Бурение скважин с малым радиусом искривлений

В большинстве областей применения скважина бурится вертикально и искривляется по малому радиусу непосредственно в кровле пласта или в самом пласте.

Методика работы состоит в установке пакера с уипстоком и отклонением скважины с набором зенитного угла специальной компоновкой для набора угла (рис. 7.4). При достижении угла в 90 град, спускают специальную компоновку для стабилизации зенитного угла, чтобы бурить горизонтальный участок. Эта специальная компоновка для стабилизации зенитного угла приводится в действие трубами с шарнирными соединениями, позволяющими вращаться им в стесненном пространстве скважины, искривленной по малому радиусу. В последнее время на некоторых скважинах использовались системы с забойным двигателем с шарнирными соединениями для профилей с малым радиусом искривления.

Большинство скважин, пробуренных такой системой, имело глубину по вертикали менее 3000 метров (10 000 фут.) и горизонтальные участки длиной 90-120 м (300-400 фут.), хотя иногда они достигали длины 350 м (900 фут.).

Рис. 7.4. Вырезание окна компоновкой с уипстоком.

Одна из главных проблем при использовании этой системы состоит в необходимости спустить измерительный прибор для каждого каротажа в отдельных рейсах на алюминиевой трубе. Это увеличивает продолжительность и стоимость геофизических исследований скважины.

Конструкция скважины

Так как профиль скважины с малым радиусом искривления используется для многозабойного бурения, большинство скважин с малым радиусом искривления заканчивают открытым стволом. Иногда спускают хвостовик со щелевидными отверстиями.

Варианты бурения боковых стволов из существующих скважин

Существует четыре главных системы бурения бокового ствола горизонтально-разветвленных скважин:

* Технология бурения скважин по сверхмалому радиусу с помощью струи высокого давления

* Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основанная на применении роторной компоновки

* Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основанная на использовании забойных двигателей

* Бурение скважин по среднему радиусу искривления

Все четыре системы пригодны или будут пригодными для бурения бокового ствола. Первые три системы требуют применения специального бурильного инструмента и специальных методов исследований в скважинах. Малые радиусы искривления скважин накладывают также ограничения на возможность оценки продуктивного пласта и методы заканчивания скважин.

В отличие от них при средних радиусах искривления применяется обычный бурильный инструмент, включая систему измерений в процессе бурения для инклинометрии и ориентирования отклонителя. Единственным исключением являются ограничения оценки продуктивного пласта и заканчивания скважины по радиальному зазору, связанные с ограничениями по диаметру скважины. По этой причине ожидается, что на рынке технологий для бурения боковых стволов приоритет за оборудованием для проводки скважин по средним радиусам искривления.

Таблица 7.2

Системы бурения скважин с боковыми стволами

*Возможно также проведение гамма-каротажа

Рынок технологий для бурения бокового ствола будет развиваться, если только скважины с боковыми стволами обеспечат экономически выгодную добычу углеводородов. Скважины с боковыми стволами представляют интерес, так как они позволяют снизить стоимость проектов разработки. Трубопроводы и оборудование для добычи уже смонтировано, разрешение на проводку дополнительных стволов и перевод в эксплуатацию может быть получено в кратчайшие сроки. Имеются также возможности снижения расходов на бурение. Это произойдет по мере освоения промышленностью технологии искривления скважин, и тогда во многих случаях расходы на проходку горизонтальных скважин снизятся на 25-50%. Усовершенствование характеристик оборудования и поощрение буровых контрактов на такие виды работ приведет к еще большему снижению общих расходов на бурение.

С другой стороны, эти скважины должны увеличить дебит скважин, запасы нефти или коэффициент извлечения нефти (EOR). Эти преимущества должны подтвердиться.

Приведенные ниже рисунки иллюстрируют схемы, пригодные при проектировании горизонтальных боковых стволов. На них представлены типичные эксплуатационные скважины с промежуточной колонной, установленной над продуктивным пластом и эксплуатационной колонной-хвостовиком, установленной в наклонном участке, вскрывшем продуктивную зону.

Схема 1.

Посхеме 1 в промежуточной колонне вырезается окно и проектируется профиль со средним радиусом искривления, чтобы получить горизонтальный участок в продуктивном пласте. Преимуществом этой схемы является то, что она может быть реализована относительно легко, взаимодействие горных пород с буровым раствором должно быть хорошо известно и можно выбрать максимальный размер эксплуатационной колонны-хвостовика.

К недостаткам схемы 1 относится то, что начало горизонтального участка будет находиться на некотором расстоянии от старой скважины и ориентирование горизонтального участка будет ограничено азимутом старой скважины. Если промежуточная колонна сильно изношена, может потребоваться ремонтная обсадная колонна-надставка. Это может ограничить размер бурильных и насосно-компрессорных труб и отрицательно сказаться на экономических показателях проекта.

Схема 2

Посхеме 2 окно вырезается в промежуточной колонне выше, чем предусмотрено в схеме 1, скважина забуривается в нижней стенке старой скважины и новый ствол бурится в форме буквы"S".

Преимуществом схемы 2 перед схемой 1 является то, что она дает большую свободу в приближении горизонтального участка к старому эксплуатационному участку под более строгим геологическим контролем.

Основным недостатком схемы 2 является то, что бурение "S "-образного криволинейного участка сопряжено с большим риском. Это приводит к удлинению и удорожанию скважины, увеличивает крутящий момент и нагрузку на крюке при подъеме и ведет к большему износу промежуточной колонны.

Схема 3

Схема 3 предусматривает вырезание окна в эксплуатационной колонне-хвостовике, забуривание нового ствола и бурение горизонтального участка меньшим диаметром.

Преимуществом здесь является то, что длина нового ствола и его закрепленного участка может быть сведена до минимума и начало горизонтального участка будет ближе к старой скважине, чем в схеме 1.

К недостаткам относится то, что в скважинах малого диаметра можно проводить только гамма- каротаж, а не полный объем измерений в процессе бурения. К тому же ориентация горизонтального участка будет ограничена направлением старой скважины, а эксплуатационная колонна-хвостовик должна иметь малый диаметр.

Схема 4

В схеме 4 промежуточная колонна срезается и извлекается. Новый ствол бурится из точки ниже башмака предыдущей обсадной колонны. Выше продуктивного пласта устанавливается новая промежуточная колонна. Очевидно, что это даёт большую свободу действий при проводке горизонтального участка и работ по заканчиванию скважины, но эта схема является самой дорогой из четырёх.

Главная проблема бурения боковых стволов в настоящее время связана с большими затратами времени на забуривание нового ствола. Усовершенствование конструкций райберов позволило вырезать окно за один рейс. Проблемы с некачественными цементными мостами в скважине были решены предварительным расширением участка установки моста-пробки и установкой уипстока в обсадной колонне без его цементирования.

Заключение

Для любой новой технологии или ее усовершенствования все сложности преодолеваются в ходе её широкого применения. Имеются проблемы с существующей в настоящее время технологией забуривания нового ствола (например, отклоняющие клинья ориентируются неточно или проворачиваются после установки). Существуют также проблемы с вырезанием окна в обсадной колонне и вытеснением цемента при установке цементных мостов. Эти проблемы приводят к перерасходу средств и времени. Затраты времени и средств на забуривание нового ствола по существующей технологии составляют примерно 10-20% общих затрат на строительство скважины. Необходима надежная недорогая технология забуривания нового ствола, включающая вырезание окна и забуривание нового ствола.

Следует увеличить возможности скважинных приборов малого диаметра для ориентирования забурочных приспособлений, геофизических исследований скважины и оценки продуктивного пласта. Это особенно важно для каротажных приборов при забуривании новых стволов из обсадной колонны диаметром 114 мм (4 1/2 дюйма). Некоторые из этих приборов уже имеются, но они станут доступными только в том случае, если в них появится настоятельная необходимость. У некоторых поставщиков есть система измерений в процессе направленного бурения, которая может быть укомплектована прибором для гамма-каротажа для забуривания нового ствола из обсадной колонны диаметром 114 мм (4 1/2 дюйма).

Малый диаметр скважин и высокая интенсивность их искривления будут ограничивать выбор схем заканчивания скважины и возможно длину горизонтального участка. Большинство скважин будут заканчиваться, видимо, открытым стволом или с креплением щелевидным хвостовиком в силу дешевизны и простоты этих схем. Для некоторых случаев потребуются более сложные схемы заканчивания с использованием заколонного пакера. Трудно прогнозировать возможную длину горизонтального участка скважины, но ожидается, что бурение участка длиной 500 м (1625 фут.) не будет представлять проблему. О длине горизонтального участка, необходимой для успешного бурения бокового ствола, говорить немного сложнее.

Как всегда, определение свойств продуктивного пласта будут сдерживающим фактором, связанным с ограниченным ассортиментом каротажных приборов, которые можно использовать в скважинах малого диаметра.

Можно ожидать, что в дальнейшем предпочтительной будет технология бурения по среднему радиусу искривления. Промышленность разрабатывает приборы и методы для бурения скважин малого диаметра, чтобы забуривание новых стволов из обсадной колонны диаметром 114 мм (4 1/2 дюйма) стало возможным и обычным делом. Количество горизонтальных скважин будет непрерывно расти и значительную часть среди них составят скважины с боковыми стволами.