Выбрать скважину для бурения бокового ствола


Так, когда надо бурить боковые стволы, и как подобрать скважину для бурения.
Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины — все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.
Итак, когда надо бурить боковые стволы? Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин.


Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.
Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса.


Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины.
При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водо-нефтяного контакта повышенной подвижности.  Как правило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктивного пласта, поэтому перепад давления, перпендикуляный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса. Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.
В отложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.
Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно-пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).
Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проектировании траетории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с меньшими
дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировть его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.
В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины.


Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.
Ввиду особых условий осадконакопле-ния стратиграфическое строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещинноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса.


Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах. Обычно горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины.


В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины. Однако в глубоко-залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процессе эксплуатации.
Вытянутые в длину залежи могут образоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнений. Оба типа залежей можно вскрывать горизонтальными скважинами. Для конкретных условий выбирается стратегия бурения, определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол скважин может идти внутри одной залежи, вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей.


В последнем случае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существовавшего в период осадконакопления. Другим решением могут быть многоствольные скважины для вскрытия каналов, выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.
Еще одной областью применения горизонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений, где круто-падающие пласты могут быть увенчаны газовой шапкой вверху или подпираться снизу водой.
В продуктивной толще Мексиканского залива встречается много пластов песчаников с высокой проницаемостью, часто превышающей 1000 мД, которые при заканчивании требуют принятия мер по контролю за выносом песка. Типичный пример иллюстрирует применение бурения боковых стволов в таких условиях.
Ранее пробуренная скважина пересекла продуктивный песчаник под углом 35 к вертикали, после чего был проведен гидроразрыв для повышения дебита и контроля за выносом песка. Дальнейшие исследования показали, что скин-фактор коллектора равен 40, а проницаемость около 180 мД. Продуктивная зона состояла из двух песчанистых пластов мощностью по 12 м каждый, разделенных глинистой прослойкой, поэтому возникла дилемма: бурить одно наклонное ответвление через всю зону или по одному на каждый пласт песчаника.
Поскольку предстояло бурить из уже существующей скважины, то диаметр ответвлений был ограничен до 150 мм. Условия заканчивания требовали применения фильтра с гравийной набивкой для контроля за выносом песка, в результате чего внутренний канал скважины в продуктивном интервале уменьшался до 50 мм. При анализе с помощью системы NODAL получили два семейства кривых. Зеленые кривые показывают взаимосвязь
устьевого давления и восходящего потока. Резкий подъем при высоких скоростях говорит опытному специалисту по разработке, что с увеличением диаметра НКТ дебиты повысятся. Однако увеличение диаметра НКТ экономически не эффективно. Голубые кривые отражают чувствительность ВОП (величины относительного притока, измеряемой отношением изменения притока к изменению забойного давления) к протяженности наклонного или горизонтального ствола скважины.


Благодаря потерям давления на трение в канале малого диаметра, кривые ВОП идут вместе на протяженных участках узкого туннеля, и нет существенного увеличения дебита при удлинении ответвления с 366 до 732 м. Красная кривая показывает суммарный дебит двух боковых стволов по 91 м каждый, пробуренных в каждом из двух пластов. Ввиду их меньшей длины (а значит и меньших потерь давления), два отдельных 91-метровых боковых ствола превосходят по дебиту один 732-метровый
наклонный боковой ствол.
Все это демонстрирует влияние диаметра НКТ на работу боковых стволов в высокопроницаемых коллекторах. Бурение наклонных или горизонтальных боковых стволов увеличивает дебиты скважин, но потери давления на трение в НКТ или самих боковых стволах могут ограничить эти дебиты. В таком случае возможно принятие альтернативного решения об эксплуатации боковых стволов при меньших значениях депрессии на пласты. При этом появляется возможность избежать применения дорогостоящих средств контроля за выносом песка — гравийных фильтров различных типов.


Экономический анализ затрат на каждый вид работ с учетом ожидаемых изменений добычи позволит выбрать оптимальное решение.      Хотя этот способ кажется очень эффективным, он имеет очевидный недостаток. В скважину совместно поступает продукция всех вскрытых пластов, и прорыв газа или воды по одному из них отрицательно скажется на работе всех остальных. Более надежным было бы селективное вскрытие каждого пласта отдельным боковым стволом. При этом боковые стволы располагаются на безопасном расстоянии от контакта с газом или водой, что предотвращает преждевременное обводнение или разгазирование добываемой продукции.


Для каждого бокового ствола выбирается оптимальная протяженность вскрытия продуктивного горизонта.
Выбор  скважин для бурения боковых стволовБольшинство 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 увеличе ние 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. 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 рекоме-дации 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.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога