Бурение боковых стволов скважин

Технология бурения боковых стволов - Нефтяник Нефтяник

Технология бурения бокового ствола нефтегазовых скважин

Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны.

A B C D E

Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.

Рисунок 1 Фрезерование труб по периметру.

С помощью специального спускаемого в скважину устройства на заданной глубине прорезается круговая щель и обсадной колонне II цементном камне за ней (А). В рабочем положении резцы выдвигаются из корпуса устройства, а в транспортном положении – упираются в пазы корпуса. Длина фрезеруемого участка колонны (В) зависит от таких факторов, как внутренний диаметр колонны и наружный диаметр ее муфт. диаметр долота и угол искривления корпуса забойного двигателя. Интервал открытого ствола, образованный в результате фрезерования (С), перекрывают цементным мостом (О) для забуривания бокового ствола (Е). Часть старой скважины ниже интервала забуривания остается изолированной от бокового ствола.

Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнетометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18 м (Рисунок 1). Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины на 6 м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после урения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничивается условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования.

A B C D E

Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (Рисунок 2). После того, как уипсток установлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером первого этапа. Начинают вращать бурильную колонну, и твердосплавные резцы наконечника фрезера врезаются в стенку обсадной колонны. На следующем этапе окно в колонне прорезается специальным долотом, которое отжимается наклонной плоскостью уппстока в сторону стенки обсадной колонны и породы за нею. Окно расширяют и выравнивают его края с помощью конического фрезера, над которым прямо под УБТ устанавливают один или два фрезера эллипсоидной формы.

В сравнении с вырезанием окон фрезерование обсадной колонны по всему поперечному сечению имеет ряд преимуществ: исключается необходимость использования гироскопического компаса, имеется возможность начинать набор кривизны ближе к объекту эксплуатации, фрезерование можно выполнить за одно долбление. С другой стороны, при вырезании окон используется уипсток, обеспечивающий принудительное отклонение, но требующий нескольких спусков гироскопического компаса для ориентирования уипстока и КНБК. Кроме того, вырезание окон требует нескольких долблений различными фрезерами, а набор кривизны приходится начинать выше, чтобы разместить соответствующие элементы КНБК.

Какой бы способ зарезки ни применялся, после выхода в породу за колонной появляется возможность дополнительного выбора. Кроме стандартного искривления по среднему радиусу, существует несколько новых методов, которые могут повысить эффективность бурения боковых стволов. Бурение с коротким радиусом кривизны, использование колонны гибких труб и многоствольные скважины – все эти варианты нуждаются в тщательном экономическом анализе.

9
Дек

oilman.by

Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами

Авторы: Гилязов Р.М.

Название: Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами

Формат: PDF

Размер: 10,9 Mb

Год издания: 2002 г.

Приведен анализ существующих в России и за рубежом технологий и техники бурения и заканчивания скважин с боковыми стволами (БС). Показана достаточно высокая эффективность строительства БС на месторождениях в поздний период эксплуатации. Рассмотрены новые конструктивные решения оборудования для вырезания окна в эксплуатационной колонне, технологии забуривания дополнительного ствола, его расширения и крепления. Описаны новые рецептуры буровых растворов на полигликолевой основе. Показаны перспектива бурения многоствольных скважин и частично апробированные технические решения его реализации, приведены теоретические расчеты проводки боковых стволов с заданными параметрами искривления.

Для широкого круга инженерно-технических работников нефтяной отрасли. Может быть полезна студентам высших учебных заведений соответствующих профилей.

Содержание

1. БУРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ИЗ СТАРОГО ФОНДА СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИИ
1.1. История развития бурения горизонтальных скважин и боковых стволов
1.2. Результаты бурения боковых стволов на старом фонде скважин в Республике Башкортостан
1.3. Опыт бурения боковых стволов на промыслах Татарстана и Удмуртии
1.4. Проблемы и опыт бурения боковых стволов в Западной Сибири
2. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА II ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
2.1. Основные типы профилен скважин с боковыми стволами
2.2. Технология и техника вскрытия окна в эксплуатационной колонне
2.3. Совершенствование конструкции и технологии производства инструмента для забуривания боковых стволов с помощью клина-отклонителя
2.4. Разработка и испытание опорно-центрирующнх элементов для КНБК
2.5. Технология и техника для забуривания бокового ствола
2.6. Способы обеспечения забуривания боковых стволов в осложненных условиях
3. ОСНОВЫ РАСЧЕТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН
3.1. Гидравлические потерн в скважине при бурении боковых стволов. Особенности выбора насосного оборудования при различных способах бурения
3.2. Расчет осевых нагрузок и потерь момента кручения по длине бурильной колонны при бурении бокового ствола скважины
3.3. Анализ и исследования устойчивости КНБК к изменению горно-геологических условий и технологических параметров проводки бокового ствола
3.4. Разработка КНБК повышенной устойчивости для безориентированного управления и стабилизации зенитного угла и азимута бокового ствола
3.5. Выбор минимально допустимого радиуса искривления бокового ствола

З.б. Выбор схемы и геометрических параметров локального или сплошного расширения боковых стволов для повышения качества цементирования скважин
4. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ПОЛИГЛИКОЛЕВОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ II ЗАКАНЧНВАНИЯ СКВАЖИН
4.1. Физико-химические факторы, вызывающие развитие осложнений и загрязнение продуктивных отложений при заканчнванин скважин
4.2. Выбор методики исследования влияния буровых растворов на нефтепроницаемость коллекторов
4.3. Рецептуры буровых растворов на полигликолевой основе, обеспечивающих максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта
4.4. Применение полигликолевых растворов при бурении скважин в АНК “Башнефть”
5. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ
5.1. Проектирование гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков в Б С и расчет ожидаемых давлений на устье и забое скважин
5.2. Тампонажные материалы и растворы
5.3. Технические средства и оснастка обсадной колонны
5.4. Технология спуска и крепления хвостовиков при сплошном цементировании заколонного пространства

5.5. Технология крепления колонн-хвостовиков в боковом стволе с оставлением забоя открытым (без цементирования заколонного пространства против продуктивного пласта)

petrolibrary.ru

Оценка эффективности применения технологии бурения боковых стволов на эксплуатационных скважинах Восточно-Сургутского месторождения

В статье обоснована необходимость применения технологии бурения боковых стволов как метода интенсификации нефтедобычи на Восточно-Сургутском месторождении, охарактеризована типовая конструкция бокового ствола, представлены результаты анализа технологической и экономической эффективности применения данной технологии на эксплуатационных (добывающих и нагнетательных) скважинах за первое полугодие 2018 года.

Ключевые слова: боковой ствол, геологические, добыча, забой, конструкция, пласт, скважина, технологическая, экономическая, эффективность.

Месторождения, эксплуатируемые нефтегазодобывающей компанией ПАО «Сургутнефтегаз», расположены в трех геолого-географических зонах: Западная и Восточная Сибирь, Ямало-Ненецкий автономный округ. Доля промышленных категорий АВС₁ из общего объема добываемой нефти составляет около шестидесяти процентов, основная часть отнесена к категории трудноизвлекаемых. Условия залегания углеводородного сырья в регионах разработки различны, что обуславливает различие состава добываемого сырья, горных пород и свойств пластов-коллекторов.

Продуктивная часть разреза месторождений, разрабатываемых Обществом, имеет сложное геологическое строение: на ряде участков месторождений водоносные горизонты располагаются близко к нефтяным либо непосредственно их подстилают. Коллекторы имеют значительную изменчивость по проницаемости, характеристики пластов существенно различаются по простиранию и по разрезу [2].

Таким образом, значительная часть месторождений ПАО «СНГ» расположена в сложных геологических условиях и характеризуется наличием всех факторов, сопровождающих завершающую стадию эксплуатации, что требует применения различных геолого-технических мероприятий, направленных на максимально полное извлечение нефти, оставшейся в недрах.

Одним из таких мероприятий является забуривание боковых и горизонтальных стволов скважин эксплуатационного фонда, включающего в себя как добывающие, так и нагнетательные скважины. Целью бурения боковых и горизонтальных стволов является интенсификация системы разработки месторождений Общества, увеличение коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов. Дополнительным преимуществом данной технологии является возможность минимизации влияния негативных воздействий на пласт за счёт сохранения коллекторских свойств продуктивных отложений в приствольной зоне и осуществления гибкого перехода от несбалансированного бурения к «равновесному›› и обратно. Одним из определяющих условий безаварийного бурения удлинения и ответвлений боковых стволов скважин является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе «скважина — пласт», величина которого выбирается исходя из условий предупреждения поглощений промывочной жидкости, газонефтеводопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, охраны недр и экологии [3].

Наиболее распространенными конструкциями боковых стволов в практике разработки месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» на стадии падающей добычи являются горизонтальная, горизонтальная многоствольная (до четырех стволов, а также многозабойная) пробуренная на депрессии, наклонно-направленная конструкции. Выбор компоновки и конструкции забоя определяется как текущими условиями разработки, так и геологическими факторами. Для реализации технологии забуривания боковых стволов учитываются также горно-геологические условия, технические требования и условия на специальное техническое оборудование. Для каждой скважины характерна своя конструкция забоя, выбор которой обуславливается, помимо указанных выше геологических факторов, критериями технологической и экономической эффективности, которые находят отражение в показателях «прирост дебита» и «срок окупаемости затрат».

Восточно-Сургутское месторождение ПАО «Сургутнефтегаз» введено в промышленную разработку в 1985 году. Геологический разрез месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и доюрских образований. В эксплуатации находятся залежи пластов БС₁₀^0(б),^{ЮС₁1 и опытный участок пласта ЮС₂1. Залежи пластов БС₂₁ и_{БС22 вразработку не введены [2].}}

Пласт ЮС₂¹ является регионально нефтеносным — залежь занимает значительную часть Сургутского свода, без разрыва поля нефтеносности присутствует на соседних месторождениях (Западно-Сургутское, Родниковое, Федоровское, Южно-Сургутское). По типу залежь является литолого-стратиграфической, в ней сосредоточены большие запасы нефти, однако в силу сложного геологического строения и довольно низких фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, на большей части площади распространения, имеет низкую продуктивность.

Пласт ЮС₁¹ выделяется в верхней части васюганской свиты, общая толщина в среднем составляет 8.8 м.

Залежи относятся к типу пластовых сводовых Дебиты скважин в основном не превышают 5–6 т/сут, средний текущий дебит скважин 4.3 т /сут.

На Восточно-Сургутском месторождении нефтенасыщенным является средний пласт ачимовской толщи — БС₁₀^0(б), коллектора остальных насыщены водой.

Месторождение находится в стадии падающей добычи нефти, максимальный уровень 1518.8 тыс. т достигнут в 1992 году

В 1991 году на Восточно-Сургутском месторождении была пробурена первая эксплуатационная скважина с горизонтальным окончанием. В настоящее время месторождение разбуривается системой горизонтальных и наклонно-направленных скважин.

Забой эксплуатационной скважины является ее важнейшим элементом, определяющим долговечность и эффективность работы скважины. Эффективной конструкцией забоя может считаться такая, которая обеспечивает работу скважины с максимальным дебитом при длительном межремонтном периоде. Основные требования к забоям скважин: обеспечение механической прочности призабойной зоны, избирательности при мероприятиях по интенсификации притока, максимизация коэффициента гидродинамического совершенства скважины.

Выбор конструкции забоя определяется рациональным сочетанием наружного и внутреннего диаметров скважины, выбором типа фильтров и другого забойного оборудования, учетом характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом и другими факторами [4]. Многолетний опыт строительства скважин позволил выбрать наиболее оптимальную конструкцию, отвечающую особенностям геологического строения Восточно-Сургутского месторождения и технико-экономически обоснованную.

Типовая конструкция горизонтальных скважин Восточно-Сургутского месторождения следующая:

– направление, диаметром 324 мм, спускается на глубину 100 м и цементируется до устья;

– удлиненный кондуктор, диаметром 245 мм, спускается на глубину 700¸ 900 м и тоже цементируется до устья;

– эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя.

– пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии не менее 30 м по стволу скважины.

– колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора седиментационно-устойчивым тампонажным раствором.

Горизонтальный участок колонны длиной до 550 м за пакером оснащается специальными фильтрами длиной 6 м на расстоянии 80–100 м друг от друга и не цементируется. Если горизонтальный ствол проведен неточно, то есть подходит близко к воде или газу на больших расстояниях, эксплуатационная колонна цементируется по всей длине с последующей выборочной перфорацией [2].

На практике применяются группы критериев, позволяющих прямо или косвенно оценить технологическую и экономическую эффективность геолого-технического мероприятия.

Так, в качестве общего показателя, характеризующего влияние конструкции забоя скважины, зоны проникновения и состояния коллектора в ПЗП на фильтрацию флюидов, можно рассматривать гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины.

Ко второй группе критериев эффективности могут быть отнесены показатели, характеризующие технические аспекты качества бокового ствола — герметичность оборудования и обсадных колонн, разобщающих мостов и пакеров; отсутствие перетоков;

профиль бокового ствола.

К третьей группе критериев относятся показатели надежности: это такие как долговечность и работоспособность ствола и призабойной зоны скважины при эксплуатации.

К четвертой группе — показатели экологической надежности.

Пятая группа критериев — общеэкономические показатели: затраты на строительство бокового ствола, рентабельность, срок окупаемости затрат на строительство бокового ствола.

Все эти показатели и критерии закладываются уже в ходе проектирования, должны быть реализованы в процессе бурения, крепления и цементирования ствола, формирования призабойной зоны скважины и оцениваются при испытаниях на герметичность, освоении, гидродинамических и геофизических исследованиях.

Особое значение имеет гидродинамическое совершенство призабойной зоны, поскольку достижение высокого уровня дебита, даже при увеличении затрат и продолжительности заканчивания, сокращает период окупаемости строительства скважины. Но вместе с тем, низкий уровень гидродинамического совершенства ПЗС не даст возможности компенсировать затраты на строительство скважины.

Определяющими факторами при выборе конструкции забоя являются геологические (тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород, и т. д.), технологические — тип забойного оборудования, а также экономические — минимум затрат на эксплуатацию скважины в течение межремонтного периода [4].

Данные, демонстрирующие технологическую и экономическую эффективность забуривания боковых стволов на Восточно-Сургутском месторождении за первое полугодие 2018 года, представлены в таблице 1 и 2 [1].

Таблица 1

Динамика изменения текущих дебитов до ипосле разбуривания боковых стволов

Представленные данные показывают, что за первое полугодие 2018 года работы по забуриванию боковых стволов выполнены на восьми эксплуатационных скважинах, в том числе шести — добывающих, двух — нагнетательных (одна из них запланирована под использование для целей поддержания пластового давления) в комплексе работ КР6. Сравнительная характеристика технологической эффективности, оцениваемой наиболее важным показателем — изменением дебита по наблюдаемым скважинам, показывает прирост дебита от 200 до 530 %, что показано на рисунке 1.

Рис. 1. Динамика прироста текущих дебитов после забуривания боковых стволов на Восточно-Сургутском месторождении

Скважин с нулевым или отрицательным технологическим эффектом не выявлено.

Имеющиеся данные позволяют сделать вывод о высокой технологической эффективности забуривания боковых стволов на скважинах основных продуктивных пластов Восточно-Сургутского месторождения, что отражается в существенном приросте текущих дебитов.

Рассмотрим экономические аспекты эффективности данного геолого-технического мероприятия. Экономическая эффективность в целом проявляется в таких показателях, как превышение полученного экономического результата над затратами, необходимыми на реализацию мероприятия. В контексте исследуемого вопроса экономическая эффективность может быть оценена как объем добычи нефти, необходимой для окупаемости затрат, связанных с бурением боковых стволов, а также срок окупаемости этих затрат.

На основе показателей технологической эффективности рассчитаны объемы добычи для окупаемости затрат и прогнозируемые сроки окупаемости. Результаты расчетов сведены в таблице 2.

Таблица 2

Экономическая эффективность работ по забуриванию боковых стволов на Восточно-Сургутском месторождении за первое полугодие 2018 года

За полгода общие затраты на проведение операций комплекса КР6 по восьми скважинам Восточно-Сургутского месторождения составили 463549,1 тыс.руб, в том числе затраты на подготовительные работы — 54337,2 тыс.руб или 11,72 %, на основные работы — 312420,4 тыс. руб или 67,4 %, на прочие затраты с учетом освоения — 65330,2 тыс. руб или 14,09 %. В зависимости от пласта и характеристик скважины, объем добычи нефти для окупаемости затрат составляет от 8420,4 (условная скважина № 7) тонн до 15184,7 тонн по условной скважине № 3.

Исходя из текущих дебитов после КР6 и прогнозируемого объема добычи нефти, рассчитан срок окупаемости затрат на проведение мероприятие, которые, при некоторых допущениях, могут быть отнесены к капиталовложениям; в этом случае возможно сравнение с нормативным сроком окупаемости капиталовложений в нефтяной промышленности Тн=3,15 года. На основании такого допущения представляется возможным сделать вывод о целесообразности проведения геолого-технических мероприятий данного вида.

Как показывают приведенные в таблице 2 результаты, срок окупаемости скважин с условными номерами 1–5 составляет от 337 до 861 дней — то есть находится в интервале нормативного срока окупаемости от 0,92 до 2,36 года.

В двух последних случаях ожидаемый срок окупаемости составляет 1193 и 1108 дней, что равносильно 3,27 и 3,04 лет. Таким образом, только в одном случае из восьми (12,5 % от общего количества наблюдаемых скважин) срок окупаемости превышает нормативный срок 3,15 года, что позволяет говорить об абсолютной технологической и относительной экономической эффективности применения технологии бурения боковых стволов как метода для интенсификации добычи в условиях падающей добычи на Восточно-Сургутском месторождении.

Таким образом, можно заключить, что при планировании геолого-технических мероприятий по разбуриванию боковых стволов необходимо применение дополнительных мер, направленных на оптимизацию затрат, для повышения экономической эффективности мероприятий, в частности, сокращение срока окупаемости.

Выводы:

1. На заключительной стадии эксплуатации Восточно-Сургутского месторождения наиболее эффективным методом интенсификации добычи является бурение боковых и горизонтальных стволов.
2. Применение данной технологии целесообразно на добывающих и нагнетательных скважинах.
3. Проведенный анализ показывает высокую технологическую эффективность данной технологии, так как при ее применении отмечается значительный прирост текущих дебитов.
4. Экономическая эффективность применения технологии забуривания боковых стволов по большинству скважин также может быть оценена как высокая. Вместе с тем, согласно результатам расчетом, срок окупаемости затрат по отдельным скважинам превышает нормативный срок 3,15 года, в связи с чем необходимо дополнительное обоснование экономической целесообразности проведения операций забуривания боковых стволов по таким скважинам и выполнение дополнительного объема работ по увеличению объема добычи.

Литература:

1. Отчет НГДУ «Сургутнефть» «Эффективность ремонтов по забуриванию боковых стволов в период с 01.01.2018 по 01.06.2018»
2. Справочник супервайзера: Справочное пособие. Книга в двух томах. Т. 1. — Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья», ОАО «Сургутнефтегаз», 2011. — 296 с., 112 илл.
3. Стандарт организации СТО 58–2017 «Боковые стволы скважин. Порядок крепления» // Производственный отдел по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз». 2017. — 51 с.
4. Швец, С. В. Обоснование и разработка технологии заканчивания скважин с большим отходом от вертикали с установкой щелевого фильтра. Специальность 25.00.15 — Технология бурения и освоения скважин // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ухта. — 2017. — 155 с.

Основные термины (генерируются автоматически): Восточно-Сургутское месторождение, экономическая эффективность, скважина, боковой ствол, окупаемость затрат, ствол, пласт, группа критериев, призабойная зона скважины, гидродинамическое совершенство.

moluch.ru

Скважины-кандидаты для бурения боковых стволов

Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины – все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

Итак, когда надо бурить боковые стволы? Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом (Рисунок 1). Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.

Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса (Рисунок 3). Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины.

При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного контакта повышенной подвижности. Как правило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктивного пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной приёмы, а не конуса (Рисунок 4). Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.

В отложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.

Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проектировании траектории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировать его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.

В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.

Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.

Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещиноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса. Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах.

Рисунок 1 Оптимизация добычи.

Залежи можно подразделить по характеру дренажной зоны (левая колонка). Для любой из видов залежи эффективными могут оказаться несколько типов скважин: вертикальные, вертикальные с гидроразрывами пластов, наклонные, горизонтальные, горизонтальные с гидроразрывами, многоствольные и многоствольные с ответвлениями на разной глубине. В центральной и правой колонках приведены примеры повышения добычи и отдачи пластов за счет бурения наклонных и горизонтальных боковых стволов, эффективность которых определяется проницаемостью и коллекторскими характеристиками пластов.

Рисунок 1 (продолжение) Оптимизация добычи.

Обычно горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины. Однако в глубоко-залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения перового давления в процессе эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут образоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнении. Оба типа залежей можно вскрывать горизонтальными скважинами. Для конкретных условий выбирается стратегия бурения. определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол скважин может идти внутри одной залежи. вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей. В последнем случае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существовавшего в период осадконакопления. Другим решением могут быть многоствольные скважины для вскрытия каналов. выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.

Оценка увеличения добычи

Рисунок 2 Сравнение добычи из наклонных скважин и многоствольных скважин с горизонтальными ответвлениями на разной глубине.

На основе анализа чувствительности по системе NODAL сравнивается производительность двух горизонтальных ответвлений, расположенных одно над другим, и наклонных скважин с различной протяженностью вскрытия продуктивной зоны, представленной двумя толстыми пластами чистого песчаника (Мексиканский залив).

Еще одной областью применения горизонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений. где круто-падающие пласты могут быть увенчаны газовой шапкой вверху или подпираться снизу водой. Одним из способов бурения в таких структурах является вскрытие сразу нескольких пластов одним горизонтальным стволом, размещаемым на безопасном расстоянии от газовой шапки и подпирающей воды. Хотя этот способ кажется очень эффективным, он имеет очевидный недостаток. В скважину совместно поступает продукция всех вскрытых пластов, и прорыв газа или воды по одному из них отрицательно скажется на работе всех остальных. Более надежным было бы селективное вскрытие каждого пласта отдельным боковым стволом. При этом боковые стволы располагаются на безопасном расстоянии от контакта с газом или водой, что предотвращает преждевременное обводнение или разгазирование добываемой продукции. Для каждого бокового ствола выбирается оптимальная протяженность вскрытия продуктивного горизонта.

В продуктивной толще Мексиканского налива встречается много пластов песчаников с высокой проницаемостью, часто превышающей 1000 мД, которые при заканчивании требуют принятия мер по контролю за [выносом песка. Типичный пример иллюстрирует применение бурения боковых стволов в таких условиях.

Ранее пробуренная скважина пересекла продуктивный песчаник под углом 35 к вертикали, после чего был проведен гидроразрыв для повышения дебита и контроля за (износом песка. Дальнейшие исследования показали, что скин-фактор коллектора равен 40. а проницаемость около 180 мД. Продуктивная зона состояла из двух песчанистых пластов мощностью по 12 м каждый, разделенных глинистой прослойкой, поэтому возникла дилемма: бурить одно наклонное ответвление через всю зону или по одному на каждый пласт песчаника.

Поскольку предстояло бурить из уже существующей скважины, то диаметр ответвлений был ограничен до 150 мм. Условия заканчивания требовали применения (фильтра с гравийной набивкой для контроля за выносом песка, в результате чего внутренний канал скважины в продуктивном интервале уменьшался до 50 мм. При анализе с помощью системы NODAL получили два семейства кривых (Рисунок 2). Зеленые кривые показывают взаимосвязь устьевого давления и восходящего потока. Резкий подъем при высоких скоростях говорит опытному специалисту по разработке. что с увеличением диаметра НКТ дебиты повысятся. Однако увеличение диаметра НКТ экономически не эффективно. Голубые кривые отражают чувствительность ВОП (величины относительного притока, измеряемой отношением изменения притока к изменению забойного давления) к протяженности наклонного или горизонтального ствола скважины. Благодаря потерям давления на трение в канале малого диаметра, кривые ВОП идут вместе на протяженных участках узкого туннеля, и нет существенного увеличения дебита при удлинении ответвления с 366 до 732 м. Красная кривая показывает суммарный дебит двух боковых стволов по 91 м каждый, пробуренных в каждом из двух пластов. Ввиду их меньшей длины (а значит и меньших потерь давления), два отдельных 91-метровых боковых ствола превосходят по дебиту один 732-метровый наклонный боковой ствол.

Все это демонстрирует влияние диаметра НКТ на работу боковых стволов в высоко-проницаемых коллекторах. Бурение наклонных или горизонтальных боковых стволов увеличивает дебиты скважин, но потерн давления на трение в НКТ или самих боковых стволах могут ограничить эти дебиты. В таком случае возможно принятие альтернативного решения об эксплуатации боковых стволов при меньших значениях депрессии на пласты. При этом появляется возможность набежать применения дорогостоящих средств контроля за выносом песка — гравийных фильтров различных типов. Экономический анализ затрат на каждый вид работ с учетом ожидаемых изменений добычи позволит выбрать оптимальное решение.

30
Июл

oilman.by

Варианты бурения боковых стволов из существующих скважин

Существует четыре главных системы бурения бокового ствола горизонтально-разветвленных скважин:

*Технология бурения скважин по сверхмалому радиусу с помощью струи высокого давления
*Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основанная на применении роторной компоновки
*Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основанная на использовании забойных двигателей
*Бурение скважин по среднему радиусу искривления

Все четыре системы пригодны или будут пригодными для бурения бокового ствола. Первые три системы требуют применения специального бурильного инструмента и специальных методов исследований в скважинах. Малые радиусы искривления скважин накладывают также ограничения на возможность оценки продуктивного пласта и методы заканчивания скважин.

В отличие от них при средних радиусах искривления применяется обычный бурильный инструмент, включая систему измерений в процессе бурения для инклинометрии и ориентирования отклонителя. Единственным исключением являются ограничения оценки продуктивного пласта и заканчивания скважины по радиальному зазору, связанные с ограничениями по диаметру скважины. По этой причине ожидается, что на рынке технологий для бурения боковых стволов приоритет за оборудованием для проводки скважин по средним радиусам искривления.

Системы бурения боковых стволов из колонны

*Возможно также проведение гамма-каротажа

Таблица Системы бурения скважин с боковыми стволами.

Рынок технологий для бурения бокового ствола будет развиваться, если только скважины с боковыми стволами обеспечат экономически выгодную добычу углеводородов. Скважины с боковыми стволами представляют интерес, так как они позволяют снизить стоимость проектов разработки. Трубопроводы и оборудование для добычи уже смонтировано, разрешение на проводку дополнительных стволов и перевод в эксплуатацию может быть получено в кратчайшие сроки. Имеются также возможности снижения расходов на бурение. Это произойдет по мере освоения промышленностью технологии искривления скважин, и тогда во многих случаях расходы на проходку горизонтальных скважин снизятся на 25-50%. Усовершенствование характеристик оборудования и поощрение буровых контрактов на такие виды работ приведет к еще большему снижению общих расходов на бурение.

С другой стороны, эти скважины должны увеличить дебит скважин, запасы нефти или коэффициент извлечения нефти (ЕОR). Эти преимущества должны подтвердиться.

Приведенные ниже рисунки иллюстрируют схемы, пригодные при проектировании горизонтальных боковых стволов. На них представлены типичные эксплуатационные скважины с промежуточной колонной, установленной над продуктивным пластом и эксплуатационной колонной-хвостовиком, установленной в наклонном участке, вскрывшем продуктивную зону.

К недостаткам схемы 1 относится то,что начало горизонтального участка будет находиться на некотором расстоянии от старой скважины и ориентирование горизонтального участка будет ограничено азимутом старой скважины. Если промежуточная колонна сильно изношена, может потребоваться ре­монтная обсадная колонна-надставка. Это может ограничить размер бурильных и насосно-компрессорных труб и отрицательно сказаться на экономических показателях проекта.

Основным недостатком схемы 2 является то, что бурение "S"-образного криволинейного участка сопряжено с большим риском. Это приводит к удлинению и удорожанию скважины, увеличивает крутящий момент и нагрузку на крюке при подьеме и ведет к большему износу промежуточной колонны.

К недостаткам относится то, что в скважинах малого диаметра можно проводить только гамма – каротаж, а не полный объем измерений в процессе бурения. К тому же ориентация горизонтального участка будет ограничена направлением старой скважины, а эксплуатационная колонна-хвостовик должна иметь малый диаметр.

Главная проблема бурения боковых стволов в настоящее время связана с большими затратами времени на забуривание нового ствола. Усовершенствование конструкций райберов позволило вырезать окно за один рейс. Проблемы с некачественными цементными мостами в скважине были решены предварительным расширением участка установки моста-пробки и установкой уипстока в обсадной колонне без его цементирования.

6
Ноя

oilman.by

Смотрите также

• 
  Как не проскочить водоносный слой при бурении
• 
  Где лучше бурить скважину в доме или на улице
• 
  Сколько нефтяных скважин сша
• 
  Утепление кессона скважины
• 
  Кабель для скважин
• 
  Воронка в скважине
• 
  Схема очистки воды из скважины
• 
  Поверхностные самовсасывающие насосы для воды со скважины
• 
  Бурение скважин в клину
• 
  Бурение скважины своими руками желонкой
• 
  Разработка проекта зсо скважины