бурение 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).¹⁰ 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

VISPLEX — содержащий смесь гидроокисей металлов буровой раствор с высоким СНС, пер­воначально использовавшийся для фрезерова­ния окон в обсадных колоннах, а в настоящее время применяемый для обычного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов. Образует на стенках скважин легкоудаляемую корку. Ю.Маигег.

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.

подбор скважины продуктивного горизонта.

 

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.

В сентябре 1995 года группу RAPID по­просили помочь в выборе подходящих объектов в многопластовой продуктивной толще, вскрытой вертикальными скважи­нами. 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.⁹ 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 TRIO 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.

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°. 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.

В другом случае крупнейшая нефтяная компания из Хьюстона (США, штат Техас) попросила группу RAPID выдать рекомендации по бурению горизонтальных сква­жин на газовом месторождении в южном Техасе, отличающемся сложными геоло­го-техническими условиями. Месторожде­ние было истощено до пластового давле­ния 2,07 МПа при глубине 3048 м. Даже продувка воздухом при бурении вызвала бы значительную репрессию на продуктив­ный пласт с соответствующим ухудшением его коллекторских свойств. Пробурить го­ризонтальные скважины можно было только при использовании колонны гибких труб, но тогда ожидаемый прирост продук­ции не мог окупить затраты на бурение.

Группа RAPID изучила состояние сква­жин и историю эксплуатации месторожде­ния. Выяснилось, что 15 лет назад при со­ставлении проекта заканчивания 80 продуктивных скважин было предусмотре­но ограничение потока газа, которое сдер­живало рост дебитов. Анализ работы скважин показал, что при увеличении диа­метра насосно-компрессорных труб (НКТ) дебиты возрастут вдвое (рис. 10). Приня­тое решение оказалось на 95% дешевле бу­рения горизонтальных скважин с примене­нием колонны гибких труб, и его можно было немедленно реализовать на всех скважинах месторождения. После выпол­нения предложенных рекомендаций суточ­ная добыча газа из месторождения возрос­ла 28 до 56 тыс. куб. /сут.

подбор скважины продуктивного горизонта.

 

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.

В сентябре 1995 года группу RAPID по­просили помочь в выборе подходящих объектов в многопластовой продуктивной толще, вскрытой вертикальными скважи­нами. 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.⁹ 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 TRIO 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.

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°. 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.

В другом случае крупнейшая нефтяная компания из Хьюстона (США, штат Техас) попросила группу RAPID выдать рекомендации по бурению горизонтальных сква­жин на газовом месторождении в южном Техасе, отличающемся сложными геоло­го-техническими условиями. Месторожде­ние было истощено до пластового давле­ния 2,07 МПа при глубине 3048 м. Даже продувка воздухом при бурении вызвала бы значительную репрессию на продуктив­ный пласт с соответствующим ухудшением его коллекторских свойств. Пробурить го­ризонтальные скважины можно было только при использовании колонны гибких труб, но тогда ожидаемый прирост продук­ции не мог окупить затраты на бурение.

Группа RAPID изучила состояние сква­жин и историю эксплуатации месторожде­ния. Выяснилось, что 15 лет назад при со­ставлении проекта заканчивания 80 продуктивных скважин было предусмотре­но ограничение потока газа, которое сдер­живало рост дебитов. Анализ работы скважин показал, что при увеличении диа­метра насосно-компрессорных труб (НКТ) дебиты возрастут вдвое (рис. 10). Приня­тое решение оказалось на 95% дешевле бу­рения горизонтальных скважин с примене­нием колонны гибких труб, и его можно было немедленно реализовать на всех скважинах месторождения. После выпол­нения предложенных рекомендаций суточ­ная добыча газа из месторождения возрос­ла 28 до 56 тыс. куб. /сут.