Некоторые вопросы строительства многоствольных скважин с горизонтальным окончанием

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Некоторые вопросы строительства многоствольных скважин с горизонтальным окончанием

Увеличение объемов наклонно-направленного бурения для поиска и добычи нефти и газа на суше и на шельфе России, усложнение геолого-технических условий строительства и эксплуатации скважин, ухудшение условий разобщения и крепления пластов требуют постоянного поиска новых и совершенствования известных технических и технологических решений в области строительства и реконструкции скважин.

Перспективным направлением увеличения извлекаемости запасов месторождений является строительство многоствольных скважин с горизонтальным окончанием из старого, уже существующего фонда скважин. Такая технология позволяет в большей степени охватить разрабатываемые объекты при одновременном снижении затрат, поскольку позволяет использовать ранее пробуренные скважины, имеющуюся инфраструктуру разработки месторождения, снизить объемы буровых работ и количество отходов бурения.

По данным некоторых источников первым (по крайне мере в США), кто предпринял попытки бурить горизонтальные и горизонтально-разветвленные скважины, был Лео Ранни (Leo Ranney). Первая в России действительно успешно построенная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 г. «Отцом» технологии строительства многоствольных скважин считается Александр Григорян, под чьим руководством она и была пробурена. С 1953 по 1980 гг. в СССР было построено около 110 многоствольных скважин в Восточной Сибири, Западной Украине, на Кавказе. С переездом А. Григоряна в США развитие многоствольного бурения в России существенно замедлилось.

С начала 2000-х гг. на территории РФ начался новый виток развития строительства многоствольных скважин, когда наиболее активные добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую жизнь старым скважинам. 

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, специальное оборудование для заканчивания, бурение на депрессии, строительство боковых стволов с коротким и средним радиусами кривизны и т.д.) расширили выбор вариантов ускорения окупаемости инвестиций в месторождения.

Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением, встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать - из обычных или гибких труб. На морских добычных платформах, где нет бурового станка, бурение на продуктивный пласт экономически эффективнее проводить с помощью гибких труб, причем на депрессии, что способствует лучшему сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению механической скорости бурения [1]. 

На суше большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60 - 150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. По отчетам нефтяных и сервисных компаний, наметилась тенденция увеличения количества боковых стволов с малым радиусом кривизны (12 - 30 м), особенно эффективных в устойчивых породах, не требующих спуска и крепления 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 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 скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько новых наклонных или 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, особенно при 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. 

Приведем некоторые из успешных примеров.

Одной из проблем вовлечения в разработку запасов нефти на севере Пермского края является наличие в верхней части разреза промышленных запасов калийных солей. В последнее время ввиду уникальности калийного месторождения все чаще строительство новых скважин через эти залежи носит ограниченный характер, поэтому в 2010 г. на Шагиртско-Гожанском месторождении была построена многоствольная скважина с целью определения возможности внедрения технологии, в том числе на территории верхнекамского калийного месторождения [2].

Реконструкция скважины заключалась в бурении из ранее пробуренного ствола с эксплуатационной колонной 168 мм двух боковых наклонно-направленных стволов, с ликвидацией нижней перфорированной части старого ствола. На сегодня добыча ведется с использованием технологии одновременно-раздельной эксплуатации (рис. 1).

Рис. 1. Многоствольная скважина, построенная на Шагиртско-Гожанском месторождении в Пермском крае

Результаты строительства данной скважины позволили более подробно изучить проблемы месторождения и разработанных технологий с применением импортного оборудования при строительстве многоствольных скважин. Данный опыт лег в основу технологии строительства многоствольных скважин на нефтяном месторождении им. Архангельского, находящегося на территории верхнекамского калийного месторождения. На данном месторождении изначально эксплуатировалось 5 скважин с дебитом более 40 тонн нефти в сутки, но бурение новых скважин недопустимо. Поэтому основным требованием к технологии реконструкции скважин, даже на стадии испытания, было обеспечение максимальной надежности и минимальных загрязнений разреза и территории.

С учетом геолого-технических условий и на основании возможных вариантов строительства по уровням сложности имелись геологические риски и технико-технологические ограничения.

Геологические риски при бурении:

поглощения от частичного до полного или проявления пластового флюида (воды, нефти, газа), дифференциальные прихваты, обусловленные наличием нескольких нефтеводонасыщенных коллекторов с высокой проницаемостью и различными градиентами пластовых давлений (известняки - тип коллектора порово-трещинный, песчаники - тип коллектора поровый);

осыпи и обвалы стенок при проводке скважины с зенитным углом 60 - 90 градусов через неустойчивые терригенные отложения.

Технико-технологические ограничения при бурении:

ограниченность размерного ряда по диаметру обсадных колонн 146 или 168 мм;

высокий риск образования заколонных перетоков по причине отсутствия гидравлической изоляции стыка хвостовика и эксплуатационной колонны.

Опираясь на результаты промысловых испытаний, а также анализа научно-технических источников и учитывая горно-геологические условия месторождений Пермского края, специалисты сделали следующие выводы:

заканчивание дополнительных стволов следует вести по 4-му уровню сложности (классификация по уровням сложности TAML - Technology Advancement for Multilateral), так как дополнительные стволы в большинстве случаев будут вскрывать несколько проницаемых пластов как нефте-, так и водонасыщенных, с различными градиентами давлений;

при эксплуатации скважины необходимо обеспечить гарантированное попадание в каждый ствол (системы с направляющими элементами);

в настоящее время отсутствует отечественное оборудование, позволяющее строить многоствольные скважины 4-го уровня сложности, применяемое в промышленных масштабах.

Данные постулаты легли в основу дальнейшего проектирования и строительства многоствольных скважин на территории Пермского края. 

Так, в 2012 г. на месторождении им. Архангельского закончена многоствольная скважина без ликвидации основного ствола с одновременной эксплуатацией трех стволов. Скважина достигла плановых дебитов.

Результаты испытания технологии показали положительные и отрицательные моменты.

Положительные:

технология показала 100%-ную результативность в достижении поставленной задачи, технологичность в сложных геолого-технических условиях;

технология позволяет заканчивать скважины наклонно-направленными и горизонтальными боковыми стволами со спуском в продуктивную часть цементируемого хвостовика, нецементируемого хвостовика-фильтра, или оставлять продуктивный пласт открытым;

технологическая оснастка хвостовика и технология цементирования позволяют дополнительно герметизировать затрубное пространство заколонными пакерами;

возможна одновременная эксплуатация нескольких продуктивных объектов с различными характеристиками.

Кроме того, в процессе бурения была использована технология, разработанная в ПермНИПИнефть, позволяющая ликвидировать поглощения (от частичного до полного) без увеличения рисков в последующем, при извлечении клина-отклонителя. Данный результат достигается за счет использования специального нетвердеющего тампонажного материала и дополнительных технических средств.

Применение инвертных эмульсионных растворов позволяет проходить неустойчивые терригенные отложения под углом до 90 градусов и продолжительное время удерживать стабильное состояние ствола скважины.

К недостаткам данной технологии относятся относительно высокая стоимость, прежде всего, за счет использования импортного оборудования; при экстренной необходимости поставки нового оборудования по различным причинам - при браке, порче и т.д. возможна остановка буровых работ на скважине до 9 месяцев. Поэтому сегодня технология многоствольного бурения находит свое применение в исключительных случаях, когда иного способа привлечения к разработке извлекаемых запасов нет.

Технология не позволяет повторно устанавливать клин-отклонитель на прежнее место при необходимости проведения дополнительных работ по проработке осложнившегося ствола или других необходимых работ.

Из-за жесткости системы подвески невозможно максимально близко к «окну» расположить заколонный пакер, что существенно повышает риски поступления воды в скважину через стык хвостовика с эксплуатационной колонной.

Форма вырезанного «окна» в эксплуатационной колонне существенно влияет на правильность расположения подвески хвостовика в ней, что крайне негативно сказывается на прохождении компоновок в нижнюю часть эксплуатационной колонны.

Другой успешный пример - строительство «Роснефтью» многозабойной скважины (МЗС) на Среднемакарихинском месторождении, из основного ствола, с бурением и заканчиванием 2-х дополнительных боковых стволов по второму уровню сложности, с возможностью одновременной добычи нефти из трех эксплуатационных участков через один материнский ствол скважины (рис. 2).

Рис. 2. Строительство МЗС №715 Среднемакарихинского месторождения

многоствольный скважина бурение

Таким образом, по нашему мнению, есть значительные перспективы развития строительства многоствольных скважин как одного из актуальных направлений увеличения извлечения нефти из пластов без увеличения количества объектов капитального строительства. Но для их достижения научно-производственному сообществу необходимо:

Совершенствовать технологии строительства многоствольных скважин, позволяющих экономически выгодно выполнять работы не только на месторождениях с высокодебитными скважинами, но и находящихся в поздней стадии разработки.

Разрабатывать технику и технологии с использованием оборудования отечественного производства, что должно существенно сократить затраты и открыть путь к широкому применению технологии во всех регионах России как на суше, так и на шельфе.

Учитывая особую актуальность проблем, возникающих при проектировании и строительстве МЗС, изучению которых уделяется большое внимание в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (УГНТУ), кафедра бурения нефтяных и газовых скважин приглашает заинтересованные организации к сотрудничеству по следующим направлениям:

Разработка и совершенствование породоразрушающего и специального инструмента для забуривания боковых стволов (ЗБС) и горизонтально-направленного бурения для снижения энергоемкости разрушения горных пород и крепи скважины.

Разработка и совершенствование технологий управляемой кольматации, методик расчета упругого смещения стенок скважины и бурения на депрессии, с предупреждением осложнений при строительстве наклонных и горизонтальных скважин, в том числе в сложнопостроенных многопластовых нефтяных и газовых горизонтах.

Снижение капиталоемкости строительства скважин за счет разработки систем управления и оптимизации траектории ствола скважин.

Совершенствование тампонажных материалов и технологий для повышения качества крепления и заканчивания МЗС.

Разработка промывочных жидкостей, технологии их применения и утилизации, обеспечивающих сокращение затрат энергии при горизонтальном бурении и реконструкции скважин.

Литература

Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. и др. Технология бурения глубоких скважин / Учебное пособие для вузов. М.: Издательский центр «Академия», 2003.

Бакиров Д.Л., Подкуйко П.П., Бабушкин Э.В., Фаттахов М.М. Обеспечение безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах залегания неустойчивых пород // Нефтяное хозяйство. 2011. № 8. С. 46 - 49.

Размещено на Allbest.ru