Бурению горизонтальных скважин 5

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

Рис. 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

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

колонках приведены примеры повышения добычи и отдачи пластов за счет бурения наклонных и горизонтальных боковых стволов, эффективность которых определяется проницаемостью и коллекторскими характеристиками пластов.

Рис. 5.6 (продолжение) Оптимизация добычи.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

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 порового давления в процессе эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут образоваться в аллювиальных 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.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

Рис. 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

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

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 залива 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 выносом песка. Дальнейшие исследования показали, что скин-фактор коллектора равен 40, а проницаемость около 180 мД. Продуктивная зона состояла

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

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 (рис. 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 высокопроницаемых коллекторах. Бурение наклонных или горизонтальных боковых стволов увеличивает дебиты скважин, но потери 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 избежать применения дорогостоящих средств контроля за выносом песка -

гравийных фильтров различных типов. Экономический анализ затрат на каждый

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

вид работ с учетом ожидаемых изменений добычи позволит выбрать оптимальное

решение.

Опыт выбора скважин для бурения боковых стволов

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях западносибирского 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.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

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

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

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.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

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 мЗ/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,

СПБГУАП группа 4736