Технологии зарезки боковых стволов применяемые при строительстве многоствольных скважин
Обновлено: 07.07.2024
Зарезка боковых стволов. Зарезка боковых стволов
Зарезка применяется для того, чтобы успешно вернуть в рабочее состояние любую из скважин, которая не может быть задействована из-за геологических и технических условий. Благодаря методике удается задействовать в работу те участки пласта земли, из которых трудно добывать ресурсы по многим причинам. Применим метод в основном для месторождений газа и нефти, а также для воды, что повышает работу в малодебитных местах.
Чаще всего данный метод применяется, как аварийная мера. При этом осуществляется бурение дополнительных стволов. При таких боковых зарезках все расходы очень быстро окупаются, и это значительно дешевле, чем производить поиски места залегания необходимого сырья, и бурить новую шахту. Сети новых стволов бурятся на используемых месторождениях, поэтому данный процесс непростой. Все работы должны производиться только профессионалами, имеющими большой опыт в данном деле. Это позволит избежать всевозможных рисков и проблем. Чтобы не было пересечения основных и боковых шахт, необходимо точно рассчитать траекторию новых скважин. А такие расчеты возможны только при помощи высокотехнологического оборудования и обширных познаний в сфере создания дополнительных скважинных стволов.
Целью работы является анализ эффективности применения боковых стволов при разработке нефтяных месторождений
1. Зарезка боковых стволов
На всех разрабатываемых месторождениях имеются бездействующие и малодебитные скважины. Очевидно, что сокращение числа бездействующих и малодебитных скважин является важным резервом увеличения добычи нефти, газа и газового конденсата и позволит получить дополнительную отдачу от ранее сделанных капитальных вложений на бурение этих скважин.
Одним из эффективных методов восстановления бездействующих или увеличение дебита работающих скважин является бурение бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны.
Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте.
Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.
Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.
увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным;
отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуатировалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.);
уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.[6]
удорожание бурения на 10-50% прибурение горизонтальной части ствола и дополнительные затраты за счёт длины горизонтально ствола;
технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтнопрофилактическими работами в горизонтальных скважинах;
возможность образования гидрозатворов при не правильном выборе профиля горизонтального ствола и оборудованием таких скважин фонтанными трубами;
существенное влияние параметров анизотропии при вскрытии горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.[1]
более равномерное стягивание контура нефтегазоносности, что увеличивает коэффициент заводнения и, следовательно, конечную углеводородоотдачу;
более высокий охват пласта вытеснением;
горизонтальный ствол, протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом линзы, участки повышенной и пониженной проницаемости, каверны и трещины;
более высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой;
снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважин;
более высокая производительность при фиксированном забойном давлении, в случае разработки объектов с аномально высоким пластовым давлением.
Требования к выбору скважин для бурения в них горизонтальных стволов:
1. Все работы по зарезке и бурению БС представляются следующими основными этапами:
- выбор основных стволов для заданного множества забоев БС;
- выбор интервала вырезания «окна» (секции) в эксплуатационной колонне;
- расчет траектории БС;
- вырезание «окна» (секции) в эксплуатационной колонне;
- зарезка и бурение бокового ствола;
- закачинвание бокового ствола.
состояние эксплуатационной колонны выше интервала зарезки бокового ствола по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;
необходимо обладать достоверной информацией о траекториях стволов подобранной и соседних с ней скважин для предотвращения пересечения стволов.
пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола, максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
допустимая величина разности азимутальных направлений основного и нового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;
траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико-экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки и бурения боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.[4]
Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выборе типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.
При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.
Если зенитный угол составляет 55-75°, скважина считается пологой, если 75-97° - горизонтальной.
форму профиля бокового ствола;
радиус искривления при выходе на горизонталь;
угол охвата резко искривленного участка.
I - трехинтервальный профиль;
II, III - двухинтервальный профиль;
IV - четырехинтервальный профиль.
Рис. 1. Типы профилей:
I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки: 1- набора зенитного угла; 2-стабилизации; 3- падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5- горизонтальный.
Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.
Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. На стадии проектирования бурения началом горизонтального участка считается точка входа в заданный цилиндр допуска. Высота цилиндра - коридор проводки горизонтального участка, радиус окружности (круга допуска) - максимально допустимое отклонение фактического забоя от проектного. Эти параметры определяются с учетом технологических возможностей бурения, исходя из последствий в нарушении сети разработки месторождения.
В практике бурения боковых стволов средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60-660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью БС задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.
В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения боковых стволов (рис. 2). При анализе способов бурения было выявлено несколько проблем, возникающих в процессе строительства боковых стволов.
На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (рис. 2). Он должен быть устойчивым в стволе скважины и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (рис. 2 а, г). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола.
Рис. 2. Технологические способы забуривания боковых стволов:
а - вырезание окна в эксплуатационной колонне; б- вырезание части эксплуатационной колонны; в - извлечение верхней незацементированнои части эксплуатационной колонны; г — комбинированный способ бурения бокового ствола; д — бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост
Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение может привести к экологически опасным последствиям. Бурение бокового ствола позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (рис 2 б,в).
Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпластовые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола.[6]
малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной (в 2-3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах диаметром 215,9 мм);
большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10°/10 м и более;
низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных объектов.
-трудность прохождения колонн к забою;
-ограничения к жесткости колонны;
-опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной (колонной основного ствола), т.е. через голову хвостовика;
-возможность притока воды с забоя при открытом стволе;
-трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);
-невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;
-более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивными пластами).
Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пространстве.
В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков является важнейшим требованием для обеспечения надежности разобщения нефтеводоносных пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их продуктивности.
Многочисленные исследования отечественных и зарубежных специалистов и производственная практика показывают, что максимальное замещение глинистого раствора тампонажным в заколонном пространстве происходит при турбулентном режиме его течения и использовании буферных жидкостей.
Для оценки достижения турбулентного режима определяется критическая скорость восходящего потока.
Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интервалах продуктивных горизонтов, осложненных, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На конечном этапе движения цементного раствора его течение может происходить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления "стоп" скорость продавливания резко снижается, течение тампонажного раствора может происходить при "структурном" режиме, т.е. при практически не разрушенной (восстановленной) структуре. На этой скорости продавливается 0,5-1,0 м продавочной жидкости.
Ввиду малого объема продавочной жидкости при цементировании хвостовиков в БС цементировочные агрегаты должны быть установлены строго горизонтально. Определяемые временем крепления значения реологических параметров в расчетах берутся на конец продавки тампонажного раствора.[6]
3. Современные технологии зарезки боковых стволов
Задача восстановления или достижения рентабельной добычи имеет особую актуальность. Бурение бокового ствола (БС) из вырезанного участка обсадной колонны является одним из наиболее радикальных способов восстановления бездействующих, а также повышения компонентоотдачи малодебитных и увеличение продуктивности пробуренных скважин.
В настоящее время наибольшее распространение получили следующие два способа забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины:
1. Вырезка секции обсадной колонны, с последующей зарезкой БС.
2. Вырезка «окна» в обсадной колонне при помощи вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя и последующей зарезки БС скважины с этого клина-отклонителя.
Зарезка БС с клина-отклонителя
высокую точность ориентирования за счет того, что направление бурения дается уже установленным и с ориентированным клином-отклонителем;
возможность использования роторного бурения;
небольшой объем фрезеруемого металла (для 1-го способа зарезки БС необходимо вырезать не менее 7-8 м обсадной колонны), что ведет к уменьшению числа спуско-подъемных операций;
вырезание одновременно нескольких колонн;
возможность вырезки «окна» в обсадной колонне любой прочности, а также в плохо закрепленных колоннах.
Фрезы для вырезания «окна» в обсадной колонне
Для удобства реализации технологии вырезки «окна» с клина-отклонителя вырезающие фрезы изготавливаются и поставляются в комплекте. Стандартный комплект фрез состоит из стартового фреза, оконного (торцевого) фреза и арбузообразного (калибровочного) фреза.
Стартовый фрез предназначен для спуска клина-отклонителя и начального фрезерования «окна», оконный фрез — для непосредственного прорезания «окна» в обсадной колонне, арбузообразный фрез — для калибрования окна. Подготовка к работе фрез достаточно простая и сводится к внешнему осмотру всех фрез на предмет повреждений режущей поверхности и целостности резьбовых соединений. Затем осуществляется стыковка стартового фреза с клином-отклонителем для спуска его на забой и начального фрезерования.
Компоновка в составе оконного и арбузообразного фрезов собирается для непосредственного фрезерования «окна» в колонне. В некоторых случаях для улучшения колибрования «окна» в компоновку включают два арбузообразных фреза.
Выпускаемые клинья-отклонители и комплекты фрез получили широкое признание среди буровиков России. Но развитие технологий бурения и ремонта скважин побуждает непрерывно совершенствовать выпускаемую продукцию с учетом последних мировых научно-технических достижений и опыта собственных разработок, а также привлекать сторонние научные кадры. Кроме того, по индивидуальным заказам и эскизам потребителя на предприятии имеется возможность изготовления оригинального режущего инструмента для проведения буровых и ремонтных работ на скважине.
Колтюбинг и второй ствол
При бурении горизонтальных боковых стволов весьма эффективен колтюбинг (“гибкая труба”): он не только удешевляет стоимость бурения, но и позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.
По этой технологии забуривают боковые ответвления в боковых стволах на находящихся в эксплуатации месторождениях, в зонах замещения, с ухудшенными коллекторскими свойствами, как итог – освоение запасов нефти, добыча которых считалась нерентабельной.
Первыми в России опробовали эту технологию на боковых горизонтальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003–2005 гг. Технология бурения на депрессии включала применение облегченных промывочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с забойной телеметрической системы “Надир” (ОАО НПФ “Геофизика”).
Для безаварийной проводки боковых скважин на нефть и газ важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая в процессе бурения. Она позволяет прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины для предотвращения выхода долота за пределы пласта-коллектора и/или попадания его в обводненную часть коллектора. Для получения информации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) системы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивление. По оперативным показаниям MWD-системы и ведется бурение.
Наличие приборов (зондов) в телесистеме позволяет обходиться без повторного проведения геоинформационных исследований после бурения, что также сокращает расходы на строительство скважины. В подавляющем большинстве используется импортная телеметрия от известных производителей: Halliburton, Baker Huges, Geolink (группа Sondex), Schlumberger и др. В России наиболее известна телесистема SperrySun RMLS™ Retrievable MultiLateral preengineered casing window System от Halliburton. Российским ОАО НПФ “Геофизика” также разработаны и выпускаются несколько вариантов информационно-измерительной системы контроля и управления процессом бурения.
В этой работе были рассмотрены анализ эффективности применения боковых стволов при разработке нефтяных месторождений
Результаты анализа реферата показали, что:
1. Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов осталось бы в пластах. Боковые стволы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения углеводородов и максимально использовать ранее разведанные запасы.
Анализ использованной литературы свидетельствует что :
Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональным освоением нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение месторождения, его физические характеристики, физические и физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породу; должен уметь правильно обрабатывать и оценивать данные, которые были получены во время вскрытия и во время его последующей эксплуатации.
Список литературы
1. Алиев З.С. Исследование горизонтальных скважин.- Уфа: НГТУ, 2004.-365с.
2. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин.- М.: ООО"Недра-Бизнесцентр", 2001.- 199 с.
3. Волков Ю.А. Анализ зарубежного опыта использования горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений /Ю.А. Волков, Л.Г. Карпова, Р.Х. Муслимов // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние и проблемы: Сб.науч.тр. /ВНИИОЭНГ.- 1996.- Вып.3.- 242-254 с.
4. Зозуля Г.П. Бурение нефтяных скважин нефти и газа из горизонтальных скважин. Москва: Недра, 2009.-260с.
5. Зозуля Г.П. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. Москва: Академия, 2009.- 176 с.
6. Муслимов Р.Х. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами /Р.Х. Муслимов, Э.И. Султанов, Р.Г. Рамазанов, Ю.А. Волков //Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние и проблемы: Сб.науч.тр. /ВНИИОЭНГ.- 1996.- Вып.3.- 61-71 с.
Зарезка боковых стволов
Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на зрелых месторождениях и коэффициент извлечения нефти (КИН) из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки продуктивного пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), добыча которых ранее не представлялась возможной.
Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.
Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.
Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже ее среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте используется строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.
Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями (ГРП, пологие скважины и тд).
Фонд бездействующих скважин огромен, только в России этот фонд превышает 40 000 ед.
Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов.
Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.
Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда:
- вырезание участка колонны,
- бурение с отклоняющего клина и тд
К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола.
Нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, поэтому рассмотрим 2 других варианта.
Вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при ЗБС удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола.
При этом варианте существенны затраты связанные со временем:
- Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.- Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.
- Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.
- Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 о ) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.
Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии.
Абсолютное большинство эксплуатационных скважин - наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке, можно считать заведомо известным азимут.
Поэтому нет необходимости вырезания участка колонны большой протяженности, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.
В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет интервал 6 - 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где протяженность участка вырезания составляет не менее 18 метров. Большое количество боковых стволов было пробурено по такому варианту технологии в Удмуртнефти, начиная с середины 1990 х гг.
Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени, общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже, чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат - малым утешением при получении стволов меньшего Ø.
В РФ технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока), которая разделяется на несколько подвариантов.- традиционный - когда каждый этап: спуск якоря, клина, стартового райбера, зарезного и расширяющего райбера проводился отдельным спуском.
- на комплекты райберов, позволяющих за 1 спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания.
Наиболее распространены якоря с упором на забой.
Недостатками таких якорей являются:
- Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени.
- Механическое заякоривание требует создание определенных нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении.
В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе. В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надежностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста.
Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель.
1 м спуском предусматривается спуск заякоривания отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъема, 2 м - спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:
- Применение жесткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины.
- Проблематичность в ориентировании отклонителя.
- Необходимость выполнения операции в 2 этапа. НПП Горизонт разработало и запатентовало устройство для многоствольного бурения скважин, когда используется профильный перекрыватель в качестве проходного якоря, без внесения существенных изменений в остальные элементы устройств.
Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной.
В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств.
Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери Ø в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза.
Внутреннее отверстие ограничивается транспортным Ø компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого Ø по размеру ствола скважины.
1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 о любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.
Его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.
Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения.
Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.
Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно-горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется, как минимум, 2 спуска инструмента.
Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за 1 спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.
Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа - необходимость 2 х спусков.
Применяется также вариант зарезки бокового ствола за 1 спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.
Степень сложности
Освоением технологий строительства многоствольных скважин специалисты «Газпром нефти» занимаются уже более пяти лет. Их строительство связано с дополнительными финансовыми затратами и повышенным риском, но количество таких скважин в компании год от года растет. Причина проста: зачастую многостволки оказываются чуть ли не единственным эффективным способом добычи трудноизвлекаемой нефти
Первые многоствольные скважины были пробурены еще в годах прошлого века (см. врез). Однако в то время технологии были недостаточно развиты, чтобы делать это эффективно. Был ограничен и спрос: большинство месторождений успешно разрабатывались традиционными вертикальными или наклонно направленными скважинами.
Ситуация изменилась в Тогда стимулом для развития этого направления в мировой нефтедобыче стали потребности шельфовых проектов. Стоимость бурения на шельфе очень высока, поэтому строительство одной скважины с несколькими стволами-ответвлениями оказалось логичным решением, позволявшим экономить. Многоствольных скважин строилось все больше, сервисные компании совершенствовали свои умения и разрабатывали новые решения, повышая надежность результатов. С усложнением горно-геологических условий потребность в таких технологиях стала расти и на суше. А сегодня для некоторых проектов многоствольные скважины стали уже единственно возможным вариантом для их успешной реализации.
Тем не менее строительство многоствольных скважин и сейчас остается более рискованным и затратным делом, чем традиционное бурение. Конечно, никто не станет строить сложные и дорогие скважины без достаточных на то причин. Для «Газпром нефти» такие причины появились при реализации крупнейших арктических проектов «Новый порт» и «Мессояха». «Некоторый опыт был и раньше. В годах на активах „Газпромнефть-Муравленко“ и „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз“ уже строились самые простые двуствольные скважины, — рассказывает начальник отдела по заканчиванию скважин Научно-технического центра „Газпром нефти“ Филипп Бреднев. — Однако по-настоящему сложные технологические решения для строительства многоствольных скважин начали испытывать лишь три года назад».
Деликатная технология
Сложные скважины позволяют добиваться лучших результатов в залежах с трудной геологией — на таких видах ресурсов, как ачимовские отложения, нефтяные оторочки, шельфовые проекты, баженовская свита. Они особенно актуальны там, где нельзя провести гидроразрыв пласта (ГРП) из-за высоких рисков прорыва в скважину газа или воды, соседствующих с нефтью. Если трещина ГРП оказывается слишком большой и проникает в газовую шапку или нижележащий водоносный слой, дальнейшая добыча нефти из этой скважины часто становится невозможной.
Там, где над нефтью есть мощные газовые шапки (как, например, на Новопортовском месторождении), прорывы газа возможны и без ГРП. Чтобы этого не происходило, приходится ограничивать добычу, снижая депрессию Депрессия на пласт — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине. Чем выше депрессия, тем интенсивнее приток жидкости в скважину. , а это негативно сказывается на экономике проекта. Многоствольные скважины, которые за счет большей протяженности стволов увеличивают коэффициент охвата продуктивного пласта, позволяют решить эту проблему. При одинаковой депрессии они дают более высокие стартовые дебиты, чем одностволки. А чем больше дебит, тем быстрее окупается скважина и проект в целом. Строительство таких скважин на месторождениях в Заполярье позволяет более эффективно использовать пятилетние налоговые каникулы, действующие там, чтобы окупить дорогостоящую инфраструктуру.
В других случаях, например на Восточно-Мессояхском месторождении, многоствольные скважины позволяют более эффективно охватить сложные, расчлененные залежи, состоящие из многочисленных, не связанных друг с другом объектов — ловушек с нефтью. Бурить отдельную скважину к каждой такой ловушке было бы слишком дорого, а зачастую это и технически невозможно, так как их точное расположение не установить.
Технология строительства многоствольных скважин
Под термином «многоствольная скважина» понимается скважина, в состав которой входит несколько стволов, отходящих от основного. Преимуществом такого бурения является повышенный коэффициент охвата. Без многоствольных скважин объемы добычи нефти в мире были бы значительно ниже, так как часто нет технической возможности провести бурение новых скважин с поверхности, или если расходы на проект окажутся излишне высокими. Особенно актуальна технология строительства многоствольных скважин для нефтедобывающих платформ (не хватает слотов для бурения).
Что такое многоствольные скважины?
- стандартные эксплуатационные;
- уплотняющие;
- боковые стволы, отходящие от центрального ствола.
Если многоствольная скважина пробурена в удачном месте, по эффективности она способна превзойти сразу несколько традиционных аналогов. Вместе с этим сокращаются затраты на строительство, повышается эффективность работы, нефть из пласта поступает быстрее и в больших объемах. Грамотная реализация технологии многоствольного бурения позволяет более качественно проводить разработку месторождений и заметно повысить показатель КИН (коэффициент извлечения нефти). Соответственно, экономическая эффективность скважин не подвергается сомнению.
Способов реализации технологии очень много. Особенно часто она используется в случаях, когда необходимо провести разведку крутопадающих залежей. В таких условиях каждый ствол искривляется по естественному направлению. Схемы сильно различаются между собой – основной ствол по отношению к боковым может находиться выше, ниже или посередине. Получается сложная структура скважины, в каждом конкретном случае многоствольное бурение скважин ведется по индивидуальному проекту, с учетом особенностей месторождения.
Многоствольное бурение на новых и действующих месторождениях
В большинстве случаев многоствольное бурение используют при разведке нового месторождения. Если применение технологии признается целесообразным, она используется уже в промышленных целях. Ранее возможности были ограничены несовершенством оборудования, но сейчас технология рассматривается как надежная и проверенная – ее используют повсеместно.
Быстрое развитие многоствольного бурения объясняется также истощением действующих крупных месторождений, где большие объемы нефти располагались в достаточно крупных полостях горных пород. Значительная часть действующих сейчас месторождений – это множество изолированных полостей, получить к ним доступ с помощью обычных одноствольных скважин очень сложно и экономически нецелесообразно. В то же время многоствольные скважины позволяют вывести в один ствол нефть из нескольких полостей одновременно.
Строительство скважин по многоствольной технологии дает следующие преимущества:
- Снижается общая стоимость работ, так как вначале проводится бурение до рабочей глубины, после чего добавляются горизонтальные ответвления.
- Увеличивается объем нефти, извлекаемой в расчете на одну платформу - соответственно, повышается и экономичность.
- Наличие нескольких стволов позволяет разрабатывать коллектор на большей площади.
- Можно с большей точностью оценить текущие объемы запасов. Применение многоствольных скважин делает выгодной разработку даже маргинальных месторождений.
- Меньше скважин с поверхности, за счет чего отрицательное влияние на окружающую среду снижается.
- Буровые раствор и шлам утилизируются в меньших объемах.
Перспективное решение – строительство многоствольных скважин на основе уже имеющихся в действующем фонде (для повышения экономической эффективности). Увеличивается охват разрабатываемых объектов, тогда как расходы снижаются – уже есть основа в виде пробуренных скважин и сопутствующей инфраструктуры.
Для бурения на морских платформах альтернативы многоствольной технологии практически нет – исходное количество скважин ограничено, и повышения эффективности можно добиться только за счет дополнительных стволов-ответвлений.
Технология строительства многоствольных скважин
Несмотря на хорошо отработанные методы проектирования и строительства, многоствольное бурение скважин – это масштабный и ресурсоемкий проект. По этой причине на начальном этапе проводится тщательная оценка коллектора. Основные характеристики коллекторов, указывающие на целесообразность многоствольного бурения:
- Изолирование скопления углеводородов в коллекторе.
- Линзовидная форма коллектора, не допускающая использования одной горизонтальной или вертикальной скважины.
- Обилие природных трещин в коллекторе, или достаточная проницаемость только по одному направлению.
- Разработка с заводнением. В данном случае основную законченную скважину эксплуатируют в качестве нагнетательной, тогда как продуктивными будут боковые ответвления. Возможен и обратный вариант, когда именно боковые стволы используются для нагнетания давления.
- Количество скважин, предусмотренных на добывающей платформе, не позволяет проводить разработку с ожидаемой эффективностью.
Для многоуровневых месторождений с несколькими нефтеносными пластами технология строительства многоствольных скважин является оптимальной. Допускается устройство нескольких ответвлений в один пласт, что улучшает его вскрытие, не менее распространена и кистевая форма, позволяющая вскрывать пласты на нескольких уровнях. В рамках одного пласта многоствольное бурение используется преимущественно для увеличения дренажной площади (параллельные или веерные ответвления).
Преимущества технологии строительства многоствольных скважин:
- Возможность использования независимо от сложности геолого-технических условий.
- Скважина может заканчиваться боковыми стволами, с погружением цементируемого хвостовика (или хвостовика-фильтра, без цементирования) в продуктивную зону. При необходимости можно оставить пласт в открытом состоянии.
- Одновременная работа с несколькими продуктивными зонами, даже если их параметры различаются.
- Удержание ствола в стабильном состоянии на продолжительный срок.
Из недостатков можно выделить достаточно высокую стоимость бурения, что связано с необходимостью использования дорогостоящего оборудования. В российских условиях это означает, что при выходе оборудования из строя бурение может остановиться на несколько месяцев. Данные факторы – главная причина, по которой в России нефтедобыча по многоствольной технологии все еще недостаточно развита.
Экономическая эффективность многоствольных скважин
В ряде случаев многоствольное бурение скважин делает более быстрой и менее затратной разведку нового месторождения. Экономическая эффективность многоствольных скважин проявляется во всем:
- Сокращается время, необходимое на разведку месторождения.
- Объемы работ снижаются на 20-30 процентов (монтаж и демонтаж оборудования, подведение электричества, воды).
- Изменяется методика ведения разведки, требуется меньшее число исходных скважин.
- Требуется меньше оборудования и инфраструктурных сооружений, сокращаются расходы на обслуживание нефтедобывающего комплекса на месторождении.
Экономическая эффективность строительства многоствольных скважин обеспечивается за счет того, что расходы на бурение и заканчивание становятся меньше, тогда как объемы добычи возрастают. Повышается эффективность дренажа коллектора. Можно получить большее количество сырья при меньшем количестве скважин. Общие затраты на разведку и разработку ниже, достигается экономия на инфраструктуре.
Дополнительный фактор, указывающий на экономическую эффективность многоствольных скважин – возможность их строительства на базе уже действующих стволов. Бурение с поверхности здесь не требуется, можно создать ответвления к пластам, которые ранее были пропущены.
Многоствольное бурение позволяет повысить продуктивность давно разрабатываемых месторождений нефти и с максимальной эффективностью организовать разработку новых.
Видео: Метод многоствольного бурения
Читайте также: