книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

1. 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-

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).

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,