис. 4.3 и 4.4 представлены два вида альтернативной конфигурации применения системы.