Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное \бурение горизонтальных скважин

ГЛАВА 2 Раздел 5

Бурение боковых стволов

 

Бурение боковых стволов

 

Бурение боковых стволов из существующих скважин дает

 но­вую жизнь старым месторождениям

В результате недавнего всплеска активности технической мысли были разрабо­таны новые способы «оживления» старых месторождений нефти и газа и тех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научно-технической специализации, характерной для нефтя­ной отрасли.

Новые технологии и стратегия промысло­вых сервисных работ, созданные в те­чение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добы­вающие компании пришли к общему мне­нию о необходимости дать новую жизнь старым скважинам. Сейчас, когда «ожив­ление» месторождений с падающей добычей является главным направлением деятельно­сти нефтегазодобывающих компаний, необ­ходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических реше­ний. Конечной целью любых «улучшаю­щих» проектов является оптимизация до­бычи и экономических показателей, и сервисные компании принимают самое ак­тивное участие в достижении этой цели.

Растущие требования заставили сервис­ные компании «повысить квалификацию» и расширить перечень решаемых проблем по контролю за добычей и состоянием про­дуктивных пластов. Активизировалось техническое творчество. Например, в об­ласти бурения стволов-ответвлений техни­ческие разработки (бурение гибкими тру­бами, ма­логабаритные телеметрические системы и специальное оборудование для заканчивания боковых стволов) расшири­ли выбор вариантов ускорения окупаемос­ти инвестиций в месторождения. Но какой подход самый лучший, как его применить и в каких скважи­нах?

В поисках ответов на такие вопросы сер­висные компании провели реорганиза­цию с целью предоставления многопрофильных комбинированных услуг. Расширение кру­гозора способствовало увеличению переч­ня оказываемых услуг, включая поиск скважин с неиспользованными возможнос­тями и экономически обоснованные реко­мендации по повышению производительно­сти скважин и максимальному увеличению их чистой текущей стоимости.

Совершенствование технологий бурения увеличило число скважин, из которых можно бурить боковые стволы с коротки­ми и средними радиусами кривизны, а так­же разветвленные стволы, применяя бу­рильные колонны из обычных или гибких труб. В этом году только в США предстоит пробурить более, чем 1500 вторичных скважин. К 1999 году число таких сква­жин увеличится на 25%.

                       

 

                     Рисунок 5-1  Системы бурения боковых стволов.

 

 

Возвращение к старым скважинам

 

Возвращение к старым скважинам для по­лучения дополнительной добычи не явля­ется новым методом. Начиная с середины 50-х годов, нефтяные компании возвра­ща­лись к старым скважинам и бурили боко­вые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом сред­ства в сравнении с бурением новых сква­жин. Недавнее расширение рынка услуг по бу­рению боковых стволов обязано во мно­гом совершенствованию технологий буре­ния и заканчивания скважин.

Бурение боковых стволов снижает стои­мость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производи­тельности скважин, бурение боковых ство­лов позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разра­боткой (Рисунок 5-2). Многоствольные разветв­ления из существующих скважин улучша­ют условия вскрытия продуктивного пласта (Рисунок 5-3). А небольшие изолирован­ные залежи нефти или газа могут быть вскрыты скважинами с большими отхода­ми от вер­тикали, в том числе и многост­вольными (Рисунок 5-4). Обычно горизонталь­ные сква­жины по производительности превосходят вертикальные скважины в 3-4 раза, а в неко­торых случаях наблюда­лось увеличение производительности в 17 и более раз. Кроме того, при наличии газо­вой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост из­влекаемых запасов."

Не для всех скважин бурение боковых стволов является наилучшим способом повышения производительности. В связи с этим корпорация Шлюмберже выбрала уве­личение отдачи пластов в качестве ос­новной цели своей сервисной деятельнос­ти. На­правления приложения усилий опре­деляются объединенной группой инженеров, деле­гированных компаниями и решающих проблему выбора скважин-кандидатов на прове­дение работ по повышению отдачи пластов. Эта так называемая Группа повы­шения нефтеотдачи пластов (английская аббревиатура PEG) несет основную ответ­ственность за отбор скважин-кандидатов и выработку проектных решений. На основе технико-экономического анализа промыс­ловой информации о скважинах или мес­торождениях инженеры группы РЕG при­нимают оптимальное проектное решение, используя по­мощь специалистов соответ­ствующего профиля. Решение зависит от возникающих проблем и может включать новые геофизические исследования, реви­зию уже имею­щихся каротажных материа­лов, бурение новых скважин или ответв­лений, повторную перфорацию, обработку прискважинной зоны для интенсификации притока или другие виды капитального ре­монта скважин. Все это делается для обеспечения первоклассного сервиса при решении любого вопроса, относящегося к повышению нефтеотдачи пла­стов.

 

Добыча из незатронутых эксплуатацией пластов

 

 

Рисунок 5-2          Повышение текущей стоимости ста­рых месторождений. Бурение горизон­таль­ных ответвлений из существующих скважин позволяет вскрыть незатронутые экс­плуата­цией продуктивные пласты.

 

 

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 5- 6). 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.

Оптимизация отдачи пласта

 

Рисунок 5-3            Повышение добычи за счет сети бо­ко­вых стволов. Дополнительные боко­вые ство­лы расходятся ве­ером из существую­щей обычной или горизонтальной сква­жины и улучшают усло­вия притока из пласта.

 

 

Вскрытие удаленных структур

 

Рисунок 5-4 Повышение эффек­тивности разработ­ки мелких за­лежей.

Новые техноло­гии и техни­ческие средства бурения могут повы­сить потребительскую стои­мость за счет вскрытия мелких залежей нефти. Использо­вание новейших забойных двигателей и гео­навига­цию, можно бурить с морских плат­форм направленные сква­жины с отходами в несколько ки­лометров, исключая необходи­мость дополнительного строи­тельства. Сеть боковых стволов, пробуренных из основной скважи- ны, могут вскрыть различные час- ти месторождения, позволяя отка­заться от бу­рения новых скважин.

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 5- 8). 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 5- 9). 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 5-6  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 5-6 (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 5-7 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.

 

Образование конуса воды     Рисунок 5-8 Образование конуса и прорыв воды в скважину в условиях, когда интервал перфорации находится вблизи водонефтяного контакта. Уменьшение дебита снижает депрессию на пласт и интенсивность конусообразования.

Образование призматического гребня воды   Рисунок 5-9 Эффективный способ добычи т гори­зонтального ствола. Для получения одного и того же дебита в горизонтальном стволе не­обходима гораздо меньшая депрес­сия, чем в вертикальном.

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 5- 7). 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.

 

Опыт выбора скважин для бурения бо­ковых стволов

 

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях западно-си­бирского региона в бывшем Советском Союзе находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капи­тального ремонта, такие как дополни­тельная пер­форация, кислотная обработ­ка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают до­бычу. Но в некоторых случаях эффективным решением являет­ся использование суще­ствующих скважин для бурения из них боковых стволов с го­ризонтальным заканчива­нием.

Пласты вводились в эксплуатацию поочередно, начиная с нижних, а после их истощения устанавливались цементные мосты и осуществлялся переход на выше­лежа­щие пласты. Не было случая одно­временной эксплуатации двух и более пластов.

С целью сбора необходимой для анализа промысловой информации был подго­тов­лен перечень вопросов. Выбрали шесть на­иболее перспективных скважин. Для каж­дой подсчитали увеличение дебита за счет бурения горизонтальных боковых стволов. Поскольку вертикальные скважины вскрывали всю продуктивную толщу, вышележа­щие пласты подверглись загрязнению буровым раствором, плот­ность которого при­шлось увеличить для безопасного вскрытия нижележащих плас­тов. Чтобы сравнить возможное увеличение дебитов после операций обычного кап­ремонта, гидроразрыва и бурения горизон­тального бокового ствола были проведены исследования чувствитель­ности скважин к ухудшению скин-фактора.

Во всех расчетах для оценки потенциаль­ной продуктивности улучшения протя­жен­ность горизонтального ствола в продуктив­ном пласте принималась постоянной и равной 229 м при идеальном скин-факторе (табл. 1). Для бурения боковых стволов вы­бирались только те горизонтальные скважи­ны, которые по расчетной производительно­сти вдвое превосходили вертикальные скважины, подвергнутые гидроразрыву.

Наибольший ожидаемый прирост деби­тов получили для горизонтальных боко­вых стволов со средним радиусом кривиз­ны, пробуренных с промывкой раствором VISPLEX и обсаженных предварительно перфорированными хвостовиками. Буре­ние боковых стволов намечено начать в конце года, и тогда можно будет проверить досто­верность прогнозов.

Интересные примеры применения гори­зонтальных боковых стволов имеются в Северном Техасе, где добывающая ком­пания ТКЛО занималась разбуриванием куполо­образных рифовых построек. Трехмерная сейсмическая съемка позво­ляет выявить рифы, но не дает возмож­ности определить границы залежей угле­водородов, которые мигрировали в ловушки, образовавшиеся в процессе до­ломитизации. Скважины обычно бурят в центр рифовой постройки по принципу «попадем — промахнемся».

После того, как пробуренная вертикаль­ная скважина оказалась сухой, в компа­нию Анадрилл была направлена просьба спроектировать горизонтальный боковой ствол с высоким темпом набора кривизны, что позволило бы увеличить шансы вскрыть зоны пустот, заполненных углево­дородами. Диаметр вертикальной скважи­ны был 200 мм, и в связи с небольшими размерами рифового тела отход ответвле­ния от вертикали не должен был превы­шать 152 м. Поэтому надо было решить две технологические про­блемы: забурить боковой ствол, диаметр которого значи­тельно меньше диаметра сква­жины, на­брать зенитный угол 90" по кривой с корот­ким радиусом, так как ответвление со средним радиусом не вписалось бы в габа­риты рифа.

 

Анализ данных для отбора подходящих скважин

Таблица 1

 

Месторождение	A	B	C	D	E	F
Эффективная мощность, м.	14	37	19	6	8	9
Глубина по вертикали, м.	2400	2400	2800	2800	2500	2400
Проницаемость, мД.	3	3	1,5	5	4	6
Вертикальная проницаемость	Хорошая вверху	Средняя	Хорошая	Плохая	Плохая	Плохая
Давление, мПа.	27,58	20,69	26,20	27,58	25,44	24,93
Начальное давление, мПа.	29,89	25,53	29,39	28,57	26,15	24,93
Вертикальный скин-фактор	5	12	10	5	5	5
Дебиты, м3/сутки
Верт. скв. (загр. колл-р)	24	22	23	38	37	69
Верт. скв., скин=1	41	63	56	59	58	99
Верт. скв. после ГРП	70	94	86	98	97	156
Горизонт. скв., прогноз	156	95	169	242	236	323
Соотношение дебитов
Гориз./Вертик., загрязн.	6,5	4,3	7,3	6,4	6,4	4,7
Гориз./Вертик., скин=1	3,8	1,5	3,0	4,1	4,1	3,3
Гориз./Вертик., послеГРП	2,2	1,0	2,0	2,5	2,4	2,1
Период окупаемости, сут.	20	33	18	13	13	10

 

Отбор подходящих скважин в бывшем Советском Союзе. Промысловые данные (верхняя таб­лица) используются для подсчета прогнозируемых дебитов скважин с раз­личными условиями заканчивания (средняя таблица), включая вертикальную скважину с загрязненной продуктивной зоной, вертикальную скважину со скин-фактором. уменьшенным до 1, вертикальную скважину после гидроразрыва пласта (ГРП) и сква­жину с горизонтальным ответвлением и скин-фактором. равным 1. В качестве кандида­тов для проведения работ выбирались только те скважины, где из горизонтального от­ветвления можно получить дебит, в 2 и более раз пре­вышающий дебит вертикальной скважины после ГРП. У этих скважин самый короткий срок окупаемости.

Было принято уникальное решение. В скважине установили цементный мост, кровля которого находилась на 30 м выше планируемой точки забуривания ответвле­ния. После ОЗЦ эти 30 м цемента разбури­ли 171-мм долотом со 121-мм прямой ком­поновкой низа бурильной колонны (КНБК). Для забуривания спустили 165-мм долото и 121-мм забойный двигатель-отклонитель с углом искривления 3 град. Диа­метр долота уменьшили, чтобы не повредить стенки искусственной скважины при прохождении кривой КНБК. Этой ком­поновкой начали бурить криволинейный участок с интенсив­ностью набора кривиз­ны 27730 м, и по достижении зенитного уг­ла 62" вскрыли залежь углеводородов. Этот боковой ствол превратил сухую вер­тикальную скважину стоимо­стью 230 тыс. долларов США в продуктивную скважину с дебитом 32 м3/сутки. За­траты на провод­ку бокового ствола, включая заканчивание, составили 140 тыс. долла­ров США.

 

Способы бурения боковых стволов

 

Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением, вста­ет вопрос, какую бурильную колонну сле­дует использовать — из обычных или из гибких труб. На платформах, где нет буро­вых установок, забуривание из НКТ или бу­рение с депрессией на продуктивный пласт экономически эффективно проводить с по­мощью гибких труб. Бурение с депрессией способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличе­нию механической скорости бурения.

Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60-150 м) радиусами кри­визны, используя обычные бурильные тру­бы. Однако наметилась тенденция увеличе­ния числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12-30 м). Для буре­ния ответвлений с коротким радиусом кри­визны необхо­димы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы особенно эффективны в устойчивых породах, где можно обойтись без спуска обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Техничес­кие средства бурения по короткому радиу­су требуют меньшей протяженности ис­кривленной части ствола сква­жины, как при работе с обычными, так и с гибкими трубами. Это позволяет забури­ваться ниже внутрискважинного оборудования или раз­мещать как криволинейный, так и горизон­тальный участки ответвления в продуктив­ном пласте, чтобы избежать про­блем, связанных с вышележащими породами.

Растет популярность многоствольных новых скважин, когда из основного ствола сква­жины бурят несколько горизонталь­ных боковых стволов. Эта технология поз­воляет уменьшить число скважин на мес­торождении и сделать экономически эффективной разработку мелких место­рождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудо­вание устьев и вывод стояков на поверх­ность при подводном закан­чивании мор­ских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте для улучшения условий вскрытия, или ответвления имеют форму кисти, что по­зволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях мно­гопласто­вого месторождения. Многост­вольная конфигурация может приме­няться в одном пла­сте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими парал­лельными или расходящи­мися веерооб­разно боковыми стволами.

 

Анализ пропускных характеристик скважины

 

 

 

Рисунок 5-10 Анализ пропускных характеристик скважины.

 

В данном примере пропу­скные характеристики скважины (ПХС), отражаемые зависимостью между давлением на устье и дебитом, представлены кривыми для различного сечения канала НКТ. За счет увеличения диаметра НКТ можно значительно повысить дебит.

 

Технология бурения боковых стволов

 

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 5-11 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 5- 11). 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

F                         G

Рисунок 5-12  Вырезание окна.        Опера­ции по вырезанию окна в обсадной колонне начи­наются со спуска и ориентирования навлекаемого уипстока. создающего отклоняю­щее усилие на фрезеры (А). После фиксации уипстока якорем произ­водится срезание удер­живающей шпильки, и первый фрезер выре­зает в колонне окно размером в несколько дюймов (В). Следую­щий фрезер выполняет основной объем работы по вырезанию окна и спускается вместе с эллипсоид­ными фрезерами, которые расши­ряют окно и выравни­вают его кромки (С). После окончания вы­резания окна приступают к забуриванию от­ветвления (О). Уипсток используется, чтобы направить КНБК и оборудование для за­канчивания скважины в от­ветвление (Е). Когда работы в от­ветвлении закончены, уип­сток можно извлечь, освободив доступ к нижележащим пластам (Р и С).

Альтернативой фрезерованию всего по­перечного сечения труб является выреза­ние окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (Рисунок 5- 12). 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 (Рисунок 5- 14).

 

Бурение с коротким радиусом кривизны

Рисунок 5-13

Скважины с коротким радиусом кривизны бурят для того, чтобы избежать про­блем в вышележащих пластах, которые при­шлось бы перекрывать хвостовиком, или когда приходится забуриваться ниже спу­щенного в скважину оборудования, напри­мер, из-под башмака обсадной колонны. В некоторых пластах криволинейный и го­ризон­тальный участки можно полностью разместить в продуктивной зоне, не вскры­вая гли­нистых пропластков и снижая риск прихвата труб (Рисунок 5- 13).          Искривленный участок бурят специаль­ными КНБК для короткого радиуса кри­визны. Такая КНБК включает долото, шарнирный забойный двигатель, немаг­нитную УБТ уменьшенной жесткости и те­леметрическую систему. Высокопрочные бурильные трубы располагаются непо­средственно над КНБК, что делает более безопасным прохо­ждение колонны через криволинейный участок скважины. В вер­тикальной части сква­жины используются бурильные трубы обычной прочности.

 

Рисунок 5-14 Бурение скважин с коротким радиусом кривизны в Техасе. Зачастую ввиду малых размеров эксплуатационных объектов приходится бурить боковые стволы с коротким радиусом кривили)», чтобы не выйти за границы лицензированной террито­рии и углеводородной належи. В соответствии с законами штата и границами лицензи­онного участка для данной скважины был выделен узкий 35-метровый коридор для первых 213 м отхода от [вертикали с последующим разворотом против часовой стрелки (рисунок справа). Уипсток был установлен на глубине 1572 м. радиус кривизны сква­жины в точке вскрытия кровли продуктивного пласта составил 23 м. Бурение горизон­тального участка продолжили без смены КНЬК. Возможность вращения забойной ком­поновки, применяемой компанией Анадрилл для бурения скважин с коротким радиу­сом кривизны, обеспечило надежный контроль за траекторией горизонтального уча­стка. Кроме того. что скважина не вышла за граниты лицензионного участка, горизон­тальный ствол почти по всей 488-метровой длине разместился в пределах продуктив­ного пласта .

При бурении скважин с длинным и сред­ним радиусом кривизны интенсивность ис­кривления определяется тремя элемента­ми КНБК, находящимися в контакте со стен­ками скважины: долотом, наддолотным стабилизатором и первым стабилиза­тором над забойным двигателем. При ис­кривлении по короткому радиусу все элементы, контак­тирующие со стенками скважины должны быть расположены ни­же шарнира забойного двигателя. Этот шарнир, не влияя на интенсивность искрив­ления, обеспечивает прохо­димость двигате­ля через участки скважины с большой кривизной. Конструкция шарни­ров рассчи­тана на бурение с вращением бурильной ко­лонны. По усмотрению оператора и в зави­симости от проходимых пород, для бурения могут быть использованы шаро­шечные или алмазно-твердосплавные долота.

Для искривления по короткому радиусу компания Анадрилл использует жесткую 1,2-метровую секцию забойного двигателя с изменяемым (над столом ротора) выле­том упорной пяты, являющейся верхней из трех контактных точек, определяющих ра­диус кривизны (Рисунок 5- 16). Такая компоновка за счет постоянного контакта со стенками скважины обеспечивает предсказуемость интенсивности искривления и относитель­ную простоту контроля за проводкой гори­зонтального участка. Исключается необ­ходимость замены двигателя при переходе от одного участка профиля скважины к другому. Кон­троль за траекторией сква­жины осуществляется с помощью извле­каемой телесистемы СЛИМ-1 с прибором гамма-каротажа для привязки к геологи­ческому разрезу. Телесис­тему можно из­влекать из скважины без подъема буриль­ной колонны. Конструкция те­лесистемы позволяет передавать по гидравлическому каналу информацию на поверх­ность при наборе кривизны по радиусу более 12 м. Для повышения качества контроля траек­тории датчик угла расположен в нижней части телесистемы прямо над силовой сек­цией забойного двигателя.

Рисунок 5-15 Схема расположения месторождения Алтуритас в Венесуэле (Южная Америка)

Недавно за счет бурения скважин с ко­ротким радиусом кривизны компания ОК-СИ увеличила добычу на месторождении Алтуритас в 48 км к востоку от озера Ма-ра­каибо в Венесуэле (Рисунок 5- 15). Над продук­тивным горизонтом Марселина лежит пропласток каменного угля, который создает трудности при прохождении его наклон­ны­ми стволами, что делало горизонтальные скважины экономически неэффективны­ми, пока не появилась возможность наби­рать кривизну по короткому радиусу.

Скважина Алтуритас 22 работала с де­битом 47 м3/сутки. Решили увеличить де­бит за счет бурения горизонтального от­ветвления с помощью системы компании Анад­рилл для искривления по короткому радиусу. Планировалось установить съем­ный уип­сток в 244,5-мм обсадной колонне, вырезать боковое окно, пробурить криво-линейный и горизонтальный участки боко­вого ствола, после чего передать скважину в эксплуата­цию. Съемный уипсток позво­лил бы вернуться в старый ствол ниже ок­на и при необхо­димости пробурить еще не­сколько ответвлений.

С уипстока А-Z РackStock, установлен­ного на глубине 3321 м, вырезали окно длиной 6 м, из которых 3 м бурили час­тично по породе. Для улучшения выноса стружки скважину промывали гелеобразующим буровым раствором. На глубине 3327 м зенитный угол увеличился до 3°. После этого перешли на буровой раствор на углеводо­родной основе и спустили КНБК для искривления по короткому ра­диусу. Пробурили 26 м и набрали зенитный угол 90 разместив горизонтальный учас­ток ответвления в про­ектном коридоре 3349—3354 м (Рисунок 5- 17).

Дальнейшее бурение вели по продуктив­ному горизонту, состоящему из ряда пропластков песчаника. Первая половина го­ризонтального участка скважины шла от нижнего пропластка вверх, пересекая все вышележащие пропластки. Потом сква­жину повернули вниз, не выходя за преде­лы продуктивной зоны. Бурение закончи­ли, когда скважина пересекла сверху вниз все пропластки при отходе от вертикали 589м.

Успешность этого проекта можно оце­нить, исходя из текущего дебита и затрат. Боковой ствол не стали обсаживать и по­лучили дебит 318 м3/сутки, что почти в семь раз превышает дебит типичной верти­кальной скважины на месторождении. До­полни­тельные затраты составили 3,2 мил­лиона долларов США при исходной стоимости скважины 2,4 миллиона долла­ров США, то есть стоимость возросла не­значительно в сравнении с увеличением дебита. Компания ОКСИ планирует про­должить бурение скважин такого типа.

 

Рисунок 5-16 Компоновка для бурении скважин с коротким радиусом кривизны. При­меняемая компанией Анадрил шарнирная КНБК для искривления по ко­роткому ра­диусу включает забойный двигатель-отклонитель, PowerPack и телесистему Слим-1, извлекаемую из скважины без подъема бурильной ко­лонны. Угол искривления компо­новки изменяется за счет регулирования вылета опорной пяты, расположенной под си­ловой секцией забойного двигателя.

 

Применение гибких труб

Использование гибких труб является одной из новых технологий при бурении боковых стволов (Рисунок 5-18). Этот способ особенно привлекателен при высокой стоимости мо­билизации буровой установки. Наиболее эффективным применением гиб­ких труб является бурение боковых стволов сквозь НКТ с поддержанием режима де­прессии в скважине. Гибкие трубы позволяют оперативнее контролировать состояние скважин с низкими пластовыми давлениями. Отпа­дает необходимость подъема труб и глушения скважины, что повышает привлека­тельность технологии.

Новые КНБК для бурения гибкими тру­бами улучшают качество контроля за тра­екторией скважины и повышают эффек­тивность работ. Одна из таких КНБК, названная системой VIPER, имеет кабель­ный канал связи с поверхностью для пере­дачи электро­энергии и информации и включает в себя телесистему для угловых измерений и уст­ройство для поворота КНБК. Управляющие электросигналы пе­редаются с поверхности по кабелю. При бурении с депрессией на пласт, когда про­мывка осуществляется рас­твором, вспе­ненным воздухом или азотом, невозможно передать информацию по гид­равлическому каналу, и его заменяет кабельный. В срав­нении с гидравлическим ка­бельный канал увеличивает скорость передачи информа­ции на несколько порядков и позволяет уп­равлять всеми датчиками с поверхности.

Еще одним преимуществом системы VIPER является повышение эффективнос­ти бурения гибкими трубами. Электродви­гатель над КНБК увеличивает вращающий мо­мент на долоте и способствует осуще­ствлению непрерывного и достаточно точ­ного контроля за траекторией скважины.

Постоянное медленное вращение сглажи­вает траекторию скважины и уменьшает потери на трение КНБК о стенки скважи­ны, что позволяет бурить скважины с большим отходом от вертикали. Возмож­ность постоянно контролировать забойное давление в процессе бурения, промывки и спуско-подъемных операций обеспечивает поддержание заданной депрессии на пласт.

 

 

Рисунок 5-17 Профиль ответвления скважины Алтурнтас. Согласно проекту, боковой ствол вывели на горизонтальное направление по короткому радиусу кривизны в по­дошве продуктивной зоны. затем развернули вверх и после пересечения всех песчаных пропластков повернули вниз и еще раз пересекли все пропластки. После вскрытия нижнего пропластка бурение прекратили при смещении по горизонтали 589 м от точки забуривания. Из бокового ствола получили приток с семикратным увеличением дебита в сравнении с первоначальной вертикальной скважиной.

 

Система VIPER с колонной гибких труб

Рисунок 5-18 Бурение с использованием колонны гибких трус. Система VIPER - это КНБК с кабельным каналом связи, включающая в себя аппаратуру для замера инкли­нометрических данных, естественного гамма-излучения, температуры и давления, а также забойный двигатель-отклонитель с циркуляционным переводником и устройство для ориентации и постоянного вращения КНБК. Информация с забоя и команды на за­бой передаются по кабелю, который прокачивают внутрь колонны гибких труб.

 

Системы для забуривания нескольких боковых стволов

 

При многоствольном бурении несколько горизонтальных стволов размещаются в одном или нескольких продуктивных плас­тах (Рисунок 5- 19). Улучшение условий вскрытия пласта и снижение стоимости строительст­ва за счет использования наземного обо­рудования и ствола уже существующей скважины делают многоствольное буре­ние боковых стволов привлекательной технологией. Независимо от числа боко­вых стволов стоимость подготовительных работ и существующей скважины остают­ся неизмен­ными. Таким образом затраты на строительство одного ответвления в многоствольной скважине меньше, чем в скважине с одним боковым стволом. По­вышается эффектив­ность использования устьевых ячеек морской донной плиты и экономится стоимость бурения интервала. который уже вскрыт существующей сква­жиной. Боковыми ство­лами можно вскрыть новые ранее не вскрытые залежи, и дебит, приходящийся на одну ячейку, возрастет.

В большинстве случаев многостволь­ные отклонения бурят в устойчивых кар­бо­натах типа мелоподобных известняков Остин в южном Техасе, где можно оста­вить продуктивную зону необсаженной (Рисунок 5- 20). Компания Анадрил уже пробу­рила более 50 таких скважин. Горизон­тальные боковые стволы пересекают есте­ственные трещины в пласте, увеличивая дебит скважины. В основном это скважи­ны, где совме­стно эксплуатируются все боковые стволы и невозможно изолиро­вать появившийся приток воды.

Рисунок 5-19 Многоствольное бурение для повышения добычи. В истощенных зонах (верхнее ответвление) многоствольные сети увеличивают протяженность контакта скважины с продуктивной зоной и снижают необходимый уровень депрессии на пла­сты. Из основной скважины можно также пробурить несколько боковых стволов для вскрытия изолированных пластов (средние ответвления). В трещиноватом пласте два боковых ствола, направленные в противоположные стороны, пересекают наибольшее число трещин (нижние ответвления).

 

 

Рисунок 5-20 Типичная для отложений известняков Остин четырехствольная скважина (без крепления ответвлении обсадными трубами), пробуренная по заказу компании Юнион Иасифик Рееорсез.

 

 

Существует три основных способа заканчи­вания многоствольных скважин (Ри­сунок 5-21). Ответвления можно оставить необсажен­ными, как в известняках Остин, их можно обсадить колоннами труб и проперфорировать, или можно закончить скважину с ис­пользованием забойных фильтров различ­ных типов.

В коллекторах, сложенных мягкими по­родами с первичной проницаемостью, не­обходимо применение щелевых фильтров, гравийных набивок и надежного соедине­ния каждого ответвления с основным стволом. Соединения должны быть герме­тичными, обеспечивающими изоляцию бо­ковых стволов. Кроме того, в течение про­должитель­ного периода эксплуатации скважины может возникнуть необходи­мость селективного доступа в каждый бо­ковой ствол. Необходимо обеспечить на­дежный контроль за со­стоянием каждого бокового ствола, чтобы избежать ухудше­ния всей разветвленной системы в случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.

В настоящее время большинство соеди­нений с боковыми стволами располагают­ся в призабойной зоне, и надежное цемен­тирование является основным способом изо­ляции боковых стволов. В корпорации Шлюмберже ведутся разработки системы, кото­рая позволяет осуществлять селек­тивное заканчивание каждого бокового ствола. Эта система оборудована шарнир­ными направляющими патрубками, кото­рые могут быть установлены и выдвинуты в вертикальном или горизонтальном уча­стках скважины, что обеспечит простой селективный доступ к любому боковому стволу. При этом внутрен­ний диаметр ос­новного ствола не уменьшается, боковые стволы можно забуривать в любой оче­редности и спускать в скважину стандарт­ные колонны НКТ со стандартными набо­рами пакеров для заканчивания. В выступающем патрубке размещается под­веска хвостовика с пакером, что позволя­ет применять в ответвлениях стандартное оборудо­вание для заканчивания и создает условия для применения средств борьбы с выносом песка, изоляционных работ и кон­троля за притоком.

 

 

Рисунок 5-21 Варианты заканчивания скважин с ответвлениями. Ответвления можно оста­вить с открытыми стволами в устойчивых породах типа известняков Остнн на юге Теха­са (верхний рисунок). Ответвления могут быть обсажены колонной с цементиро­ванием и последующей перфорацией (средний рису­нок). Возможна также более слож­ная схема заканчивания. например, с гравийной набивкой (нижний рисунок).

Перспективы

«Взрыв» новых технологий вместе с раз­рушением традиционных границ спе­циали­зации в нефтепромысловом сервисе предо­ставили добывающим компаниям ши­рокие возможности выбора решений по повыше­нию отдачи старых месторождений. Груп­пы могут предложить усовершенствованный «набор инструментов» для оптимиза­ции добычи с помощью бурения и заканчивания боко­вых стволов. Потенциальные воз­можнос­ти таких услуг очень большие. Тысячи скважин пробурены и закончены по обыч­ным технологиям. Применение техноло­гии проводки боковых стволов только че­рез зоны трещиноватости равноценно открытию нескольких новых гигантских место­рождений.

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное \бурение горизонтальных скважин