Системы бурения боковых стволов из колонны

*Возможно также проведение гамма-каротажа

Таблица 7-2 Системы бурения скважин с боковыми стволами.

       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 (ЕОR). 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.

По схеме 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,.

Схема 1

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

По схеме 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 подьеме 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 горизонтельного участка будет ближе к старой скважине, чем в схеме 1.     К недостаткам относится то, что в скважинах  малого  диаметра  можно  прово-

дить 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 боль-

шими 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 знанительную часть среди них составят скважины с боковыми стволами.