Технологии зарезки боковых стволов

Технологии  зарезки боковых стволов

Огромен фонд бездействующих скважин, только в России этот фонд превышает 40 000. Часть этого  фонда можно реанимировать методом  бурения боковых стволов. Кроме  отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.

Существуют  две принципиально различающиеся  методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда - вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина.

К бурению  с вырезанием участка колонны  нужно отнести и бурение скважин  с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола. Не останавливаясь на особенностях при зарезке таких скважин, так как нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, сразу рассмотрим два других варианта. Традиционный вариант - вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при зарезке бокового ствола удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола. При этом варианте существенны затраты связанные со временем, а именно:

• Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.
• Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.
• Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.
• Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 градусов) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.

Небольшая коррекция  рассматриваемого варианта повысила шансы  по возможности применения технологии. В связи с тем, что абсолютное большинство эксплуатационных скважин  наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке можно считать заведомо известным азимут. В этом случае нет необходимости вырезания участка колонны большой протяжённости, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной. В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет от 6 до 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где протяжённость участка вырезания составляет не менее 18 метров. Достаточно большое количество боковых стволов было пробурено по такому варианту технологии и особенно в ОАО "Удмуртнефть" начиная с середины 90-х годов. Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат - малым утешением при получении стволов меньшего диаметра.

На территории России технология бурения боковых  стволов из вырезанного участка  колонн полностью вытеснена технологией  зарезки с отклоняющего клина (уипстока). В свою очередь, технология зарезки с уипстока разделяется на несколько подвариантов.

Нет смысла уделять внимание отжившим вариантам  зарезки с уипстока, когда каждый этап: спуск якоря, клина, стартового райбера, зарезного и расширяющего райбера проводился отдельным спуском. Рассмотрим только наиболее распространенные, а также перспективные варианты.

В настоящее  время практически все сервисные  компании по зарезке боковых стволов перешли на комплекты райберов, позволяющих за один спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания. Наиболее распространены якоря с упором на забой. Недостатками таких якорей являются:

• Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени.
• Механическое заякоривание требует создание определённых нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении. В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе.

В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надёжностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста. Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель. Первым спуском предусматривается спуск заякоривание отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъёма, вторым - спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:

• Применение жёсткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины.
• Проблематичность в ориентировании отклонителя.
• Необходимость выполнения операции в два этапа.

НПП "Горизонт" разработало и запатентовало  устройство для многоствольного  бурения скважин, сущность которого заключается в использовании  профильного перекрывателя в качестве проходного якоря, без внесения существенных изменений в остальные элементы устройств. Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной. В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств.

Применение  профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери диаметра в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза. Внутреннее отверстие ограничивается транспортным диаметром компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого диаметра по размеру ствола скважины.

Выполнение  операции производится следующим образом:

• 1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
• 2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 градусов любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
• 3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
• 4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
• 5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.

Как можно  увидеть из краткого описания устройства, его применение может позволить  производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.

Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения.

Однако, наибольший эффект ожидается при бурении  многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и  технология будут применяться не только при бурении, но также при  избирательном проведении геофизических  исследований и воздействии в  процессе эксплуатации.

Особо следует  отметить возможности при бурении  разветвленно-горизонтальных скважин  с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним  спуском, в то время как при  бурении обычными бурильными колоннами  потребуется как минимум два  спуска инструмента.

Точно также  упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин  в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при  помощи установок непрерывных труб, а именно, за один спуск можно  избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.

Дополнительным  достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа - необходимость  двух спусков.

Применяется также вариант  зарезки бокового ствола за один спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Безусловно, такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен. 
 

Результаты бурения  боковых стволов показали, что  дебиты нефти по ряду пробуренных  скважин превосходят текущие  дебиты окружающих скважин в два  и более раз или равны показателям  при вводе новых с вертикальным стволом скважин на неразбуренных участках месторождений. 

Одним из эффективных методов  повышения нефтеотдачи пластов для целого типа пластов является бурение скважин с отклонением от вертикальной оси. При этом возникает ряд технических проблем в области отхода бокового ствола от вертикальной оси. Предлагаемая технология зарезки боковых стволов базируется на расчете и последующей реализации оптимальных параметров искривления скважины. Такая траектория обеспечивает безопасный режим бурения бокового ствола в интервале его отхода от основной (вертикальной) скважины и последующий беспрепятственный спуск эксплуатационной колонны в пробуренный боковой ствол. Мировой практикой нефтеотдачи давно доказано, что на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, из всех известных способов воздействия на нефтяной пласт с целью повышения его отдачи наиболее действенным (наряду с управляемым гидроразрывом) является способ зарезки и проводки по простиранию пласта бокового ствола, чаще наклонного или горизонтального. При этом значительно разряжается сетка эксплуатационных скважин, уменьшаются депрессии на пласт, заметно увеличивается суточный дебит нефти, в результате чего появляется возможность перехода нерентабельных или малорентабельных скважин в разряд рентабельных. 

Технология  повышения нефтеотдачи пластов методом строительства боковых и боковых горизонтальных стволов в ранее эксплуатируемых скважинах. Необходимость применения данного метода остается востребованной, в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработок месторождений, когда обводнение продукции или падения пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных, трудноизвлекаемых зонах нефтеносных пластов) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин.

Поэтому, существующая проблема довыработки остаточных, трудноизвлекаемых запасов нефти требует уплотнения сетки скважин путем зарезок боковых стволов, осуществляемых с меньшими затратами чем бурение новых скважин. Кроме того, существует экономическая целесообразность уменьшения количества бедействующего фонда скважин. 

С 2004 года эффективность  и успешность геолого-технических  мероприятий по увеличению нефтеотдачи определяется условиями инвестиционных программ. Показатель успешности в разные годы держался в пределах 67-90%, по скважинам построенным и введенным в 2009г успешность пока составляет 80% при нормативе – 80%. Достижение этих успешности по выполнению инвестусловий зависит от многих факторов, таких как стоимость строительства скважин с боковыми и боковыми горизонтальными стволами, требующего определенной гарантированной величины дебита нефти, согласно условиям инвестиционной программы; правильность выбора скважин с определением величин и расположений недренируемых остаточных запасов; регулирование процессов заводнения пластов; безаварийное бурение боковых и боковых горизонтальных стволов; соблюдение технологических регламентов вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения, воизбежание кольматации призабойных зон; организация и своевременность дополнительных ГТМ в процессе дальнейшей эксплуатации БС и БГС. 
Решением всех этих задач занимаются геологические службы. Однако, в условиях сложности геологических строений, литологической неоднородности распространения нефтеносных пластов и как следствие – неравномерности распределения фильтрационных потоков на участках интенсивной разработки с применением заводнения, возникают определенные трудности при выборе того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов, а при строительстве боковых и боковых горизонтальных стволов – правильности выбора направлений проектных забоев. За последние годы наработан определенный опыт для правильного планирования объемов и проектирования технологии строительства боковых стволов, проведен анализ причин неуспешных зарезок БС, БГС.