книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdf1. Открытый незацементированный многоствольный стык. Основной и бо
ковой стволы не обсажены или в каж
дом стволе может быть подвешен хво стовик.
2. Основной ствол обсажен и заце ментирован. Открытый боковой ствол. Боковой ствол не обсажен или в от крытом стволе может быть подвешен хвостовик.
3. Основной ствол обсажен и заце ментирован. Боковой ствол обсажен, но не зацементирован. Хвостовик боково го ствола крепится в основном стволе с помощью «подвесного устройства», но не зацементирован.
4. Основной и боковой стволы заце ментированы и обсажены. Оба ствола зацементированы на участке соедини тельного узла.
5.Герметичный стык, достигаемый в процессе заканчивания.
6.Герметичный стык, достигаемый в процессе установки обсадной колонны.
7.Скважинный разделитель. Основ
ной ствол большого диаметра с двумя одинаковыми боковыми стволами
меньшего диаметра.
Рис. 17.1. Классификация многозабойных скважин.
уточнения важнейших требований при проектировании многоствольной скважины или описании имеющейся скважины. В скважине с двумя и бо лее стыками описывается каждый узел в направлении снизу вверх.
Первый показатель состоит из одной цифровой характеристики, описы-
вающей технологические параметры всех типов разветвленной части М ЗС (рис. 17.1):
Тип I — основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления об садными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик.
Тип II — основной ствол обсаж ен и зацементирован, боковой ствол име ет открытый забой или оснащ ен хвостовиком (фильтром).
Тип III — основной ствол обсаж ен и зацементирован, боковой ствол об сажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования).
Тип IV — основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (бо ковой ствол имеет хвостовик — фильтр).
Тип V — основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (тех нологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакера).
Тип VI — основной ствол обсаж ен и зацементирован, боковой ствол об сажен без цементирования.
Тип VII — основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи.
Второй показатель состоит из представленных буквенной и цифровой характеристик, описывающих скважину по ее технологическому оборудова нию для добы чи/нагнетания. На рис. 17.2 показаны уровни сложности многозабойны х скважин иерархия НТМ С и фирмы Baker Hughes.
О писание скважины. «Новая» или бездействующая скважина. Выбор способа выхода из обсадной колонны и герметичности стыка по давлению должны решаться в зависимости от конкретных условий.
Количество соединительных узлов — фактор при оценке степени слож ности скважины.
Функциональная иерархия НТМС (Baker Oil Tools) — рис. 17.2, 17.3:
—уровень 1 — откры тое/незакрепленное окно;
—уровень 2 — обсаженны й и зацементированный основной ствол, от крытый боковой ствол;
—уровень 3 — обсаженны й и зацементированный основной ствол, обса женный, но незацементированный боковой ствол;
—уровень 4 — оба ствола обсажены и зацементированы;
—уровень 5 — гидравлическая изоляция окна за счет оборудования (це мент не является барьером);
—уровень 6 — гидравлическая изоляция окна за счет обсадной колонны (цемент не является барьером);
—уровень 6S — система D ownhole Splitter, большой кондуктор и два
меньших боковых ствола.
Тип скважины — добывающая, с механизированной добычей или без механизированной добычи, нагнетательная или многоцелевая.
Тип заканчивания — описание заканчивания над эксплуатационным пакером, который определяет тип необходим ого оборудования для стыка.
Описание стыка. Связность — в двухствольных скважинах используется тот же показатель, что и при классификации по сложности. Для скважин с двумя и более стыками каждый стык классифицируется отдельно. При не обходимости герметичности «по давлению» этот показатель также учитыва ется.
Уровень доступа — описание необходимого уровня доступа для повтор ного входа в боковой ствол.
Управление дебитом — описание степени контроля за добычей или по током нагнетаемой жидкости через узел стыка.
Тип IN — нагнетание (при восстановлении скважин). Тип М Р — многоцелевые (при восстановлении скважин).
Технологическое оборудование может различаться по способу заканчивания М ЗС, например:
—одновременная добыча из всех ответвлений;
—раздельная добыча из ответвлений;
—добыча с применением концентричной колонны труб.
Для характеристики технологического оборудования точки разветвле ния, по возможности повторного вхождения в продуктивный пласт, или ре
монтных работ по восстановлению продуктивности, используются следую щие обозначения:
Тип N R — без возможности повторного входа в пласт.
Тип PR — с возможностью повторного входа при использовании подвес ного оборудования.
Тип TR — с возможностью повторного входа при использовании предва рительно вырезанных «окон» в обсадных трубах или колонны НКТ.
Для характеристики технологического оборудования, применяемого для контроля притока из продуктивного пласта и нагнетания в продуктивный пласт используются следующие типы:
Тип N O N — без контроля притока/нагнетания.
Тип SEL — с контролем притока/нагнетания при раздельной эксплуата ции ответвлений (при наличии сетчатого хвостовика на точке разветвления или системы пакеров для раздельной эксплуатации стволов).
Тип SEP — с контролем притока/нагнетания при раздельной эксплуата ции ответвлений (при наличии системы пакеров для раздельной эксплуата ции стволов).
Типы КЕМ и RMC — соответственно, с дистанционным наблюдением за притоком/нагнетанием, и с дистанционным управлением и контролем притока/нагнетания.
Конкретная М ЗС может иметь в названии сочетание указанных показа телей.
Например, TAML 2; N-1PN-S/2-TR-SEL.
Наименования и цифры, приведенные в классификации многостволь ных систем, отражают характеристики скважины. Данная многоствольная система относится ко второму уровню сложности. Основной ствол обсажен и зацементирован, а боковой ствол не обсажен; или в нем может быть под вешен заранее проперфорированный хвостовик (фильтр). Аббревиатура N - IP N -S/2-T R -SE L означает, что скважина является новой (N), с одним со единительным узлом (1), добывающая (Р) на естественном режиме притока (N ) с заканчиванием одного ствола (S). Стык — основной ствол обсажен и зацементирован (2) с возможностью повторного выхода в боковой ствол че
рез Н КТ (TR) и избирательной добычей (SEL).
Например, TAML 5 E-2IN-D/2-PR-NON/5 (20,7 М П а)- TR-SEP.
М ЗС имеет следующую конструкцию — в основном стволе выше точки Разветвления установлена система пакеров для раздельной эксплуатации стволов. Боковой ствол обсажен и зацементирован.
Сочетание Е -2—IN -D показывает, что МЗС является восстановленной, с двумя точками разветвления, работает как нагнетательная, а также имеет оборудование для раздельной эксплуатации двух стволов.
Сочетание 2 -P R -N O N /5 (20,7 МПа) — TR-SEP дает представление о способе эксплуатации МЗС. Для нижней точки разветвления 2-PK -INU IN : без контроля притока, с использованием технологии повторного входа, с обсаженным и зацементированным основным стволом, а боковой ствол от-
крыт. Для верхней точки разветвления 5 (20,7 М П а)— TR-SEP: в основном стволе выше точки разветвления установлена система пакеров (на рабочее давление 20,7 М Па) для раздельной эксплуатации стволов с использовани ем технологии повторного входа, а также с оборудованием для раздельной эксплуатации двух стволов.
Существуют системы заканчивания NAM L, D SM L и LRS, каждая из ко торых имеет отличительные особенности .
Система NA M L (так называемая «система без доступа к ответвлениям при ремонтных работах») является комбинацией обычного оборудования для контроля притока флюида из продуктивного пласта, включая ответвле ния основного ствола. Эта система состоит из двух пакеров — нижнего и верхнего — разделяющих ответвления от основного ствола, и позволяет осуществлять выборочную эксплуатацию ответвлений. Данная конструкция не может обеспечить проведение ремонтных работ, поэтому необходимо извлекать систему на поверхность.
Система D SM L (так называемая «система с двойной колонной труб») представляет собой систему с сочетанием трех пакеров, первый из которых находится в ответвлении, а второй и третий — в основном стволе, соответ ственно выше и ниже точки разветвления. Эта система позволяет гидравли чески полностью изолировать ответвления от основного ствола. Уникаль ной особенностью данной системы является обеспечение возможности ре монтных работ в лю бом из существующих в М СЗ ответвлений при исполь зовании обычных технологических.
17.2. Опыт и перспективы многоствольного бурения, применяемого на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»
Зарезка боковых стволов производится здесь практически на всех сква жинах. При этом мож но выделить следую щ ие цели зарезки:
1.Вывод скважин из бездействия. В 1999 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» на чались работы по зарезке боковых стволов из таких скважин.
2.Выработка недренируемых участков (краевые зоны месторождения). В основном запасы, расположенные в краевых зонах месторождений или вблизи границы выкливания пласта характеризуются малыми толщинами при высоких коэффициентах нефтенасыщ енности. Как правило, заложение на этих участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако, в некоторых случаях из пробуренной скважины мож но зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь которую другими средствами невозможно.
3.И нтенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно направленных сква жин показало высокую эффективность по малопроницаемым юрским отло жениям; дебиты нефти увеличились в семь и более раз.
4.С ниж ение обводненности продукции. В высокообводненны х пластах остаются участки с высокой нефтенасыщ енностью . При разбуривании бо ковыми горизонтальными стволами подкровельной части таких пластов уда ется сущ ественно повысить коэффициент извлечения нефти. Фактически проводится уплотняющее бурение, но с более низкими затратами. В качестве
примера мож но привести пласты группы 4 —8 Ф едоровского месторождения. 5. Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке пластов с использованием жестких систем заводнения, особенн о при прорыве фрон
та закачиваемых вод, добывающ ие скважины быстро обводняются.
При этом, в большинстве случаев не удается надежно изолировать обводненны е интервалы пластов, поэтому зарезка бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в данном случае является самым эф фективным методом.
6. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. На месторожде ниях ОАО «Сургутнефтегаз» промышленное бурение в 60—80-х гг. велось там, где залегали высокопродуктивные пласты. Низкопродуктивные пла сты, как правило, залегающие ниже, не разрабатывались. В результате геология нижележащих пластов полностью не изучена и требуется дополни тельное разведочное бурение. Углублением старых бездействующих сква жин проблемы доразведки можно решить со значительно меньшими затра тами, т. к. стоимость бурения бокового ствола в 2—3 раза ниже стоимости разведочной скважины. К тому же, после доразведки пласт вводится в раз работку без затрат на обустройство.
В ОАО «Сургутнефтегаз» силами специально созданного управления по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин на 01.01.2006 го да были проведены зарезки более чем в 1500 скважинах на 17 месторожде ниях. И з них 72 скважины со следующими сложно-построенными ствола ми: 23 скважины с двумя горизонтальными участками, 23 скважины с пи лотными стволами и 26 скважин с двумя и более боковыми горизонтальны ми стволами.
В настоящее время одним из перспективных направлений повышения эффективности зарезки боковых стволов является многоствольное бурение, которое позволяет значительно сократить время на подготовительно-за ключительные работы и переезды. При этом снижаются затраты на отсып ку дорог и территории кустов. Кроме того, многоствольное бурение способ ствует увеличению коэффициента нефтеотдачи и периода безводной экс плуатации скважин в связи с увеличением общей длины горизонтальных участков и контура питания скважины.
К сожалению, применение многоствольного бурения ограничивается технологическими и геологическими причинами. К технологическим при чинам мож но отнести ограничения по диаметру используемого оборудова ния в связи с малым диаметром скважин (146 и 168 мм), из которых произ водится зарезка боковых стволов. Для скважин с одним и двумя горизон тальными боковыми стволами существует возможность заканчивания вплоть до четвертого уровня TAML включительно. Для скважин с большим количеством боковых горизонтальных стволов применение четвертого уровня заканчивания связано с увеличением трудоемкости и высокой веро ятностью аварийности. К геологическим причинам можно отнести наличие водонасыщенных горизонтов в разрезе, вскрываемом боковым стволом. По этой причине было принято решение пробурить две скважины с четырьмя боковыми горизонтальными стволами с малым радиусом искривления и сохранением основных стволов на скважинах, где расстояние между водо насыщенным пластом и эксплуатационным горизонтом составляет 130
180 м по вертикали.
Приведем отработанную проектную схему строительства многостволь ной скважины (табл. 17.1). Бурение основного наклонно направленного ствола до проектной глубины осуществляется по традиционной для место рождений ОАО «Сургутнефтегаз» технологии строительства скважин со спуском и цементированием 168-мм эксплуатационной колонны. Бурение боковых стволов выполняется по схеме: снизу-вверх. При этом рекоменду ется следующая технология их бурения. Сначала выполняется зарезка боко вого ствола с помощью извлекаемого клина-отклонителя, устанавливаемо-
Таблица 17.1. Сведения о конструкции скважины № |
1899 |
|
|
||
|
1-й |
2-й |
3-Й ствол |
4-й |
|
Дирекционный угол установки клина-откло |
ствол |
ствол |
ствол |
||
243 |
78 |
287 |
249 |
||
нителя, град |
|||||
Интервал вырезания «окна», м |
2619 |
2596 |
2574-2600 |
2563 |
|
Зенитный угол на глубине «окна», град. |
5,3 |
5,6 |
6 |
6 |
|
Параметры точки входа в цель (кроля АЧ): |
2727 |
2730 |
2765 |
2757 |
|
глубина по стволу, м |
|||||
абсолютная глубина кровли пласта АЧ 1,м |
2585,1 |
2582,1 |
2589,0 |
2583,4 |
|
смещение, м |
429 |
306 |
416 |
359 |
|
дирекционный угол, град. |
246,4 |
242,8 |
261 |
228,8 |
|
зенитный угол, град. |
68,2 |
69,9 |
81,35 |
83 |
|
дирекционный угол входа в цель, град. |
252,8 |
86,3 |
323,6 |
138,8 |
|
отход от старого забоя, м |
47,3 |
83 |
114 |
101 |
|
направление отхода, град. |
251 |
79 |
326 |
135 |
|
Максимальная абсолютная глубина по вер |
2590,8 |
2591,7 |
2594,5 |
2584,3 |
|
тикали, м |
|||||
Длина горизонтального участка, м |
300 |
305 |
260 |
287 |
|
Забой, м |
3027 |
3035 |
3025 |
3044 |
|
Общая длина бокового ствола, м |
408 |
439 |
451 |
481 |
|
Длина обсаженного участка, м |
151 |
194,5 |
239 |
239 |
|
Глубина спуска хвостовика, м |
2782 |
2803,5 |
2825 |
не обе. |
|
Затраченное время на ствол, сут. |
20 |
20 |
15 |
12 |
го в эксплуатационной колонне основного ствола с помощ ью якорного уст ройства. Далее осуществляется фрезерование эксплуатационной колонны в заданном азимутальном направлении в соответствии с расчетными пара метрами профиля бокового ствола. Затем бурится боковой ствол до проект ной глубины забойны ми двигателями с применением телеметрической си с темы.
Вскрытие продуктивного пласта проводится с применением биополимерных буровых растворов, обеспечивающ их высокую степень сохранности коллекторских свойств эксплуатационного объекта. Заканчивание скважин предусматривает обсаживание вновь пробуренного ствола 114-мм хвостови ком, который спускается в боковой ствол и подвешивается на специальном приспособлении, обеспечивающ ем свободное прохождение в основной ствол.
Вторичное вскрытие осуществляется с промывкой специальной перф о рационной жидкостью. Последующ ие боковые стволы бурятся и крепятся также, как и первый. Доступ в каждый боковой ствол обеспечивается при помощ и специального направляющего устройства. Вызов притока, освое ние основного и боковых стволов могут осуществляться как одновременно, так и отдельно для каждого ствола.
При бурении многоствольных скважин на ачимовские и юрские отложе ния месторождений Сургутского района предусматривается строительство наклонно направленных скважин с различным числом боковых стволов. При планируемом гидроразрыве пласта бурение основного ствола прово дится с пологим участком для обеспечения заданного направления трещин гидроразрыва пласта (рис. 17.4).
Для |
реализации наме |
|
|||
ченного |
|
многоствольного |
|
||
бурения в настоящее вре |
|
||||
мя в О А О |
«Сургутнефте |
|
|||
газ» начаты опытно-про |
|
||||
мысловые |
работы с уча |
|
|||
стием |
|
|
представителей |
|
|
нефтяной компании Baker |
|
||||
Hughes |
(Baker Oil Nools), |
|
|||
являющихся |
лидерами в |
|
|||
области |
|
многоствольного |
|
||
бурения. |
образом, техно |
|
|||
Таким |
|
||||
логия |
|
многоствольного |
|
||
бурения |
на |
месторожде |
|
||
ниях О А О |
|
«Сургутнефте |
|
||
газ» имеет |
|
большие пер |
|
||
спективы |
и в ближайшее |
|
|||
время будет более расши |
|
||||
рено применяться при бу |
Рис. 17.4. Горизонтальная проекция фактического |
||||
рении скважин. |
|||||
В феврале 2003 г. было |
профиля боковых стволовскважины № 1529 на Ко- |
||||
начато строительство пер |
нитлорском месторождении. |
||||
вой |
четырехствольной |
|
скважины. На примере ее строительства рассмотрим порядок выполнения различных технологических операций.
В обсадной колонне 168 мм сначала устанавливается пакер, конструкция
которого обеспечивает прохождение в основной ствол, а также позволяет задавать проектную ориентацию клина-отклонителя еще до его спуска в скважину, т. е. на устье. После неориентированной посадки пакера при по мощи гироскопа определяется направление его паза. Клин-отклонитель спускается в скважину на фрезерах с посадочным инструментом, который
садится в этот паз. Вырезание окна производится стандартной компонов кой фрезеров за одну СПО.
Бурение бокового ствола производилось трехшарошечным долотом 124 мм с помощью винтового забойного двигателя, диаметром 95 мм или 106 мм, с телеметрическим сопровождением. Телеметрическая система включа ла инклинометр, гамма-зонд и резистивиметр, что позволило уточнить ли тологию, провести коррекцию проектного профиля и определить вид пла
стового флюида непосредственно в процессе бурения. Использование зон дов для каротажа во время бурения дало возможность оптимизировать тра
екторию ствола, провести горизонтальный участок по продуктивной зоне пласта и отказаться от окончательного каротажа.
Сначала ставилась задача произвести зарезку окна ниже водонасыщен ного пласта и войти в пласт БС-16 (Ачимовская пачка). Интервал «окно— продуктивный пласт» представлен склонными к гидратации глинами монтмориллонитовой группы, продуктивный пласт — маломощным песчани ком с пропластками аргиллитов (рис. 17.4).
Задача была успешно выполнена. Бурение боковых стволов производи лось с промывкой солевым биополимерным раствором с высокой ингиби
рующей способностью. Содержание коллоидной фазы в растворе во время бурения боковых стволов составляло 3 10 кг/м3,что позволило обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта. В процессе бурения затяжек,