Обоснование строительства многоствольных горизонтальных скважин на нефтегазовых месторождениях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Астраханский Государственный Технический Университет

Обоснование строительства многоствольных горизонтальных скважин на нефтегазовых месторождениях

А.Е.Курячий, Н.Ф.Лямина

В нефтегазодобывающих регионах России для разработки месторождений углеводородного сырья все чаще применяется технология бурения многоствольных скважин с горизонтальными стволами в продуктивных горизонтах. Это связано с тем, что данная технология является более перспективной и экономически целесообразной в плане более полного коэффициента извлечения углеводородов из продуктивного горизонта, особенно для месторождений со сложным строением и месторождений, находящихся в поздней стадии разработки. Бурение нескольких дренирующих скважин, отходящих от главного ствола скважины, позволяют максимально увеличить площадь контакта скважин с продуктивным пластом, а так же снизить фильтрационное сопротивление. По сравнению с бурением одноствольной скважины, вскрытие пласта многоствольными горизонтальными скважинами может не только увеличить площадь дренажа, коэффициента продуктивности, дебита, нефтеотдачи пласта, но и снизить связанные с бурением общий риск и затраты.

Чтобы отвечать современным повышенным требованиям к разработке месторождений нефти и газа, нефтегазовые компании нуждаются в создании надежных сочленений между обсадной колонной главной скважины и хвостовиками ее горизонтальных ответвлений.

Так в первые в СССР была пробурена двуствольная скважина на Марковском месторождении в 1968 году. Затраты на нее составили в 1.23 раза больше, чем на бурение традиционной скважины, а производительность оказалась в 10.5 раз выше, благодаря полезной длине в продуктивной зоне. [1]

Так же компания Техасо пробурила рекордную многоствольную скважину в меловых отложениях Остин на западе Техаса, два ответвления имели суммарную длину 9432 футов. Скважина добыла 670 бар. нефти/сутки за 14 дней испытаний. По оценкам, каждая двуствольная скважина стоила почти на $500,000 ментше, чем две вертикальные скважины на этом месторождении.[4]

Компания UNOCAL закончила трехствольную скважину на шельфе Калифорнии. Скважина была переведена на горизонтальную траекторию на глубине по вертикали 1600 футов и обсажена 9-8 дюймовой обсадной колонной. С забоя скважины был забурен до 2800 футов боковой ствол, который закончили перфорированным хвостовиком и за колонным пакером (ECP) . Затем прорезали окна на глубинах 1600 и 1300 футах и соответственно пробурили ответвления длинной 3200 и 3500 футов. Все ответвления были закончены перфорированными хвостовиками и за колонными пакерами ECP.[6]

На Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении расположенного в Северо-Восточной части Западной Сибири, в Красноселькупском районе Ямал-Ненецкого автономного округа, а именно на экспериментальной скважине ?174 построенной специально для добычи газа из «турона».

По конструкции эта скважина двухзабойная субгоризонтальная что позволяет вести раздельную и совместную эксплуатацию двух туронских пластов. Уникальное оборудование скважины произведено в России и стоит примерно в 100 раз дешевле американских аналогов.[7]

Все сказанное выше подтверждает возможность использовании этой технологии на Каспии.

С целью оптимизации процесса эксплуатаций, снижения затрат и извлечения максимума разведанных запасов, нефтегазодобывающие компании делают все больший упор на вскрытие продуктивных пластов многозабойными горизонтальными скважинами, т.е. на бурение нескольких дренирующих скважин (ответвлений) от одного главного ствола.

Технология бурения многоствольных скважин с горизонтальным стволом используется также при проведении горизонтальных стволов в старом фонде действующих скважинах. В настоящее время бурение многоствольных скважин производится по следующей технологии: сначала вертикальная часть, затем наклонно-направленная часть и горизонтальная часть скважины в продуктивном пласте. Схемы расположения многоствольных скважин с горизонтальным стволом в пласте могут представлять собой: одиночную дренирующую скважину, либо несколько боковых ответвлений, образующих веер в горизонтальной плоскости или располагающихся по вертикали друг над другом, либо две горизонтальные скважины, расходящиеся в противоположные стороны от главного ствола.

Многоствольные скважины с горизонтальным стволом повышают отдачу пласта благодаря большей площади контакта стенок скважин с пластом. На некоторых месторождениях технология бурения многоствольных горизонтальных скважин обладает очевидными преимуществами перед такими способами заканчивания, как традиционное вскрытие пласта вертикальными и горизонтальными скважинами или проведения ГРП. бурение нефтегазодобывающий скважина ствол

Нефтегазодобывающие компании применяют вскрытие пластов многоствольными горизонтальными скважинами для разработки сразу нескольких этажей нефтеносности или залежей, а также для извлечения пропущенных ранее запасов с помощью одного главного ствола. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин зачастую является единственным экономически оправданным средством разработки разобщенных частей продуктивного пласта, залежей-спутников, расположенных по периферии основного месторождения, и небольших залежей с ограниченными по своей величине запасами.[2]

Многоствольные скважины с горизонтальным стволом особенно удобны для создания связи между такими вертикально и горизонтально ориентированными геологическими образованиями, как возникшие естественным путем трещины, тонкослоистые интервалы и многослоистые коллекторы. Многоствольные, наклоненные под большими углами или горизонтальные дренирующие скважины пересекают большее число естественных трещин и зачастую повышают добычу из пласта в большей степени, чем это достигается в результате бурения одиночных горизонтальных скважин или проведения ГРП. Бурение одной многоствольной горизонтальной скважины должно рассматриваться как вариант в тех случаях, когда приемлемо бурение наклонно-направленных или горизонтальных скважин. Наклонно-направленные, горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины оптимизируют площадь контакта стенок скважин с продуктивным пластом и тем самым обеспечивают более высокие дебиты при меньших перепадах давления, чем это достигается в случае бурения одиночных вертикальных или горизонтальных скважин.[5]

Бурение многоствольных скважин с горизонтальных стволом требует дополнительных начальных инвестиций в оборудовании, но в конечном счете приводит к снижению общих капитальных затрат и стоимости разработки месторождения, равно как и текущих расходов, через уменьшение числа необходимых скважин. Данная технология уменьшает потребность в устьевом оборудовании, платформенных водоотделяющих колоннах и подводом оборудовании для вскрытия пластов, что приводит к снижению затрат и оптимизирует использование бурового выреза у морских буровых платформ или донных опорных плит. При работах на суше использование многоствольных скважин с горизонтальным стволом позволяет также свести к минимуму размеры буровых площадок и связанные с последними неблагоприятные воздействия на окружающую среду. Проводка меньшего числа главных скважин приводит к тому, что приходится намного реже преодолевать трудности, связанные с бурением верхней части разреза.

Многоствольные скважины с горизонтальным стволом заменяют одну или большее число отдельных скважин. Например, одна скважина с двумя направленными в противоположные стороны горизонтальными отводами заменяет две обычные горизонтальные скважины, каждая из которых пробурена с поверхности, обсажена своей обсадной колонной и снабжена своим устьевым оборудованием. В тех районах, где встречаются проблемы при бурении верхней части разреза, где залежи находятся на большой глубине или же месторождение расположено в пределах глубоководья одиночная главная скважина в два раза уменьшает риски и затраты на бурение в полную глубину.

Главное преимущество многоствольных скважин с горизонтальным стволом состоит в создании максимальной площади контакта с продуктивным пластом, что ведет к росту производительности скважин или их приемистости, а также к повышению показателей извлечения продукта из пласта. Несколько горизонтальных дренирующих скважин пересекают и соединяют между собой такие неоднородные структурные особенности залежи, как естественные трещины, прослои с повышенной проницаемостью тонкослоистые интервалы разреза, многослойные залежи и изолированные карманы заполненные нефтью и газом. Создание максимально возможной площади контакта с продуктивным пластом приводит к увеличению площади дренирования скважины и снижению депрессии в пласте, что ослабляет приток песка и образование водяных или газовых конусов более эффективно, чем в случае бурения обычных вертикальных и горизонтальных скважин.[3]

Любая новая технология связана с риском и технологическими сложностями, поэтому приходится иметь дело как с ее преимуществами, так и с недостатками.

Опыт бурения многоствольных скважин с горизонтальным окончанием показывает, что одной из основных причин, приводящей к низким технико-экономическим показателям, является зависание бурильной колонны на стенках скважины, вызванное прихватом скважинного инструмента, колонны труб или другого технологического оборудования.

Среди факторов, влияющих на возникновение дифференциального прихвата, можно выделить значительную силу трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, в результате чего в некоторых случаях могут создаться такие условия, что процесс бурения станет просто невозможным. Особенно остро это проявляется при строительстве битумных скважин, где горизонтальный участок находится на небольшой глубине. Также необходимо исключить опасность возникновения прихвата и обрыва бурильной колонны, которая лежит на стенке скважины без движения при бурении забойным двигателем. Многие исследователи подчеркивают, что сила трения может составлять 20% от веса инструмента и более. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны, и увеличивается опасность истирания замков и износа. В мягких породах это может привести к желобообразованию на нижней стенке ствола.

Для снижения силы трения применяются различные методы, один из распространенных -- применение смазывающих компонентов в промывочном растворе, такие как нефть, крахмал, сульфонол. Их применение особенно рационально при бурении скважин в интервалах, представленных мягкими породами и породами средней твердости. Так, при добавлении сульфонола в количестве 0,01-0,03 % снижение коэффициента трения между металлом и фильтрационной коркой происходит примерно на 15 %. Также применяется установление центрирующих элементов вдоль бурильной колонны.

Авария в главном стволе многоствольной скважины приводит к потере добычи из всех ответвлений. Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами с механической точки зрения более сложно, чем заканчивание обычных скважин, и в этом деле многое зависит от новых инструментов и скважинных систем. А также возникают затруднения с определением «скин-фактора» », суть которого заключается в том, что для данной скорости потока замеренное пластовое давление меньше, чем подсчитанное теоретически. Это объясняется тем, что имеется зона дополнительных потерь давления.

Обычно скин-фактор определяется в результате опробования скважин - «Drill Stem Testing» (DST) или исследования скважин при неустановившемся отборе. Зная скин-фактор, может быть определена величина падения давления в зоне с измененной проницаемостью.[1]

Управление скважиной в процессе многозабойного бурения или заканчивания может оказаться трудным. Кроме того, существуют повышенные риски, связанные с необходимостью проведения длительных ремонтных работ или операций по разработке залежей.

После рассмотрения положительных и отрицательных сторон технологии бурения многоствольных горизонтальных скважин, а также ее долгосрочного воздействия на разработку месторождений, стали очевидными несколько вариантов ее применения на практике. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин особенно предпочтительна для разработки месторождений, содержащих тяжелые нефти, имеющих низкую проницаемость или естественную трещиноватость, тонкослоистые коллекторы или многослойные залежи. Одновременная эксплуатация нескольких пластов позволяет держать уровень добычи выше экономически обоснованного для поверхностного оборудования или морских платформ предела и продлевает срок рентабельной эксплуатации скважин и месторождений.

С помощью многоствольных горизонтальных скважин можно добывать пропущенные ранее углеводороды, скопившиеся в четко обособленных частях коллектора, которые образовались в результате действия определенных условий отложения осадков, диагенеза пород коллектора и возникновения в нем запечатывающих сбросов.

С уверенностью можно сказать, что технология многоствольного горизонтального бурения это технология будущего, как средство большего количества добычи углеводородного сырья и меньшего капиталовложения.

Эта технология также поможет в освоении северного шельфа каспийского моря и принесет гарантированную прибыль тем компаниям, которые будут ее использовать.

Литература

. Mirzadzhanzade, A.H. et al. Drilling of horizontal wells with an electric down hole motor 1994.

. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. Недра 1195 год.

. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Издательство «Техника». ООО «Тума групп», 2001. - 192 с.

. Велиев М.Н., Мамедов Г.А. о создании гидродинамических моделей при разработке нефтегазовых месторождений наклонными и горизонтальными скважинами 1996 год.

. Нефтегазовое обозрение новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин Хосе Фрайя, Эрве Омер, Том Пулик и др. Весна 2003.

Размещено на Allbest.ru