строительству многоствольных горизонтальных
advertisement
Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин Неглубоко залегающие, истощенные или содержащие тяжелую нефть залежи Главный ствол скважины Бурение нескольких дренирующих скважин, отходящих от главного ствола скважины, позволяет максимально увеличить площадь контакта с продуктивным пластом. По сравнению с бурением одноствольной скважины, вскрытие Сочленения Горизонтальные скважины, расположенные в вертикальной плоскости Горизонтальные скважины, расходящиеся веером в горизонтальной плоскости Слоистые коллекторы пласта многоствольными горизонтальными скважинами может не только увеличить площадь дренажа, но и снизить Две расходящиеся в противоположные стороны скважины связанные с бурением общий риск и затраты. Чтобы отвечать современным повышенным требованиям к разработке месторождений нефти и газа, нефтяные компании нуждаются в создании надежных сочленений между обсадной Пласты с низкой проницаемостью или естественной трещиноватостью колонной главной скважины и хвостовиками ее горизонтальных ответвлений. Хосе Фрайя Эрве Омер Том Пулик Рошарон, Техас, США Майк Джардон Каракас, Венесуэла Мируш Кайя Eni Agip Милан, Италия Рамиро Паэс China National Offshore Operating Company (CNOOC) Джакарта, Индонезия Габриэль П. Г. Сотомайор Petroleo Brasileiro S.A. (Petrobras) Рио-де-Жанейро, Бразилия Кеннет Умуджоро TotalFinaElf Порт-Харкорт, Нигерия За помощь в подготовке настоящей статьи мы благодарим Акселя Дестремо (Порт-Харкорт, Нигерия); Роберта Дилларда и Джима Ферберна (Рошарон, Техас, США); Джеймса Гарнера (Шугар Лэнд, Техас, США); Гарри Джилла (Калгари, Альберта, Канада); Хейтора Джиоппо и Джо Миллера (Рио-де-Жанейро, Бразилия); Тима О’Рурка (Джакарта, Индонезия) и Джона Спайви из Вайомингского университета (Ларами, США). Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 2002. СВТ (прибор для цементометрии), Discovery MLT, ECLIPSE, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, NODAL, PowerPak XP, QUANTUM, RAPID (надежный доступ, обеспечивающий улучшенное дренирование), RapidAccess, RapidConnect, RapidExclude, RapidSeal, RapidTieBack, USI (ультразвуковой построитель изображений) VISION475 являются товарными знаками компании «Шлюмберже». 1. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C and Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Winter 1998): 14–28. 44 С целью оптимизации процесса эксплуатации, 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. Более 10% от 68 тысяч скважин, разбуриваемых ежегодно, являются претендентами на применение данного способа вскрытия продуктивных пластов. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин используется также при проведении повторного бурения в действующих скважинах. Основные виды многоствольных горизонтальных скважин известны с 1950-х годов, но существовавшие в те времена способы бурения и оборудование для вскрытия пластов могли применяться только в очень ограниченном числе практических случаев. Внесенные в течение 1990-х годов усовершенствования в технику бурения позволили нефтяным компаниям бурить и заканчивать все большее число скважин путем создания многоствольных горизонтальных ответвлений.1 В настоящее время главные стволы и ответвления можно бурить вертикально, или под большими углами наклона, или горизонтально, учитывая различные пластовые условия. Схемы расположения многоствольных горизонтальных скважин 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 (рис. 1). Горизонтальные скважины заканчиваются открытым стволом или нецементированными либо частично цементированными хвостовиками, т. е. имеющими обсадку, которая не соединена с главным стволом. При других способах вскрытия пластов используются механические узлы, которые обеспечивают прочное соединение, герметичность и избирательный доступ к местам сочленения боковых хвостовиков и основной обсадной колонны главного ствола скважины. Как и в любом другом способе заканчивания скважин, многоствольные горизонтальные хвостовики зачастую снабжены наружными пакерами, обеспечивающими разобщение продуктивных интервалов, или механическими песчаными фильтрами. Добываемые из отдельных горизонтальных скважин продукты могут смешиваться и доставляться на поверхность по одной колонне труб или по отдельным колоннам труб, не смешиваясь. В настоящее время в скважинах может находиться высокотехнологичное оборудование для заканчивания, предназначенное для слежения за исходящими из боковых ответвлений потоками и их регулирования. Соответственно, связанные с бурением и вскрытием продуктивного пласта риски изменяются в зависимости от схем расположения скважин в продуктивном пласте, от сложности сочленений с главным стволом, от предъявляемых к заканчиванию скважин требований и от скважинного оборудования. Нефтегазовое обозрение Рис. 1. Основные схемы расположения многоствольных горизонтальных скважин в продуктивном пласте. Горизонтальные скважины, образующие в плане форму вилки, веера или ребер позвоночника, бурятся в одном интервале и предназначаются для максимального увеличения добычи из неглубоко залегающих залежей с низким пластовым давлением или содержащих тяжелую нефть, а также из месторождений с пониженным давлением. Горизонтальные скважины, располагающиеся по вертикали, эффективны в слоистых коллекторах. Объединение нескольких горизонтов в один увеличивает производительность скважин и повышает коэффициент извлечения углеводородов. В пластах с низкой проницаемостью и естественной трещиноватостью две расходящиеся в противоположные стороны горизонтальные скважины могут пересечь больше трещин, чем одна, особенно если известно направление напряжения, и могут также уменьшить потери давления на преодоление трения течения во время эксплуатации. Многоствольные горизонтальные скважины 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 проведение ГРП. 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. Весна 2003 Многоствольные горизонтальные скважины особенно удобны для создания связи между такими вертикально и горизонтально ориентированными геологическими образованиями, как возникшие естественным путем трещины, тонкослоистые интервалы и многослойные 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. Однако, существуют временные ограничения нормального функционирования одиночной горизонтальной секции, так как трение, создаваемое стволом скважины и трубами или обсадной колонной, начнет ограничивать вытекающий из скважины поток. Многоствольные горизонтальные скважины уменьшают долю давления, затрачиваемую на преодоление трения в процессе эксплуатации, путем распределения притока между двумя или большим числом укороченных боковых ответвлений. Например, две направленные в противоположные стороны горизонтальные скважины снижают потери давления на преодоление трения при течении по сравнению с одиночной горизонтальной скважиной, имеющей те же самые вскрытую поверхность коллектора и дебит (см. раздел «Ключевые вопросы проектирования», стр. 66). Бурение многоствольных горизонтальных скважин требует дополнительных начальных инвестиций в оборудование, но в конечном счете приводит к снижению общих капитальных затрат и стоимости разработки месторождения, равно как и текущих расходов, через уменьшение числа необходимых скважин. 45 Данная технология уменьшает потребность в устьевом оборудовании, платформенных водоотделяющих колоннах и подводном 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 горизонтальных скважин 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. Места сочленения горизонтальных секций скважины с главным стволом являются особо важными элементами при вскрытии продуктивных пластов с помощью многоствольных горизонтальных скважин. В процессе эксплуатации они могут повреждаться под воздействием пластовых давлений, сил, связанных с изменениями температуры, и перепадов давлений. Сочленения разделяются на две большие группы: сочленения, не обеспечивающие своей гермеУровень 1 Уровень 2 тичности (уровни 1, 2, 3 и 4), и сочленения, обеспечивающие герметичность (уровни 5 и 6). Успешность функционирования горизонтальных скважин определяется длительностью срока службы сочленения, его универсальностью и доступностью (рис. 2). Системы уровней 3 и 6 оказались наиболее предпочтительными вариантами сочленений, используемых при бурении многоствольных горизонтальных скважин.2 Сочленение уровня 3 состоит из надставки хвостовика и механического соединения с основной обсадной колонной, которое позволяет осуществлять избирательный доступ к боковым отводам и повторный ввод инструмента в них. Сочленения уровня 6 образуют единое целое с колоннами обсадных труб и обеспечивают герметичность и доступ в боковые скважины. Новые способы создания сочленений позволяют использовать многоствольные горизонтальные скважины в более широком диапазоне глубинных условий и в большем числе практических случаев разработки залежей. Однако, применение более сложного оборудования и замысловатых схем расположения скважин ставит нефтяные и сервисные компании перед необходимостью преодоления технических препятствий и учета рабочих рисков и экономических соображений. В настоящей статье дается обзор случаев практического использования многоствольных горизонтальных скважин и их классификация. Нами рассмотрены также системы сочленений и установки, исходя из результатов опробования скважин и примеров разработки месторождений в США, Канаде, Венесуэле, Бразилии, Нигерии и Индонезии. Примеры разработки продуктивных пластов Многоствольные горизонтальные скважины 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 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 Уровень 3 Уровень 1 – Уход в сторону боковым открытым стволом или безопорное сочленение. Уровень 2 – Обсаженная и зацементированная главная скважина и боковой открытый ствол или частично цементированный хвостовик. Уровень 3 – Обсаженная и зацементированная главная скважина с нецементированным боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу (соединение показано красным цветом). Уровень 4 Уровень 5 Уровень 6 Уровень 4 – Обсаженная и зацементированная главная скважина с зацементированным боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу. Уровень 5 – Обсаженная и зацементированная главная скважина и нецементированный или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герметичный, что обеспечивается дополнительным оборудованием для заканчивания скважин (пакерами, сальниками и трубками), размещаемым внутри главного ствола. Уровень 6 – Обсаженная и зацементированная главная скважина и нецементированный или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герметичный, что обеспечивается основной обсадной колонной в месте сочленения бокового хвостовика без размещения дополнительного оборудования для заканчивания скважин внутри главного ствола. Рис. 2. Классификация сочленений. Многоствольные горизонтальные скважины характеризуются в соответствии с определениями, выработанными на форуме по вопросам технического прогресса в области бурения многоствольных горизонтальных скважин, состоявшемся в Абердине, Шотландия, 26 июля 1999 года, и уточненными в проекте предложения, составленном в июле 2002 года. В указанных стандартах сочленения отнесены к уровням 1, 2, 3, 4, 5 и 6 в зависимости от степени их механической сложности, соединительных возможностей и обеспечения гидравлической изоляции. 46 Нефтегазовое обозрение скважина в два раза уменьшает риски и затраты на бурение на полную глубину. При работах на суше применение многоствольных горизонтальных скважин уменьшает число устьев скважин и размеры буровых площадок. При работах на море использование многозабойного бурения сохраняет буровые вырезы морских буровых платформ и донных опорных плит, а также уменьшает потребность в поверхностном оборудовании и палубной площади. Главное преимущество многоствольных горизонтальных скважин 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. Любая новая технология связана с риском и техническими сложностями, поэтому приходится иметь дело как с ее преимуществами, так и недостатками.3 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 инстру2. Betancourt S, Shukla S, Sun D, Hsii J, Yan M, Arpat B, Sinha S and Jalali Y: “Developments in Completion Technology and Production Methods,” paper SPE 74427, presented at the SPE International Petroleum Conference and Exhibition, Villahermosa, Mexico, February 10–12, 2002. 3. Vij SK, Narasaiah SL, Walia A and Singh G: “Multilaterals: An Overview and Issues Involved in Adopting This Technology,” paper SPE 39509, presented at the SPE India Oil and Gas Conference and Exhibition, New Delhi, India, February 17–19, 1998. 4. Ehlig-Economides CA, Mowat GR and Corbett C: “Techniques for Multibranch Well Trajectory Design in the Context of a Three-Dimensional Reservoir Model,” paper SPE 35505, presented at the SPE European 3-D Reservoir Modeling Conference, Stavanger, Norway, April 16–17, 1996. Sugiyama H, Tochikawa T, Peden JM and Nicoll G: “The Optimal Application of Multi-Lateral/Multi-Branch Completions,” paper SPE 38033, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, April 14–16, 1997. Весна 2003 Рис. 3. Залежи тяжелой нефти. В дополнение к повышению эффективности закачки пара распределенные по пласту горизонтальные скважины способствуют максимальному росту добычи и повышают коэффициент извлечения из пластов, содержащих тяжелую нефть, а также из маломощных, неглубоко залегающих или истощенных залежей путем увеличения площади дренирования скважины. В залежах с маломощной нефтяной частью горизонтальные скважины уменьшают вероятность преждевременного прорыва воды и газа к забою, т. е. образования водяного или газового конуса. Рис. 4. Залежи с низкой проницаемостью или естественной трещиноватостью. Проводка горизонтальных скважин повышает вероятность пересечения ими естественных трещин и заканчивания экономически эффективной скважины в пластах с естественно возникшими трещинами неизвестной ориентации. Если направление напряжений известно, то две горизонтальные скважины, пробуренные в противоположных направлениях от главного ствола, оптимизируют площадь контакта стенок скважин с продуктивным пластом. ментов и скважинных систем. 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. Она также может применяться для разработки месторождений, находящихся на поздних стадиях эксплуатации, имеющих низкое пластовое давление, а также содержащих пропущенные ранее углеводороды, скопившиеся в четко выраженных структурных или стратиграфических ловушках.4 Экономически выгодная разработка запасов тяжелой нефти ограничивается низкой подвижностью нефти, степенью эффективности ее вытеснения посредством закачки пара и факторами, определяющими нефтеотдачу пласта. В случае залежей с тяжелой нефтью или залежей, имеющих низкую подвижность, горизонтальные дренирующие скважины создают эффект аналогичный тому, который возникает после проведения ГРП газосодержащих пластов с низкой проницаемостью. Увеличение площади контакта стенок скважины с продуктивным пластом способствует росту темпов добычи нефти. Кроме того, горизонтальные скважины уменьшают перепад давления между вскрытым пластом и скважиной, препятствуют образованию конуса обводнения и повышают эффективность закачки пара в подобные залежи (рис. 3). Коллекторы с низкой проницаемостью и естественной трещиноватостью часто характеризуются ограниченной продуктивностью, поэтому анизотропия пласта является одним из факторов, который следует учитывать при проектировании многоствольных горизонтальных скважин. Образуемые при ГРП трещины ориентируются параллельно естественно возникшим трещинам, а не перпендикулярно им. В результате получается, что дебиты у скважин соответствуют тому случаю, когда расклиненные трещины намного короче, чем у однородного коллектора. Горизонтальные скважины, пробуренные перпендикулярно к естественным трещинам, значительно повышают свои дебиты, так как пересекают большее число трещин (рис. 4). 47 Рис. 5. Тонкослоистые пласты и многослойные залежи. В случае многослойных залежей, несколько горизонтальных скважин, расположенных в вертикальной плоскости, образуют бóльшую площадь контакта с продуктивными пластами, чем одна вертикальная скважина, и могут эксплуатировать одновременно несколько продуктивных интервалов. Изменяя наклон ствола и вертикальную глубину каждой дренирующей скважины, можно одновременно эксплуатировать несколько маломощных пластов. Рис. 6. Обособленные части залежи. Многоствольные горизонтальные скважины зачастую оказываются эффективнее одиночных при извлечении пропущенных углеводородов, которые либо находятся в четко обособленных частях залежи, либо образовались в результате частичной выработки запасов. Рис. 7. Месторождения-спутники. Многоствольные горизонтальные скважины являются экономически эффективным средством разработки периферийных месторождений и небольших залежей, содержащих ограниченные запасы углеводородов. В случае тонкослоистых продуктивных интервалов, многослойных залежей или пластов с неоднородным строением, располагающиеся в вертикальной плоскости горизонтальные скважины увеличивают свои дебиты и степень извлечения из залежи за счет установления связей между несколькими продуктивными интервалами, разделенными вертикальными барьерами или зонами резкого либо постепенного ухудшения проницаемости (рис. 5). 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 (рис. 6). В тех случаях, когда величина запасов углеводородов, содержащихся в отдельных блоках залежи, экономически не оправдывает бурения специальной скважины с одним стволом, применив многоствольное заканчивание, можно объединить несколько обособленных частей залежи в единое целое. Обособление частей залежи происходит также и в тех случаях, когда пластовая или закачанная в пласт вода проходит мимо областей с низкой проницаемостью и оставляет за собой карманы или линзы, заполненные нефтью или газом. Такие нефть и газ можно извлечь, пробурив и закончив многоствольные горизонтальные скважины. Аналогично сказанному выше, многоствольные горизонтальные скважины позволяют осуществлять разработку небольших залежей и периферийных месторождений-спутников, которые практически невыгодно эксплуатировать посредством бурения обычных вертикальных, наклонных или горизонтальных скважин (рис. 7). Нефтегазодобывающие компании используют многоствольные горизонтальные скважины также и с целью эксплуатации истощенных залежей или залежей с низким пластовым давлением, особенно в случаях плотной сетки скважин или при повторном вводе скважин в бурение.5 В случае месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, многоствольные горизонтальные скважины позволяют повышать плотность сетки скважин путем вскрытия таких залежей, которые экономически неэффективно разрабатывать бурением специальных скважин. При устойчивом уровне добычи, посредством бурения горизонтальных ответвлений из имеющихся скважин можно вводить в эксплуатацию дополнительные объемы углеводородов, не уменьшая достигнутый уровень добычи. Придерживаясь подобной стратегии, можно повышать дебиты скважин и увеличивать объем извлекаемых запасов, что в итоге позволяет вести экономически выгодную разработку залежей даже на завершающих стадиях. Скважины с несколькими боковыми ответвлениями позволяют изменить схему разработки залежи при осуществлении проектов третичной закачки воды или пара. Боковые ответвления, пробуренные из старых скважин, контролируют места притока и улучшают системы заводнения по мере того, как эффективность вытеснения со временем изменяется. Использование боковых ответвлений от главной скважины для извлечения пропущенных ранее углеводородов и выправления систем закачивания исключает необходимость в продвижении запасов к забоям действующих эксплуатационных скважин. Многоствольные горизонтальные скважины также способствуют созданию надлежащего охвата залежи заводнением с целью контроля за притоками газа и воды. Множество боковых ответвлений, пробуренных на различную длину в различных слоях, улучшают вытеснение запасов в вертикальном направлении и степень их последующего извлечения. Многоствольные горизонтальные скважины уменьшают вероятность образования газовых и водяных конусов в некоторых типах коллекторов, особенно в коллекторах с маломощными нефтяными пластами, газовыми шапками 48 Нефтегазовое обозрение или напором подошвенных вод. Многоствольные горизонтальные скважины способствуют повышению отдачи пласта при понижении давления газовой шапки на завершающем этапе разработки месторождения, а также позволяют увеличить объемы газа, закачиваемого в подземные газохранилища.6 Нефтегазодобывающие компании используют многоствольные горизонтальные скважины даже при разведке месторождений для отбора проб с целью оценки изменений качества коллектора в горизонтальном направлении и его площадных размеров, а также для оценки параметров стратиграфических ловушек. Еще одно из их назначений связано с оконтуриванием залежей. Пробурив два или более боковых ответвления от одной главной скважины, можно изучить большую площадь непосредственно из одной точки на поверхности. Данный подход повышает эффективность работ по оконтуриванию месторождения, так как позволяет при составлении проекта бурения для каждого нового ответвления учитывать информацию, полученную в процессе бурения главной скважины и предыдущих ответвлений. Кроме выбора схемы размещения многоствольных горизонтальных скважин, применяемых для решения конкретных задач, связанных с разработкой залежи, инженеры должны определять степень механической и жидкостной герметичности мест сочленения боковых отводов с главным стволом. Это необходимо для того, чтобы оптимизировать темпы добычи и довести до максимальной долю извлекаемого из залежи продукта.7 Компания «Шлюмберже» предлагает решения, основанные на бурении многоствольных горизонтальных скважин, таких как повторный ввод в бурение старых скважин, бурение горизонтальных скважин с открытым забоем, 5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C and Mollinedo M: “Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,” Oilfield Review 8, no. 3 (Autumn 1996): 4–17. 6. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K and Xiong H: “Storing Natural Gas Underground,” Oilfield Review 14, no. 2 (Summer 2002): 3–17. 7. Technical Advancement of Multilaterals, Technical Advancement of Multilaterals (TAML) Forum, Aberdeen, Scotland, July 26, 1999. Hogg C: “Comparison of Multilateral Completion Scenarios and Their Application,” paper SPE 38493, presented at the SPE Offshore Europe Conference, Aberdeen, Scotland, September 9–10, 1997. Brister R and Oberkircher J:”The Optimum Junction Depth for Multilateral Wells,” paper SPE 64699, presented at the SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition, Beijing, China, November 7–10, 2000. Westgard D: “Multilateral TAML Levels Reviewed, Slightly Modified,” Journal of Petroleum Technology 54, no. 9 (September 2002): 22–28. Весна 2003 применение передовых сочленений марки RAPID, которые обеспечивают надежное соединение, прочность, отсутствие песка и герметичность. Заранее вырезанные окна и плотность сочленения Изготавливаемая в заводских условиях и не использующая фрезерование система бурения и заканчивания многоствольных горизонтальных скважин RapidTieBack использует вырезанные заранее в обсадной колонне и закрытые изнутри разбуриваемым патрубком окна для бурения из новых скважин близко расположенных друг к другу боковых ответвлений (рис. 8 на следующей странице). Указанная система сочленения устанавливается быстро, при минимальном простое бурового станка, в скважинах, угол наклона которых изменяется до горизонтального. Главное преимущество данной системы состоит в ее способности заканчивать до четырех (квадро) боковых скважин, пробуренных под прямым углом к основному стволу. При этом соседние окна в обсадной колонне главной скважины отстоят друг от друга на 6 футов (1,8 м). Квадросистемы RapidTieBack сконструированы таким образом, чтобы можно было устанавливать сочленения внутри продуктивного пласта и бурить наклоненные под большими углами дренирующие скважины при помощи буровых агрегатов небольшого радиуса. Такую многозабойную систему можно устанавливать также над продуктивным пластом, что приводит к уменьшению скорости набора угла наклона скважины и величины бокового отклонения, снижая тем самым испытываемое сочленением напряжение. Исключая необходимость проведения фрезеровочных работ, применение технологии заранее вырезанных окон обеспечивает быстрый и правильный выход из обсадной колонны. При этом удается избавиться от металлической стружки и уменьшить риск повреждения обсадной колонны. Использование буровых долот с контролируемым диаметром скважины еще больше снижает риски при бурении через цементное кольцо и временный, заполненный уретаном, патрубок. Специально сконструированный промывочный инструмент с устройством ориентации сигнализирует о том, что профильные ниппели квадросистемы RapidTieBack в основной обсадной колонне не содержат никакого мусора. Установка механической втулки-надставки придает дополнительную устойчивость соединению боковых хвостовиков с основной обсад- ной колонной и обеспечивает избирательный доступ к ответвлениям скважины для проведения в них ремонтных работ. Боковые ответвления могут оставаться с открытыми стволами или же оборудованными нецементированной или цементированной обсадкой, щелевыми хвостовиками и песчаными фильтрами, которые придают стволу скважины дополнительную устойчивость. Большой внутренний диаметр перехода через надставку хвостовика в ствол основной скважины рассчитан на использование оборудования для заканчивания скважин большого размера, объемного оборудования для механизированной эксплуатации и инструмента для проведения будущих операций в скважинах. Большое внутреннее проходное отверстие позволяет таким инструментам и оборудованию для заканчивания скважин, имеющим большие наружные диаметры, как, например, высокопроизводительные электрические погружные насосы, гидравлически или электрически управляемые НКТ и извлекаемые с помощью тросов регулирующие вентили, проходить сквозь квадросистемы RapidTieBack. Более глубокое размещение оборудования для механизированной эксплуатации приводит к росту перепада давления и повышению производительности и одновременно уменьшает величину давления, при котором эксплуатация окончательно прекращается. Все это способствует повышению степени извлечения запасов углеводородов из разрабатываемых пластов. Квадросистемы RapidTieBack широко используются при разработке залежей тяжелой нефти, но их можно также применять при вскрытии продуктивных пластов многозабойными горизонтальными скважинами в условиях их низкой проницаемости, естественной трещиноватости и истощения с целью повышения производительности скважин и полноты извлечения запасов путем увеличения площади дренирования и снижения необходимой величины депрессии на пласт. Использование квадросистем RapidTieBack в Канаде и Венесуэле В тепловых методах увеличения нефтеотдачи (МУН) в пласт закачивается пар для того, чтобы нагреть пласт, снизить вязкость тяжелой нефти и способствовать ее истечению из пласта. Многоствольные горизонтальные скважины максимально увеличивают площадь контакта с пластом и повышают дебиты при чередовании циклов нагнетания пара и извлечения продукта. За этапом закачки пара, длящемся минимум два месяца, и возможным 49 1 Цементирование секции с окном. 2 Очистка обсадной колонны и установка отклоняющего клина (уипстока). Ориентирующая щель Верхний паз Уретановый наполнитель Хвостовик Спускаемый инструмент Внутренний разбуриваемый патрубок Заранее вырезанное окно с покрытием из композитного материала 4 Установка бокового хвостовика и надставки. 3 Бурение бокового ответвления. Отклоняющий клин Буровое долото Ориентированная опора клина Многоразовый опорный установочный инструмент (RDT) Инструмент для установки хвостовика Надставка хвостовика Внутренняя цементировочная колонна АЛЬБЕРТА Калгари КАНАДА Ориентирующая щель 6 Извлечение RDT. сква жин а Гори зон хво таль сто ны вик й ЮЖНАЯ АМЕРИКА 6ф утов Каракас ВЕНЕСУЭЛА 7 Законченное сочленение. Овершот Рис. 9. Заканчивание скважин с помощью квадросистем. Нефтегазодобывающие компании установили более 220 квадросистем RapidTieBack в Венесуэле и Канаде. Предварительное вырезание окон в пределах короткой касательной секции улучшает процесс создания сочленения и облегчает доступ в боковые ответвления. С помощью данной системы можно выполнить заканчивание до четырех горизонтальных скважин открытым стволом или с помощью хвостовиков, соединяемых с главной скважиной посредством механической втулки-надставки, что придает сочленению дополнительную прочность и устойчивость. Ориентированный отклонитель, установленный в эталонном профиле, обеспечивает избирательный доступ к горизонтальным ответвлениям для проведения в них ремонтных работ. Внутренний патрубок 5 – Освободить инструмент для установки хвостовика и поднять внутреннюю цементировочную колонну. Зацементировать хвостовик, используя двойные верхние цементировочные пробки. Извлечь инструмент для установки хвостовика и внутреннюю цементировочную колонну. 6 – Размыть цемент над RDT с помощью овершота, освободить ориентированную опору клина и извлечь RDT. 7 – Установить внутренний опорный патрубок для удержания бокового хвостовика на своем месте. Рис. 8. Заранее вырезанные в обсадной колонне окна. Квадросистемы RapidTieBack применяются в новых скважинах, требующих сочленения со всем стволом при разработке залежей тяжелой нефти, пластов с низкой проницаемостью или естественной трещиноватостью и истощившихся месторождений с низким пластовым давлением. При использовании данной системы не требуется фрезерование стальных обсадных труб. С ее помощью хвостовики подсоединяются к главной обсадной колонне основной скважины, причем возможно цементирование хвостовиков. 50 ная США 1 – Установить сочленение на рекомендованной глубине. Сориентировать окна по данным гироскопических замеров и зацементировать основную обсадную колонну. 2 – Пробурить внутренний патрубок и цементное кольцо. Установить извлекаемый отклоняющий клин и ориентированную опору клина в паз ниже секции с окном. Извлечь спускаемый инструмент. 3 – Пробурить боковое ответвление и извлечь буровой инструмент. Установить отклоняющий клин таким образом, чтобы можно было бурить боковое ответвление в противоположном направлении. Извлечь отклоняющий клин и ориентированную опору клина. Очистить ствол главной скважины. Повторить указанные операции для следующего набора окон. 4 – Установить хвостовик в сборе, многоразовый опорный установочный инструмент (RDT) и ориентированную опору клина в паз ниже окна. Сдвинуть сборку с помощью RDT и спустить хвостовик в боковую скважину. Поместить инструмент для установки хвостовика в верхний паз и зафиксировать надставку хвостовика в заранее вырезанном окне. 5 Варианты цементирования хвостовика. Глав Нефтегазовое обозрение закрытием скважины на «пропитку» пласта следуют шесть или более месяцев его эксплуатации. Хотя в таких случаях четверки горизонтальных скважин стоят приблизительно в четыре раза дороже, чем скважины с одним стволом, их применение обычно увеличивает общий дебит более, чем в шесть раз. Многоствольные горизонтальные скважины также ограничивают свое отрицательное воздействие на окружающую среду за счет уменьшения числа скважин, что в свою очередь освобождает от необходимости применять такое поверхностное оборудование, как паропроводы и сборные линии. За прошедшие шесть лет квадросистемы RapidTieBack с успехом использовались Весна 2003 при создании более 220 сочленений с паронагнетательными радиальными скважинами в Канаде и с расположенными в Венесуэле скважинами, в которые производилась циклическая закачка пара для интенсификации притока (рис. 9).8 Применение квадросистем RapidTieBack позволяет бурить горизонтальные скважины через близко расположенные друг от друга отверстия, проделанные в пределах короткой секции основной обсадной колонны. Данное обстоятельство упрощает задачу управления проходкой скважины по горизонтали до тех пор, пока ее забой не достигнет подошвы продуктивного интервала. Нефтегазодобывающие компании пользуются данной системой для бурения направленных боковых скважин, стволы которых выходят из основной обсадной колонны над залежью и принимают горизонтальное положение после входа скважин в продуктивные пласты. Исключительно эффективным оказывается совмещение МУН с технологией бурения многоствольных горизонтальных скважин. В большинстве случаев экономические показатели эксплуатации и степень извлечения запасов из 8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL and Copley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rate and Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja, Venezuela,” paper SPE 69700, presented at the SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Portamar, Margarita Island, Venezuela, March 12–14, 2001. 51 недр выше ожидаемых, поэтому нефтегазодобывающие компании Канады и Венесуэлы планируют продолжать бурить многоствольные горизонтальные скважины и с их помощью вскрывать продуктивные пласты в течение последующих нескольких лет. Нефтегазодобывающие компании Северной и Южной Америки также рассматривают возможность использования квадросистем RapidTieBack не только для вскрытия залежей с тяжелой нефтью. Вырезание ориентированных окон Система заканчивания многоствольных горизонтальных скважин RapidAccess, обеспечивающая избирательный доступ к дренирующим скважинам, ориентирует вырезанные в обсадной колонне окна при монтаже сочленений с боковыми скважинами с открытым стволом, с частично цементированными хвостовиками и в более сложных случаях (рис. 10). Эта система обеспечивает также избирательный доступ в боковые стволы при выполнении операций, связанных с повторным вводом оборудования. В этом простом и недорогом способе вырезания окон используется патрубок со специальным пазом, называемый также разделительной втулкой обсадной трубы (ICC), который устанавливается в основную обсадную колонну для ориентировки серийно выпускаемых извлекаемых отклоняющих клиньев. Использование ICC исключает необходимость ориентации заранее вырезанных окон путем поворота всей обсадной колонны до нужного положения. Разделительная втулка обсадной трубы (ICC) с полным проходным сечением служит постоянным репером при вырезании окон в обсадной колонне, а также при бурении горизонтальных скважин, диаметр первичной обсадной колонны которых изменяется от 7 до 9 5/8 дюйма или имеет любой другой стандартный размер. Если установить несколько разделительных втулок ICC, то можно будет собрать несколько боковых сочленений, что позволит вскрывать продуктивный пласт множеством скважин и оптимально разрабатывать месторождения. Наличие пяти различных пазов обеспечивает создание дополнительных точек отклонения и избирательный вход в боковые скважины, что создает условия для оптимального строительства скважин, вскрытия пластов и гибкого управления процессом эксплуатации. Пазы разделительных втулок можно устанавливать в любой последовательности и на любой глубине, что дает возможность определять ориентировку инструментов в течение всего срока службы скважины. 52 Разделительные втулки ICC не требуют выполнения специальных установочных или рабочих операций. Любая ICC устанавливается и используется как короткая соединительная муфта обсадной колонны. Ее цельная конструкция, имеющая установленные Американским нефтяным институтом (АНИ) стандартные трубные размеры, упрощает решение вопросов материально-технического снабжения и позволяет проводить цементирование общепринятыми способами. ICC не уменьшает внутренний диаметр скважины и не ограничивает действия по расхаживанию и вращению обсадной колонны в процессе цементирования, что способствует созданию цементного кольца надлежащего качества. После заканчивания цементирования обсадной колонны по данным каротажных или проводимых во время бурения (MWD) исследований определяется глубина установки и ориентация по направлениям разделительной втулки ICC. В результате, с помощью ориентированной опоры клина можно ориентировать отклоняющий клин и фрезерный агрегат в нужном направлении на выбранной глубине. Положение ICC можно также определять по данным ультразвукового построителя изображений (УПИ), которые часто получают одновременно с проведением цементометрии (СВТ), чем экономится один каротажный рейс. Прежние способы выхода из обсадной колонны требовали установки временных пакеров, которые служили реперами и платформами при вырезании окон в обсадной трубе. При использовании систем с пакерами, после извлечения пакера уже не было возможности определить глубину и ориентацию. Последующий доступ в горизонтальную скважину становился крайне дорогостоящим, если вообще возможным. Теперь же применение ICC обеспечивает надежное определение ориентации инструмента, что добавляет уверенности при строительстве многоствольных горизонтальных скважин. Окно в обсадной колонне можно прорезать на расстоянии до 90 футов (27 м) выше ICC. Два или три окна можно индексировать по кругу относительно одной и той же разделительной втулки по различным направлениям, пока они находятся в пределах 90-футового интервала. Дополнительные возможности по извлечению инструментов гарантируют доступ к расположенным ниже горизонтальным скважинам. В процессе монтажа в первую очередь следят за установкой ICC на правильной глубине. Двухэтапный процесс, в котором используются отклоняющий клин и затем специальный многоразовый опорный установочный инструмент (RDT), еще больше повышает качество вырезания окна и монтажа сочленения по сравнению с теми системами, которые используют только отклоняющий клин. Наружный диаметр RDT меньше и поэтому его легче извлекать, чем стандартное оборудование, что, в свою очередь, сводит к минимуму количество образующегося мусора и проблемы, связанные с извлечением инструмента после бурения. Разделительная втулка обсадной колонны является важным элементом технического обслуживания многоствольных горизонтальных скважин, долгосрочного планирования разработки месторождения и управления ходом эксплуатации залежи. Установка ориентированного отклоняющего клина в ICC позволяет осуществлять избирательный повторный доступ в горизонтальную скважину через сочленение. Обеспечивая наличие постоянного репера и опоры для входа в боковую скважину через обсадную колонну, ICC снижает затраты и риски, связанные с будущими ремонтными работами и монтажом сочленений. Сочленения с открытым стволом марки RapidAccess можно применять в глинистых сланцах и устойчивых уплотненных породах. ICC также лежит в основе разработанной компанией «Шлюмберже» системы заканчивания многоствольных горизонтальных скважин марки RapidConnect. Эта система обеспечивает избирательный доступ в дренирующие скважины и плотность соединений, и многостороннего сочленения марки RapidExclude, которое исключает проникновение твердых частиц (см. следующий раздел «Плотность и устойчивость соединений» и раздел «Прочность соединений и борьба с песком» на стр. 59). Плотность и устойчивость соединений При использовании ранних версий многосторонних соединений избирательный доступ в боковые ответвления был возможен только при наличии заранее вырезанных окон или в случае использования более сложного сочленения. Данное обстоятельство осложняло планирование бурения новых горизонтальных скважин в будущем, так как глубину установки соединения следовало определять заранее. Кроме того, наличие заранее вырезанных окон и разбуриваемых патрубков нарушало целостность обсадной колонны. Созданные на основе использованных в системе Нефтегазовое обозрение 1 Установить разделительную втулку обсадной трубы (ICC). 3 Установить извлекаемый отклоняющий клин и прорезать выходное отверстие из обсадной трубы. 2 Очистить паз ICC и определить ориентацию. Фрезерный агрегат Каротажный зонд Изображение УПИ Отклоняющий клин Ориентированная опора клина ICC Буровое долото 1 – Разместить ICC в обсадной колонне ниже рекомендованной глубины бурения горизонтальной скважины и зацементировать обсадную колонну. ICC заранее не ориентируется. Выполнить цементирование обсадной колонны. 2 – Разбурить цемент. Патентованное покрытие предотвращает прилипание цемента к пазу ICC. Верхние цементировочные пробки обычно очищают ICC, но имеется специальный струйный инструмент для очистки пазов ICC. Определить ориентацию ICC с помощью данных, полученных ультразвуковым построителем изображений (УПИ) при проведении исследований УПИ и цементометрии СВТ. 3 – Подсоединить извлекаемый отклоняющий клин и ориентированную опору клина к фрезерному агрегату. Скрепить ориентированную опору клина с ориентирующим ключом, отрегулированным для надлежащего размещения инструментов в пазу ICC. Сдвинуться вдоль отклоняющего клина и вырезать окно в обсадной трубе. Вынуть из скважины фрезерный агрегат и извлечь отклоняющий клин. 5 Варианты нецементируемого и частично цементируемого хвостовиков. 4 Установить отклоняющий клин и пробурить боковое ответвление. 6 Извлечь RDT и ориентированную опору клина. Овершот Многоразовый опорный установочный инструмент (RDT) Буровое долото 4 – Прочистить ствол основной скважины. Для того чтобы направить буровые агрегаты и каротажные зонды через вырезанное в обсадной колонне окно, следует установить многоразовый опорный установочный инструмент (RDT) и ориентированную опору клина в ICC. Пробурить горизонтальную скважину. 5 – На бурильную трубу, управляемую с помощью RDT, установить хвостовик для придания стволу скважины устойчивости и разобщения продуктивных пластов между собой. Через бурильную трубу и хвостовик закачать цемент в кольцевое пространство между стенками скважины и хвостовиком до точки, расположенной ниже полированного приемного гнезда (PBR) на верхнем конце хвостовика. Вытащить бурильную трубу из хвостовика и извлечь спуско-подъемный инструмент перед тем, как цементный раствор начнет схватываться. 6 – Извлечь RDT и ориентированную опору клина. Рис. 10. Вырезание окон в обсадной колонне. В системе RapidAccess используется патрубок с пазом, называемый разделительной втулкой обсадной трубы (ICC), который устанавливается в основной обсадной колонне с целью вырезания выходных отверстий для хвостовиков с открытым стволом. При бурении и повторном вводе оборудования в боковые скважины ICC служит шаблоном для определения глубины и ориентации по направлениям. Данная система обеспечивает доступ на полную величину проходного сечения в обсадные колонны диаметром 7 и 9 5/8 дюйма и является ключевым компонентом сочленений типа RapidConnect и RapidExclude. Весна 2003 53 RapidAccess технических решений по вырезанию окон, сочленения марок RapidConnect и RapidExclude образуют структурное соединение между боковыми хвостовиками и первичной обсадной колонной, которое позволяет осуществлять избирательный ввод в ответвления и главную скважину. Каждое ответвление обсаживается, но цементируется обычно только главная скважина. Традиционные анкерные системы с механическими подвесными устройствами для хвостовиков или замковыми механизмами, зачастую продолжающиеся внутрь главной скважины, препятствуют доступу в горизонтальные скважины и главный ствол. Отфрезерованные хвостовики обеспечивали временный доступ в боковые и главную скважины, но подобные соединения в конце концов разрушаются под воздействием нагрузок, вызванных пластовыми температурами и напряжениями, снижением давления по мере истощения пласта, опусканием и большими перепадами давления, возникающими при использовании высокопроизводительных электрических погружных насосов. Конструкции RapidConnect и RapidExclude, напротив, обеспечивают механическую целостность сочленения, даже в случае неустойчивости и перемещения пород, в течение всего срока службы скважины (рис. 11). Обе указанные системы обеспечивают плотность соединений вырезанных в обсадной трубе окон путем сборки составных частей соединения в скважине при соблюдении жестких допусков по размерам. Получающиеся в результате высокопрочные сочленения могут использоваться при бурении многост- вольных горизонтальных скважин в неустойчивых, рыхлых, слабосцементированных или непрочных породах. Подобные системы содержат в себе два главных компонента, т. е. опору и соединитель, которые согласуются друг с другом и обеспечивают постоянную плотность сочленений. Опора, содержащая заранее вырезанное окно и направляющие рейки, размещается рядом с вырезанным в обсадной трубе выходным отверстием. Эти рейки свободно входят в пазы на соединителе. Опора устанавливается в разделительной втулке ICC, служащей деталью оборудования для заканчивания главной скважины, и ее заранее вырезанное окно ориентируется так, чтобы находиться рядом с заранее вырезанным окном в обсадной колонне и предназначенным для горизонталь- 1 Установить опору. 2 Установить соединитель. 3 Завершить сборку сочленения. Ниппель с пазами Опора 4 Установить остальное оборудование для заканчивания скважин. Соединитель 5 Вариант входа в горизонтальную скважину и повторного ввода инструмента. 6 Вариант изоляции верхней горизонтальной скважины. Традиционный отфрезерованный хвостовик После обрушения пород на безопорное соединение, оно входит в ствол главной скважины Изгиб величиной 3,51 дюйма внутрь ствола главной скважины при нагрузке в 10 фунтов/дюйм2 Верхний пакер Соединитель сочленения RapidConnect Избирательный доступ через НКТ (STTA) Опора сочленения RapidConnect Анализ по способу конечных элементов 1 – Установить опору и ориентированную опору клина в ICC или на пакер, расположенный под вырезанным окном, после спуска нижней части оборудования для заканчивания скважины. Расположить отверстие опоры напротив выходного окна из обсадной колонны. Поднять инструмент, на котором была спущена опора. 2 – Вставлять соединитель в скважину до тех пор, пока его нижний конец не войдет в зацепление с полированным приемным гнездом (PBR) в верхней части частично цементируемого хвостовика, а верхний конец не войдет в опору. Извлечь спуско-подъемный инструмент. 3 – Завершить монтаж сочленения. 4 – Смонтировать НКТ и пакер для верхней горизонтальной скважины. Сцепиться с PBR опоры, если на данном сочленении требуется гидравлическая изоляция. 5 – Установить устройство избирательного доступа через НКТ (STTA) с запорным профилем и отклоняющим клином в опоре, чтобы заводить инструменты в заданную горизонтальную скважину для выполнения ремонтных работ. 6 – Установить внутренний патрубок, чтобы изолировать горизонтальную скважину от главного ствола. Ориентированная опора клина Поперечный разрез соединения Нижний пакер Соединение марки RapidConnect После обрушения пород на соединение, оно сохраняет свою механическую целостность Поперечный разрез соединения Опора Соединитель Пренебрежимо малый изгиб под нагрузкой в 1000 фунтов/дюйм2 Рис. 12. Плотность и прочность соединений. В системах RapidConnect и RapidExclude используются профилированные разделительные втулки обсадной колонны системы RapidAccess для монтажа сочленений, соединяющих горизонтальные хвостовики с выходными отверстиями, прорезанными в первичных обсадных колоннах. Высокопрочное соединение монтируется прямо в скважине, а не на заводе. Два главных компонента сочленения собираются в скважине при соблюдении жестких допусков в отношении размеров, в отсутствие заранее вырезанных окон и с ориентацией обсадной колонны с поверхности. Первый компонент, т. е. опора с заранее сделанным окном и направляющими рейками, устанавливается напротив вырезанного отверстия. Второй компонент, т. е. соединитель, физически прикрепляет горизонтальные хвостовики к опоре. ной скважины. Используя разделительные втулки с пазами ICC, можно точно ориентировать инструмент во время установки. Взаимосвязанные направляющие рейки и пазы соединителя ориентируют и отклоняют хвостовик с соединителем через окно опоры внутрь боковой скважины. Затем головка соединителя становится на свое место в верхней части опоры и тем самым препятствует перемещениям хвостовика. Принцип действия аналогичен соединениям с шипом и пазом. Описанный способ создает прочные структурные соединения. Расчетное значение прочности на смятие у соединений типа Анализ по способу конечных элементов Хвостовик Рис. 11. Сравнение соединения марки RapidConnect с отфрезерованным хвостовиком. Создание бокового соединения путем фрезерования снаружи верхнего конца хвостовика, входящего внутрь главной скважины, имеет несколько недостатков (вверху слева). Пластовые силы в конце концов заталкивают хвостовики внутрь главного ствола, ограничивая доступ ниже этой точки, или полностью разрушают сочленение. Соединения и опоры марок RapidConnect и RapidExclude повышают механическую целостность и надежность сочленения (внизу слева). Такие соединения выдерживают давления в 100–150 раз большие, чем отфрезерованное сочленение. Оказываемые на подобное соединение нагрузки передаются на первичную обсадную колонну через связанные друг с другом паз и рейку соединителя и опоры. Анализ способом конечных элементов подтвердил структурную целостность системы RapidConnect. Нагрузка величиной 10 фунтов/дюйм2 (69 кПа) при воздействии на отфрезерованное соединение изогнула обсадную трубу диаметром 9 5/8 дюйма более чем на 3, 5 дюйма (вверху справа). В то же время нагрузка величиной 1000 фунтов/дюйм2 (6,9 МПа) при воздействии на соединение RapidConnect вызвала пренебрежимо малый изгиб (внизу справа). 54 Нефтегазовое обозрение Весна 2003 RapidConnect достигает 1500 фунтов/дюйм2 или 10 МПа. Плавный переход из главного ствола в боковые скважины облегчает последующие повторные вводы и ремонтные работы. Интегральный доступ в боковые скважины через НКТ и избирательное разобщение пластов упрощает будущие работы и облегчает управление ходом разработки. Другая версия разделительной втулки обсадной колонны, устанавливаемая загодя и по минимальной цене, позволяет бурить и завершать другие боковые ответвления некоторое время спустя. В отличии от заранее вырезанных окон, разделительные втулки ICC обеспечивают целостность всей обсадной колонны до тех пор, пока не будет прорезано хотя бы одно выходное отверстие. Если требуется пробурить незапланированные боковые скважины из скважины, в которой нет ICC, можно установить систему RapidConnect, используя при этом обычный пакер в качестве репера и инструментальной платформы. Компания «Шлюмберже» выполнила оценку эффективности работы оборудования и процедур RapidConnect и RapidExclude в опытной скважине, пробуренной на полигоне института газовых технологий в местечке Катуза в штате Оклахома, США, чтобы обосновать технологию создания соединений в вырезанных в обсадной колонне окнах (рис. 12). Указанное 55 0 1280 24-дюймовая обсадная колонна 320 1120 Фактическая вертикальная глубина, м 480 960 N 640 800 800 640 960 480 1120 Обсадная колонна диаметром 9 5/8 дюйма Горизонтальный хвостовик диаметром Сочленение марки 4 дюйма RapidConnect 1280 1440 1600 1760 Горизонтальная скважина в плане Фактическая траектория главной скважины Проектная траектория главной скважины 1920 2080 2240 Обсадная колонна диметром 9 5/8 дюйма 320 160 0 24-дюймовая обсадная колонна 0 Отклонение в направлении с севера на юг, м 160 160 320 480 640 800 960 1120 1280 Отклонение в направлении с запада на восток, м 2400 0 Обсадная колонна диметром 9 5/8 дюйма Цементное кольцо Разделительная втулка обсадной колонны (ICC) 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Отклонение по горизонтали, м Эксплуатационный пакер QUANTUM АФРИКА НИГЕРИЯ Опора сочленения Лагос RapidConnect ПортСоединитель сочленения Харкорт RapidConnect Скользящий Полированное патрубок Муфта Муфта с профилиро- приемное гнездо с отверстиями с отверстиями ванным ниппелем Противопесчаные фильтры Ориентированная опора клина Эксплуатационная обсадная колонна диаметром 7 дюймов Эксплуатационный пакер Цементное QUANTUM кольцо Пакер с гравийным наполнением QUANTUM Противопесчаные фильтры Пакер с гравийным наполнением QUANTUM Противопесчаные фильтры Нижний пакер Затрубные пакеры Рис. 13. Заканчивание многоствольной горизонтальной скважины, пробуренной на морском шельфе Нигерии. Компания TotalFinaElf установила систему RapidConnect с целью заканчивания скважины Офон-26, расположенной в Нигерии, Западная Африка (в середине). Траектория основного ствола скважины была направлена на две продуктивные зоны, а единственное горизонтальное ответвление достигло ограниченной сбросами части верхней зоны (вверху). Две нижние зоны вскрыты с использованием стандартных противопесчаных фильтров и образованием в каждой из зон гравийной набивки. Компания спустила в скважину частично цементируемый хвостовик, состоящий из автономных обернутых проволокой фильтров, главного и дублирующего затрубных пакеров (ЕСР) для изоляции вскрытой поверхности песчаного пласта, двух муфт с отверстиями, полированного приемного гнезда (PBR) и разъединителя для освобождения спускаемой колонны и временного хвостовика диаметром 4,5 дюйма с целью стабилизации горизонтальной скважины в процессе вскрытия пласта (внизу). Затем в полированное приемное гнездо частично цементируемого хвостовика была установлена 4-дюймовая надставка и закреплена в опоре системы RapidConnect. 56 Нефтегазовое обозрение полномасштабное опробование дополнило стандартные квалификационные испытания компонентов, узлов и систем, проведенные в процессе разработки изделия. Монтаж системы и сборка сочленения оказались успешными, а сама система находилась в рабочем состоянии после ее извлечения из опытной скважины. Несколько случаев использования соединений RapidConnect на промыслах и всестороннее испытание соединения RapidExclude на скважине в Катузе подтвердили правильность процедур монтажа соединений и их работоспособность.9 Использование соединений RapidConnect в Нигерии В марте 2000 года компания TotalFinaElf впервые применила соединение RapidConnect диаметром 7 дюймов в новой скважине Офон-26, расположенной на морском шельфе Нигерии (рис. 13).10 Основная скважина прошла два продуктивных интервала, а единственное горизонтальное ответвление вскрыло ограниченную сбросами часть верхнего интервала. Конструкция скважины предусматривала обсадку и цементирование главного ствола и спуск обсадной колонны горизонтального хвостовика, которая должна была механически соединяться с первичной обсадной колонной, но не цементироваться в месте сочленения. До начала бурения и заканчивания верхней горизонтальной скважины компания TotalFinaElf создала в главном стволе против каждой из продуктивных зон ниже рекомендованной горизонтальной скважины гравийную набивку. Размещение изоляционного пакера между двумя фильтрами позволило осуществлять избирательную эксплуатацию из каждого интервала. Для поддержания работы оборудования для заканчивания многоствольных горизонтальных скважин, в 7-дюймовую эксплуатационную обсадную колонну главного ствола, установленную на глубине 2883 м (9459 футов), была вставлена разделительная втулка, обеспечивающая глубинную привязку и ориентацию по направлениям. Нефтегазодобывающая компания сориентировала выпускаемый серийно отклоняющий клин, находящийся в разделительной втулке обсадной колонны, прорезала окно в 7-дюй9. Ohmer H, Brockman M, Gotlib M and Varathajan P: “Multilateral Junction Connectivity Discussion and Analysis,” paper SPE 71667, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 30–October 3, 2001. 10. Ohmer et al, reference 9. Весна 2003 мовой обсадной колонне в интервале между 1916 и 1920 м (6286 и 6299 футов) и пробурила 6-дюймовую горизонтальную дренирующую скважину до 2730 м (8957 футов). Главной задачей было поддержание устойчивости пласта и прочности присоединения горизонтальной скважины на данной глубине и при большом угле наклона. Внутрь 6-дюймовой горизонтальной скважины был спущен 4-дюймовый частично цементируемый хвостовик, подсоединенный к расположенному выше него временному хвостовику диаметром 4,5 дюйма. Верхний хвостовик предотвращал потерю диаметра скважины или обрушение ствола в интервале между окном в 7-дюймовой обсадной колонне и частично цементируемым хвостовиком во время цементирования. Автономные противопесчаные фильтры, не имеющие гравийной набивки, препятствовали проникновению песка и придавали достаточную устойчивость продуктивному интервалу, но используемое сочленение нужно было изолировать от водоносной зоны, расположенной над фильтром. Чтобы перед цементированием изолировать вскрытую поверхность песчаного пласта, компания решила воспользоваться затрубными пакерами. С помощью муфт с отверстиями удалось разместить цементный раствор в кольцевом пространстве против водоносного интервала разреза. 4-дюймовый хвостовик состоял из стандартных обернутых проволокой фильтров, препятствующих проникновению песка, главного и дублирующего затрубных пакеров, двух муфт с отверстиями, быстрого разъема для отсоединения хвостовика диаметром 4,5 дюйма, полированного приемного гнезда для соединения в последующем с надставкой хвостовика. Расположенная внутри промывочная труба диаметром 2 3/8 дюйма облегчала циркуляцию флюидов и процесс цементирования. Скользящий патрубок в хвостовике диаметром 4,5 дюйма создавал путь для вымывания цементного раствора из кольцевого пространства под сочленением. После частичного цементирования хвостовика и удаления избыточного цементного раствора из пространства над полированным приемным гнездом надставки 4-дюймового горизонтального хвостовика были извлечены рабочая колонна НКТ, хвостовик диаметром 4,5 дюйма и промывочная труба диаметром 2 3/8 дюйма. В результате 4-дюймовый частично цементированный хвостовик остался в открытом стволе диаметром 6 дюймов на рас- стоянии 18 м (59 футов) от окна, вырезанного в 7-дюймовой обсадной колонне. Сочленение было смонтировано в два приема: сначала опору RapidConnect разместили поблизости от окна, вырезанного в 7-дюймовой обсадной колонне, затем смонтировали надставку частично цементированного хвостовика и завершили монтаж сочленения установкой соединителя RapidConnect. Во время первого рейса опора была установлена в верхнем изоляционном пакере под сочленением. В течение второго рейса уплотнительный узел надставки хвостовика был вставлен в 4-дюймовое полированное приемное гнездо частично цементированного хвостовика и таким образом соединитель был зафиксирован в опоре. Скользящий патрубок, расположенный в стингере RapidConnect и смещаемый при помощи гибких НКТ, позволял закачивать в кольцевое пространство специальные химические гели, используемые при регулировании охвата площади заводнением, чтобы еще больше загерметизировать сочленение и предотвратить притоки воды. Эксплуатационные колонны и оборудование для заканчивания верхней основной скважины были подсоединены к верхней части опоры RapidConnect, а на сочленение RapidConnect был надет изолирующий патрубок для изоляции горизонтальной скважины. В результате обеспечения возможности вести раздельную разработку нескольких продуктивных пластов, применение технологии многоствольных горизонтальных скважин привело к росту производительности данной скважины и продлило срок ее рентабельной эксплуатации. Использование соединений RapidConnect в Индонезии Разработка удаленных морских месторождений в Юго-Восточной Азии вносит существенный вклад в рост добычи и извлекаемых запасов в данном регионе. Но к месторождениям подобного типа существующие системы разработки зачастую неприменимы. Чтобы снизить издержки, нефтегазодобывающие компании устанавливают небольшие платформы с минимальным набором оборудования, но это ограничивает возможности для проведения эксплуатационного бурения и уплотнения сетки скважин. Например, платформа на месторождении Восточная Рама в Яванском море Индонезии имеет восемь буровых вырезов и ограниченную 57 АЗИЯ Проектная Фактическая 1000 АВСТРАЛИЯ Джакарта Яван с к о е м оре ИНДОНЕЗИЯ Отклонение в направлении с севера на юг, фут Обсадная колонна диаметром 9 5/8 дюйма 1000 1000 16-дюймовая обсадная колонна Обсадная колонна диаметром 13 3/8 дюйма Сочленение RapidConnect Обсадная колонна диаметром 9 5/8 дюйма Измеренная глубина 7497 футов 2000 1000 Обсадная колонна диаметром 13 3/8 дюйма 2000 3000 4000 Обсадная колонна диаметром 9 5/8 дюйма Измеренная глубина 7499 футов Сочленение RapidConnect 7-дюймовый хвостовик Измеренная глубина 8655 футов 1000 0 1000 2000 Отклонение по горизонтали, фут 3000 Опора RapidConnect Затрубный пакер 7-дюймовый хвостовик N Обсадная колонна диаметром 16 дюймов Пакер подвес5000 ного устройства для хвостовика 6000 2000 Проектная Фактическая Присоединение 0 Фактическая вертикальная глубина, фут 0 Противопесчаные фильтры Соединитель RapidConnect Измеренная глубина 8655 футов 3000 1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Отклонение в направлении с запада на восток, фут Противопесчаные фильтры Пакер подвесного устройства для хвостовика 7-дюймовый хвостовик Рис. 14. Вскрытие пласта многозабойными горизонтальными скважинами в Индонезии. Компания Repsol YPF, называемая в настоящее время Китайской национальной морской компанией (CNOOC), установила систему RapidConnect с целью заканчивания скважины АС-06 на месторождении Восточная Рама в Яванском море Индонезии (вверху слева). Каждая горизонтальная скважина вскрыла два продуктивных пласта (слева и справа). Нижняя 6-дюймовая горизонтальная скважина была закончена хвостовиком, состоящим из комбинации 4-дюймового растягивающегося песчаного фильтра компании Weatherford (ESS) с растягивающимся изоляционным патрубком (EIS) и трубы без боковых отверстий диаметром 4,5 дюйма, расположенной ниже пакера 7-дюймового хвостовика на измеренной глубине 2406 м (7894 фута). Верхняя 6-дюймовая горизонтальная скважина была закончена хвостовиком, состоящим из 4-дюймового ESS, 4-дюймового EIS длиной 22 м (72 фута), трубы без боковых отверстий диаметром 4,5 дюйма и затрубного пакера TAM International (ECP), который был подсоединен к главной скважине и опоре RapidConnect при помощи надставки хвостовика и соединителя RapidConnect (в центре). 58 Нефтегазовое обозрение грузоподъемность (рис. 14). Шесть вырезов были уже заняты, когда двумя «убыточными» вертикальными скважинами, пробуренными принадлежащим компании «Шлюмберже» многоцелевым сервисным судном «Бима», была выявлена неизвестная ранее залежь нефти. Для оптимальной разработки и извлечения запасов требовалось, чтобы данная залежь была вскрыта пятью скважинами. Компания Repsol YPF, называемая в настоящее время Китайской национальной морской компанией (CNOOC), пришла к выводу, что лучшим решением будет бурение двух многоствольных горизонтальных скважин. Выступая в качестве генерального подрядчика, компания «Шлюмберже» при исполнении данного проекта объединила усилия компаний Diamond Offshore Drilling, M-I Drilling Fluids, TAM International и Weatherford. Каждая из двух горизонтальных скважин первой многоствольной горизонтальной скважины АС-06, пробуренной на месторождении Восточная Рама, вскрыла два продуктивных интервала. Принятая схема заканчивания не требовала гидроизоляции сочленения, поэтому компания остановила свой выбор на системе RapidConnect. В январе 2002 г. скважина АС-06 была закончена установкой соединения RapidConnect.11 После цементирования промежуточной обсадной колонны диаметром 9 5/8 дюйма на измеренной глубине 1875 м (6152 фута) и на фактической вертикальной глубине 1196 м (3924 фута) компания Diamond Offshore Drilling пробурила наклонно направленную скважину диаметром 8,5 дюйма до измеренной глубины 2430 м (7973 фута), остановившись в непосредственной близости от кровли залежи. Затем буровой подрядчик зацементировал 7-дюймовую обсадную колонну, содержащую главную и дублирующую разделительные втулки ICC с различными пазами. Первая ICC находилась на измеренной глубине 1890 м (6201 фут), а вторая на всякий случай была установлена на 19 м (62 фута) глубже. Первая 6-дюймовая горизонтальная скважина была направленно пробурена до измеренной глубины 2608 м (8557 футов) с использованием разработанного компанией M-I Drilling Fluids синтетического бурового 11. Caretta F, Drablier D and O’Rourke T: “Southeast Asia’s First Multilateral with Expandable Sand Screens,” Offshore Engineer (April 2002): 55–56. Tanjung E, Saridjo R, Provance SM, Brown P and O’Rourke T: “Application of Multilateral Technology in Drilling an Offshore Well, Indonesia,” paper SPE 77829, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Melbourne, Australia, October 8–10, 2002. Весна 2003 раствора на нефтяной основе и разработанной компанией «Шлюмберже» системы каротажа во время бурения VISION475 с наружным диаметром 4,75 дюйма. По достижении полной глубины, ниже пакера 7-дюймового хвостовика на измеренной глубине 2406 м (7894 фута) был установлен горизонтальный хвостовик, состоящий из комбинации 4-дюймового растягивающегося песчаного фильтра компании Weatherford (ESS) с растягивающимся изоляционным патрубком (EIS) и трубы без боковых отверстий диаметром 4,5 дюйма. После установки пакера хвостовика и растяжения комбинации ESS с EIS, в ствол главной скважины на измеренную глубину 1920 м (6300 футов) был установлен 7-дюймовый пакер с гравийным наполнением QUANTUM с заглушкой для изоляции первой горизонтальной скважины и расположенного ниже заканчивающего оборудования во время бурения и заканчивания верхней горизонтальной скважины. Сверху над изоляционным пакером циркулировал раствор высокой вязкости и служил препятствием для шлама. Спущенная вместе с системой Schlumberger VISION475, ориентированная опора клина точно определяла ориентацию верхней ICC. Во время следующего рейса ориентированная опора клина и отклоняющий клин компании Weatherford были установлены в верхней ICC на измеренной глубине 1890 м. Окно в 7-дюймовой обсадной колонне было прорезано от измеренной глубины 1880 м до 1884 м (6168 до 6181 фут) менее чем за 2,5 часа с помощью разработанного компанией «Шлюмберже» управляемого скважинного двигателя повышенной мощности PowerPak XP. Верхняя 6-дюймовая горизонтальная скважина была направленно пробурена с использованием бурового раствора того же типа, который применялся при бурении нижней горизонтальной скважины. 7-дюймовый пакер QUANTUM и временный хвостовик были спущены на 78 м (256 футов) выше 4-дюймового ESS, 4-дюймового EIS длиной 22 м (72 фута), трубы без боковых отверстий диаметром 4,5 дюйма и затрубного пакера TAM International, который был установлен на измеренной глубине 6300 футов. Заканчивающее оборудование ESS и EIS было растянуто, а затрубный пакер был заполнен цементом. Разъем хвостовика был освобожден и верхний пакер QUANTUM с временным хвостовиком извлечены. Из скважины были извлечены также отклоняющий клин и пробка пакера QUANTUM. Путем установки опоры RapidConnect и соединителя на надставку хвостовика было осуществлено подсоединение оборудования, заканчивающего верхнюю горизонтальную скважину, к главному стволу и таким образом завершено создание соединения третьего уровня. Монтаж заканчивающего оборудования завершился установкой электрического погружного насоса в обсадной колонне диаметром 9 5/8 дюйма над подвесным устройством для 7-дюймового хвостовика. Извлекаемая из обеих горизонтальных скважин продукция смешивалась. Данная скважина была закончена строительством за рекордно короткий срок в 36 дней, считая от начала бурения до получения первой продукции. Скважина АС-06 дает в три-четыре раза больше нефти, чем лучшие обычные скважины месторождения, при устойчивых дебитах нефти 874 м3/сутки (5500 баррелей/сутки) и газа 128 864 м3/сутки (4,5 млн. ст. куб. футов/сутки). Эта многозабойная горизонтальная скважина достигла максимальной для Восточной Рамы производительности, равной 32 баррелям/сутки/фунт/дюйм2 (0,74 м3/сутки/кПа). Производительность одиночных скважин АС-02 и АС-03 равнялась, соответственно, 7 и 12 баррелям/сутки/(фунт/дюйм2) (0,16 и 0,28 м3/сутки/кПа). Продемонстрированный данной скважиной рост производительности показал, что технология бурения многоствольных горизонтальных скважин экономически эффективна при разработке месторожденийспутников и пропущенных залежей. Прочность соединений и борьба с песком Качество соединений, используемых в многоствольных горизонтальных скважинах, может ухудшаться под воздействием неустойчивых пород и высоких механических нагрузок, неблагоприятно влияющих на их механическую целостность. При бурении в породах с большим содержанием песка твердые частицы, проникающие через соединения, вызывают серьезные осложнения. Компания «Шлюмберже» разработала систему для многоствольных горизонтальных скважин, с помощью которой можно создавать соединения, исключающие проникновение песка и легче выдерживающие нагрузки, которые возникают из-за неустойчивости пород. Основанное на проверенных практикой концепциях RapidAccess и RapidConnect, соединение для многоствольных горизонтальных скважин RapidExclude препятствует 59 размеров промежуточных обсадных колонн. Ограничивающим обстоятельством был также и резкий переход от обсадной колонны большоПолированное Соединение приемное гнездо го размера основного ствола к горизонтальRapidExclude ным хвостовикам меньшего диаметра. Компании «Шлюмберже» и Agip преодолели указанные ограничения, разработав новаторскую технологию формовки металлов. В отличии от собираемых в скважине систем RapidConnect и RapidExclude, сочленение Поперечные сечения соединения RapidSeal изготавливается заранее в виде цельного устройства. В настоящее время при Рис. 15. Высокопрочные соединения и борьба с песком. Система RapidExclude основана на кон- образовании соединения в данной системе структивных решениях RapidAccess и RapidConnect. Видоизмененный профиль направляющей объединяются два 7-дюймовых выходных отрейки исключает проникновение песка и придает соединению дополнительную механическую верстия ниже обсадной колонны диаметром целостность. Данная система выдерживает нагрузки на соединение, доходящие до 2500 фунтов/дюйм2 (17 кПа), и не пропускает частицы размером в 40 микрон. Вверху показано 9 5/8 дюйма или два выходных отверстия диазацепление между опорой и соединителем системы RapidExclude размером 9 5/8 дюйма. Слева метром 9 5/8 дюйма ниже обсадной колонны направо представлен поперечный разрез узла от верхней части до нижней. Указанные две детадиаметром 13 3/8 дюйма. ли начинаются как концентрические трубы и затем расходятся, образуя два отдельных ствола. Процесс изготовления уменьшает начальпроникновению песка внутрь ствола (рис. 15). испытаний, чтобы оценить степень повторяе- ный наружный диаметр системы путем пластиДанная система представляет собой дополни- мости процесса установки. ческого сжатия указанных двух выходных тельный инструмент для вскрытия слоистых, Соединитель был извлечен с помощью отверстий для горизонтальных скважин с понарушенных и линзовидных залежей и для за- обычной пики. Затем была извлечена опора мощью специального механического пресса канчивания скважин, которые пересекают и снова в результате приложения тянущего уси- до размеров, меньших их расширенных диаучастки с различными режимами пластового лия. Обе детали были в хорошем состоянии метров. Эта операция гарантирует равномердавления. Наличие постоянного контакта и полностью работоспособными. Чтобы завер- ное распределение напряжений, сохранение между видоизмененной рейкой, фиксирую- шить аттестацию системы, избирательный де- геометрии системы и точные допуски по разщей опору, и пазом соединителя исключает флектор повторного ввода, вводимые инстру- мерам, а также обеспечивает свободное провозможность попадания зерен породы и твер- менты и изоляционный патрубок были спущены хождение спрессованного сочленения через дых частиц внутрь данного сочленения. Систе- и успешно извлечены с помощью тросовой ус- предшествующую обсадную колонну, что свома RapidExclude препятствует проникновению тановки. Рабочие параметры системы дит к минимуму необходимость постепенного песка в скважину из рыхлых или слабосцемен- RapidExclude соответствовали ожидаемым, и она сужения ствола скважины. тированных коллекторов. Данное высокопроч- была аттестована для промышленного испольУникальная гибридная конструкция соединое соединение также обеспечивает устойчи- зования. В ноябре 2002 года компания «Шлюм- нения, имеющего два выходных отверстия, повость своей работы в глинистых сланцах берже» успешно использовала соединение вышает его сопротивляемость к воздействию и породах, характеризующихся высокими на- RapidExclude в одной из скважин в Венесуэле. как внутренних разрывных, так и внешних смипряжениями. нающих усилий. Два выходных отверстия приБольшинство обычных соединений разру- Герметичность соединений вариваются к жесткому элементу конструкции, шается при нагрузках в диапазоне от 10 до Изготавливаемая в заводских условиях систе- изготовленному из высокопрочного материа100 фунтов/дюйм2 (0,07 до 0,7 кПа) и открыва- ма заканчивания многоствольных горизонталь- ла. Пластические деформации испытывают ется более чем на 1 дюйм (2,5 см). Данное же ных скважин RapidSeal, обеспечивающая изби- только пластичные выходные отверстия, а не упрочненное соединение разрушается при на- рательный доступ в дренирующие скважины указанный выше элемент жесткости. Примепряжениях, превышающих 2500 фунтов/дюйм2, и плотное сочленение с герметичным соедине- нение патентованного процесса гарантирует и препятствует проникновению зерен песка нием, представляет собой высокопрочное сим- образование сварного шва на всей площади и твердых частиц размером 40 микрон. метричное обладающее гидравлической гер- соприкосновения элемента жесткости с втулСистема RapidExclude диаметром 9 5/8 дюй- метичностью соединение между двумя сосед- кой выходного отверстия. ма прошла аттестацию в лаборатории GTI Кату- ними горизонтальными скважинами и главным В системе RapidSeal используется сочетазы в Оклахоме в июне 2002 г. Разведочная стволом. Эта система была разработана в ре- ние прочных пластичных деталей, чтобы уменьскважина была закончена спуском обсадной зультате совместных научно-исследовательских шить возможность поломок и возникновения колонны диаметром 9 5/8 дюйма, включающей и опытно-конструкторских работ, выполненных трубных напряжений в выпускных отверстиях, а в себя разделительную втулку ICC марки компанией Agip, являющейся подразделением также сохранить прочность сочленения после RapidAccess. Для вырезания окна в обсадной Eni, и компанией «Шлюмберже». того, как оно подвергнется сжатию и изменит колонне и монтажа соединения в глинистом Прежние соединения 6-го уровня состояли свою форму. После установки системы на нужпеске на глубине 970 футов (295 м) использо- из двух хвостовиков полного размера, прикреп- ной глубине, при помощи спущенного на кабевались проверенные в полевых условиях преж- ленных к муфте первичной обсадной колонны. ле расширителя в течение одного рейса диамение методы установки систем RapidConnect. Такая конфигурация упрощала монтаж соеди- тры выходных отверстий доводятся до Компоненты соединения были извлечены нения, но требовала наличия ствола большого первоначальных размеров, а самим отверстив процессе полномасштабных аттестационных диаметра, что приводило к потере двух и более ям придается цилиндрическая форма (рис. 16). 60 Нефтегазовое обозрение 2 Расширить выходные отверстия соединения. 1 Установить соединение. Система RapidSeal 3 Установить цементировочный пакер и зацементировать основную обсадную колонну. Спускаемый на кабеле расширитель Цементировочный пакер Верхние цементировочные пробки 1 – Пробурить главную скважину. Расширить ствол скважины ниже башмака обсадной колонны в интервале установки сочленения. Установить систему RapidSeal на основную обсадную колонну. 2 – Разместить седла спускаемого на кабеле расширителя в выходных отверстиях системы RapidSeal. Проверить пространственную ориентацию соединения, чтобы гарантировать надлежащее расширение выходных отверстий. Управление и отслеживание хода процесса с поверхности в реальном времени одновременно подтверждает правильность расширения и конечную геометрию выходных отверстий. Извлечь расширитель из скважины. 3 – Уточнив глубину с помощью профилированной втулки RapidSeal, установить спускаемый на кабеле цементировочный пакер над соединением с целью предотвращения возникновения перепада давления и повышения надежности. Зацементировать соединение. 4 Разбурить цементировочный пакер и верхние цементировочные пробки. Профилированная втулка RapidSeal 5 Пробурить и закончить первую горизонтальную скважину. 6 Пробурить и закончить второе выходное отверстие. Отклонитель 7 Завершить монтаж соединения и установить эксплуатационное оборудование. Пакерная система DualAccess Буровое долото Пакер подвесного устройства для хвостовика 4 – Очистить основной ствол на всем интервале до верхних краев выходных отверстий соединения. Профилированная втулка системы RapidSeal обеспечивает точную привязку по глубине. 5 – Установить и сориентировать отклоняющий клин в профильной втулке RapidSeal для направления долота и хвостовика в сборе в первое выходное отверстие. Очистить от цемента и пробурить первую горизонтальную скважину. Спустить пакер подвесного устройства для хвостовика и обсадную колонну. Установить полированную пробку в профилированную втулку ниже подвесного устройства для хвостовика с целью изоляции горизонтальной скважины. Извлечь отклоняющий клин. 6 – Установить и сориентировать отклоняющий клин в профилированной втулке системы RapidSeal таким образом, чтобы направить долото и хвостовик во второе выходное отверстие. Очистить от цемента и пробурить вторую горизонтальную скважину. Спустить пакер подвесного устройства для хвостовика и обсадную колонну во вторую горизонтальную скважину. Установить полированную пробку в профилированную втулку ниже подвесного устройства для хвостовика с целью изоляции горизонтальной скважины. Извлечь отклоняющий клин. 7 – Установить систему DualAccess в главную скважину с целью заканчивания обеих горизонтальных скважин. Рис. 16. Герметичность соединений. Чтобы достичь нужной герметичности, системы RapidSeal изготавливаются заранее в заводских условиях, а не монтируются в скважине. Показанная на рисунке система TAML 6-го уровня включает в себя изготовленную на заводе секцию основной обсадной трубы с двумя выходными отверстиями меньшего размера. Симметрично расположенные выходные отверстия сжимаются таким образом, чтобы пройти через предшествующую обсадную колонну, и затем им придаются первоначальные геометрические формы с помощью спускаемого на кабеле модульного расширителя. Процесс расширения управляется и отслеживается с поверхности в реальном масштабе времени, и выполняется в течение одного рейса. Весна 2003 61 Эксплуатационный пакер MultiPort размером 9 5/8 дюйма Макау Обсадная колонна диаметром 9 5/8 дюйма 7-дюймовые НКТ БРАЗИЛИЯ Дискриминатор входов 3,5-дюймовые НКТ Рио-де-Жанейро 3,5-дюймовые гидравлические регулирующие вентили 9 5/8-дюймовая пакерная система DualAccess Перфорационные отверстия 4,5-дюймовый хвостовик Затрубный пакер Перфорационные отверстия Фактическая вертикальная глубина, м 200 4,5-дюймовые пакеры подвесного устройства хвостовика Проектная Фактическая 300 400 500 Отклонение по направлению с севера на юг, м ЮЖНАЯ АМЕРИКА 3,5-дюймовый эксплуатационный монитор FloWatcher (для регистрации давления, температуры и дебита) Разгрузочный клапан 450 N Зона 2 Зона 1 Зона 2 Зона 1 300 150 9 5/ -дюймовое 8 соединение RapidSeal 0 150 0 Отклонение по направлению с востока на запад, м 600 700 800 900 Zone 1 Zone 2 0 100 Zone 1 Zone 2 200 300 400 500 600 Отклонение по горизонтали, м 700 800 Рис. 17. Промысловые испытания многоствольной горизонтальной скважины 6-го уровня в Бразилии. Первая промышленная установка системы RapidSeal размером 9 5/8 дюйма была выполнена на суше для компании в Макау, Бразилия (вверху справа). Каждая горизонтальная скважина вскрыла два продуктивных интервала (внизу справа). Заканчивающая система DualAccess была временно установлена для проведения всесторонних испытаний и оценки работоспособности современного оборудования для управления и наблюдения за притоками (слева). Данная система состоит из колонн НКТ с уплотнительными устройствами для каждого горизонтального хвостовика, пакера для изоляции кольцевого пространства между эксплуатационными и основной обсадной колоннами, а также дискриминатора вводов для избирательного доступа в каждую из горизонтальных скважин. 62 Нефтегазовое обозрение По сравнению с системами, использующими механические оправки, данная методика намного сокращает время, необходимое для установки соединения. Процесс возвращения к первоначальным геометрическим формам, на который уходит приблизительно 45 минут, отслеживается и управляется в реальном времени на дневной поверхности. Данный процесс гарантирует плавное расширение и прекращается, когда окончательная геометрия выходных отверстий начинает удовлетворять техническим условиям АНИ, установленным для внутренних размеров труб. Через поршни, находящиеся в двух седлах расширителя, передается усилие, которое одновременно и симметрично открывает и преобразует оба выходных отверстия. Установленный в расширителе электрический насос развивает гидравлическое давление, достаточное для создания в соединении RapidSeal диаметром 13 3/8 дюйма усилия в 1,5 миллиона фунтсил (6,6 миллиона Н). Переходник обеспечивает плавный переход от одиночного ствола в два выходных отверстия и соединяет последние с главным отверстием сочленения. Низ сочленения представляет собой стальную раму внутри направляющей из стекловолокна, которая действует, как стандартный направляющий башмак и защищает выходные отверстия в процессе монтажа. Эта стальная конструкция действует также как отклоняющий клин, направляющий инструменты из выходных отверстий сочленения во время бурения и заканчивания каждой из горизонтальных скважин. Симметричная конструкция соединений RapidSeal обеспечивает плавный переход из главного ствола в каждое из ответвлений и пропускает через соединения стандартный буровой инструмент и узлы оборудования для заканчивания скважин. Расчетные рабочие давления соединений RapidSeal размером 9 5/8 и 13 3/8 дюйма равны, соответственно, 1200 фунтов/дюйм2 (8 кПа) и 2200 фунтов/дюйм2 (15 кПа). После обширных лабораторных испытаний соединение RapidSeal, имеющее диаметр основной обсадной колонны 9 5/8 дюйма и два 7-дюймовых выходных отверстия, было успешно установлено, расширено и зацементировано в наклонной опытной скважине, пробуренной на полигоне Института газовых технологий в Катузе, шт. Оклахома.12 С ис- Весна 2003 пользованием данного соединения были пробурены две наклонно-направленные скважины диаметром 6 1/8 дюйма. Первая скважина была закончена нецементированным 4-дюймовым хвостовиком, а вторая — таким же, но цементированным хвостовиком. Целью испытаний было дать оценку системе RapidSeal перед первым ее промышленным использованием на промысле. В процессе пробной установки компоненты, инструменты и методики сработали успешно. Система RapidSeal размером 13 3/8 дюйма была аттестована по результатам лабораторных испытаний. Использование соединений RapidSeal в Бразилии, Нигерии и Индонезии Компания Petrobras установила первую серийную систему RapidSeal в расположенной на суше скважине в Макау, Бразилия. Это соединение размером 9 5/8 дюйма было сориентировано и установлено над продуктивным пластом на измеренной глубине 518 м. Его два выходных отверстия были расширены до их первоначальной круглой формы с соблюдением допусков по размерам, установленных АНИ, и зацементированы на месте их установки. Процесс расширения занял 6 часов, включая спуско-подъемные операции, причем непроизводительное время составило всего 30 минут. Компания пробурила две 7-дюймовые наклонно-направленные скважины, использовав для этого поршневой двигатель PowerPak XP (PDM) и эксцентричные двухцентровые с поликристаллическими алмазными вставками (PDC) долота размером 6 дюймов на 7 дюймов (рис. 17). Первая горизонтальная скважина с зацементированным 4,5-дюймовым хвостовиком, обеспечивающим разобщение продуктивных пластов вплоть до залежи, была пробурена на 644 м (2112 футов). Вторая горизонтальная скважина с зацементированным 4,5-дюймовым хвостовиком была пробурена на 568 м (1864 фута). Установленные в каждой горизонтальной скважине системы DualAccess с изоляционными пакерами и находящийся в главном стволе эксплуатационный пакер MultiPort были гидравлически связаны посредством отдельных колонн НКТ с дискриминатором входов и перепускным многопортовым пакером MultiPort, находящимся над горизонтальными скважинами. Гидравлические регулирующие вентили позволяют избирательно изолировать или вводить в эксплуатацию верхнюю и нижнюю го- ризонтальные скважины. В мониторе FloWatcher собраны постоянно действующие датчики параметров эксплуатации, следящие за давлением, температурой и дебитами каждой из скважин. Систему DualAccess можно извлекать и повторно вводить в главную скважину или в оба ответвления. После всесторонних и успешных испытаний обеих горизонтальных скважин на их герметичность и доступность, заканчивающее оборудование DualAccess было извлечено для того, чтобы перфорировать и закончить скважину. Первую горизонтальную скважину закончили спуском 3,5-дюймовой эксплуатационной колонны и насоса с растущей полостью (РСР). Вторую горизонтальную скважину закончили спуском 3,5-дюймовой НКТ и электрического погружного насоса. Компании Petrobras и «Шлюмберже» сотрудничают в области разработки методики установки и эксплуатации систем RapidSeal размером 13 3/8 дюйма в морских скважинах в Бразилии. Компания «Шлюмберже» уже установила системы RapidSeal для компании Agip в Нигерии и для компании CNOOC в Индонезии. Компания Agip недавно установила соединение 6-го уровня при завершении скважины Idu ML 11 на месторождении Иду, расположенном на суше в Нигерии. Цель заключалась в эксплуатации двух различных пластов — I и L — с помощью двух горизонтальных скважин, пробуренных из одного главного ствола. Компания Agip пробурила скважину до рекомендованной глубины установки соединения в 2000 м (6562 фута) и затем расширила ствол до 17,5 дюйма с целью расширения системы RapidSeal. Перед расширением выходных отверстий и цементированием главной обсадной колонны соединение было сориентировано. Компания пробурила обе горизонтальные скважины, используя 6 1/8-дюймовые долота PDC и синтетический буровой раствор на углеводородной основе (РУО), и зацементировала 4,5-дюймовые хвостовики на своем месте. Длина первой горизонтальной скважины составила 693 м (2274 фута), а второй — 696 м (2283 фута). Каждый выход был связан с поверхностью независимо друг от друга 12. Ohmer H, Follini J-M, Carossino R and Kaja M: “Well Construction and Completion Aspects of a Level 6 Multilateral Junction,” paper SPE 63116, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1–4, 2000. 63 Электрический погружной насос АФРИКА 500 Фактическая вертикальная глубина, м Блок датчиков Управляемый с поверхности скважинный предохранительный клапан НИГЕРИЯ Многопластовый изоляционный пакер Лагос ПортХаркорт Управляемый с поверхности скважинный предохранительный клапан 0 18 5/8-дюймовая обсадная колонна N 300 100 9 5/8-дюймовая обсадная колонна 9 5/8-дюймовое соединение RapidSeal Профилированный ниппель Дискриминатор входов 5/ 9 8-дюймовое соединение RapidSeal Пакер подвесного устройства хвостовика размером 4,5 дюйма Фактическая вертикальная глубина, м 600 Пакерная система DualAccess 13 3/8-дюймовая обсадная колонна 5 13 3/8-дюймовая 18 /8-дюймовая обсадная обсадная колонна колонна 900 1200 100 1800 1000 N 2000 Горизонт. скважина 2 1500 2500 9 5/8-дюймовое соединение RapidSeal 3000 Горизонт. скважина 2 Горизонтальная скважина 1 1000 500 0 Отклонение в направлении с востока на запад, м Датчик монитора FloWatcher 1000 0 500 Отклонение по горизонтали, м Срезной разъем Минимальный патрубок АЗИЯ 9 5/8-дюймовое соединение RapidSeal Сместитель RapidSeal Пакер подвески хвостовика RapidSeal Пакер подвески хвостовика RapidSeal АВСТРАЛИЯ Полированное приемное гнездо Затрубные пакеры 9 5/8-дюймовое соединение RapidSeal 2100 Яван с к о е м оре ИНДОНЕЗИЯ 2400 Пласт I 2700 0 300 Рис. 18. Заканчивание многоствольной горизонтальной скважины 6-го уровня в Нигерии. Компания Agip пробурила с помощью соединения RapidSeal два горизонтальных ответвления от расположенной в пределах суши скважины Idu ML 11 (вверху). Первое ответвление было длиной 693 м (2274 фута), а второе — 696 м (2283 фута) (справа). Каждый выход был связан с поверхностью независимо друг от друга при помощи пакерной системы DualAccess (слева). 64 0 500 Обсадная колонна размером 13 3/8 дюйма Джакарта Отклонение по горизонтали, м при помощи пакерной системы DualAccess (рис. 18). Имея начальные дебиты из пласта L величиной 2250 баррелей/сутки (358 м3/сутки) и из пласта I величиной 2000 баррелей/сутки (318 м3/сутки), данная скважина добывает нефти больше, чем предполагалось первоначально, и ее работа более походит на добычу с помощью двух самостоятельных наклонно направленных скважин. 1500 Горизонтальная скважина 1 0 100 Отклонение по направлению с востока на запад, м Пласт L Перфорационные отверстия в пласте L 0 Гидравлический регулирующий вентиль 1000 500 Пласт L 1500 4,5-дюймовый хвостовик Перфорационные отверстия в пласте I 200 Отклонение по направлению севера на юг, м Пласт I Горизонт. скважина 1 Горизонт. скважина 2 Обсадная колонна размером 13 3/8 дюйма 9 5/8-дюймовое соединение RapidSeal Отклонение в направление с севера на юг, м 0 Для удовлетворения запросов нефтегазодобывающих компаний создаются передовые, интеллектуальные технологии, а само заканчивание многоствольных горизонтальных скважин становится все более и более замысловатым. В настоящее время во многих скважинах установлено глубинное оборудование, с помощью которого можно осуществлять наблюдение за процессом эксплуатации, изби- рательно регулировать потоки из горизонтальных ответвлений и более эффективно управлять разработкой залежей. Компания CNOOC недавно пробурила и закончила первую в Индонезии многозабойную горизонтальную скважину с использованием системы TAML 6-го уровня и выполнила первое в мире интеллектуальное заканчивание скважины 6-го уровня сложности, что привело Нефтегазовое обозрение Рис. 19. Первое в мире интеллектуальное заканчивание многоствольной горизонтальной скважины 6-го уровня сложности. Компания CNOOC недавно пробурила и закончила скважину NE Intan A-24, первую многозабойную горизонтальную скважину с системой TAML 6-го уровня сложности в Яванском море Индонезии (внизу справа). После выполненного в скважине ориентирования, расширения и цементирования 9 5/8-дюймового соединения RapidSeal на глубине 2535 м (8317 футов), компания пробурила два горизонтальных ответвления (вверху справа). Длина первого ответвления равнялась 396 м (1300 футов), а второго — 701 м (2300 футов). Каждая горизонтальная скважина была закончена затрубным пакером и песчаным фильтром. Ориентирующее устройство, т.е. отклоняющий клин, гарантировал правильный ввод заканчивающего оборудования в выходные отверстия соединения. Использование такого высокотехнологичного заканчивающего оборудования как гидравлические регулирующие вентили и датчики для измерения давления, температуры и дебитов в каждой из скважин, разработанные компанией «Шлюмберже» электрические погружные насосы, система слежения за механизированной эксплуатацией Phoenix и привод переменной скорости на поверхности позволило перевести многоствольную горизонтальную скважину 6-го уровня сложности в разряд «интеллектуальных» скважин (слева). к росту извлекаемых запасов и снизило расходы на строительство скважины. При завершении скважины NE Intan A-24 в Яванском море было использовано соединение RapidSeal (рис. 19). На бурение этой скважины при глубине моря 23 м (75 футов) понадобилось меньше времени, всего 25 дней. Стоимость ее проходки оказалась на 1 миллион долларов меньше, чем многоствольной горизонтальной скважи- Весна 2003 ны АС-06, пробуренной на месторождении Восточная Рама приблизительно на ту же глубину и с той же самой длиной ее горизонтальных стволов. После того, как 9 5/8-дюймовое соединение RapidSeal было сориентировано, расширено и зацементировано на глубине 2535 м (8317 футов), оба горизонтальных ответвления были пробурены с использованием синте- тического РУО, разработанного компанией M-I Drilling Fluids. Длина первой горизонтальной скважины составила 396 м (1300 футов), и она была пробурена с помощью 6 1/8-дюймового долота PDC. Вторая горизонтальная скважина длиной 701 м (2300 футов) была пробурена двухцентровым долотом размером 6 на 7 дюймов с помощью PowerPak PDM, корпус которого был наклонен на 1,83°. 65 Ключевые вопросы проектирования При проектировании работ по завершению многоствольных горизонтальных скважин первым фактором, который следует учесть, является вопрос, новая это скважина или действующая. В случае новых скважин инженерам предоставляется свобода выбора их конструкции снизу доверху. Анализ систем эксплуатации NODAL и моделирование залежей способствуют определению оптимальной длины горизонтальных скважин и размеров НКТ, т. е. определению размеров основной и промежуточной обсадных колонн. В случае действующих скважин выбор вариантов заканчивания и конфигурации скважин оказывается более ограниченным, но многие из них являются кандидатами на проведение в них повторных работ с использованием технологии многоствольных горизонтальных скважин. Другим подлежащим рассмотрению вопросом является тип соединения, который зависит от требуемой для каждой горизонтальной скважины степени механической целостности и герметичности, от напряжений в породах и от необходимости повторных вхождений в каждую скважину отдельно. Когда продукция из горизонтальных ответвлений 66 Развитие технологии и рост ее признания Следуя той же тенденции, которая прослеживалась в начале 1990-х годов в процессе признания технологии горизонтальных скважин, нефтегазодобывающие компании в конце 1990-х годов стали задаваться вопросом: «По13. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, Holmes JA, Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C, Jimenez Z, Lolomari T, May E and Randall E: “Improving the Virtual Reservoir,” Oilfield Review 13, no. 1 (Spring 2001): 26–47. 14. Brister R: “Screening Variables for Multilateral Technology,” paper SPE 64698, presented at the SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition, Beijing, China, November 7–10, 2000. Нефтегазовое обозрение Обычная Соединение 6-го уровня горизонтальная сложности и две направскважина ленные в противоположные стороны горизонтальные скважины 4000 футов 2000 футов k1 k2 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 футов k2>k1 возрасти не более, чем на 50%. Это означает, что экономические показатели полного цикла строительства скважин должны быть улучшены приблизительно на 40%. Оптимальные варианты вскрытия продуктивных пластов многозабойными горизонтальными скважинами основываются на экономических оценках нескольких вариантов, базирующихся, в свою очередь, на прогнозах динамики эксплуатации пластов. Во многих случаях для составления точного прогноза, служащего основанием для проектного экономического анализа, требуется проведение численного математического моделирования с использованием данных, полученных из одиночных скважин или для всего месторождения в целом. Для проведения численного моделирования требуются более обширные сведения о продуктивном пласте, больше времени уходит на подготовительные работы и затрачивается большее количество машинного времени, чем при построении аналитических моделей. Однако численные модели могут учитывать такие эффекты, как многофазные потоки и плотности, сложную геометрию залежей и неоднородное строение продуктивных пластов. С помощью модуля многосегментной скважины, входящего в пакет программ для моделирования продуктивных пластов ECLIPSE, можно моделировать потоки флюидов и потери давления на преодоление трения при движении потоков по стволу скважины, через кольцевые пространства, горизонтальные ответвления и вентили оборудования для заканчивания скважин. 13 Эта передовая методика моделирования дает более реалистичные оценки рабочих показателей многоствольных горизонтальных скважин (рис. 20). Две противоположно направленные горизонтальные скважины Одиночная горизонтальная дренирующая скважина 0 1 2 3 4 Время, годы k1=k2 смешивается, сами соединения находятся в плотных породах или когда не требуется входить в горизонтальные стволы, может оказаться достаточным закончить горизонтальную скважину открытым стволом и не использовать соединения. Когда же желательно эксплуатировать каждую из горизонтальных скважин по отдельности или использовать их в качестве нагнетательных, более подходящим вариантом может стать создание системы 6-го уровня сложности, если соединение оказывается расположенным в слабо уплотненных породах или же требуется обеспечить доступ в горизонтальные скважины. Знание параметров продуктивного пласта имеет решающее значение при проектировании бурения многоствольных горизонтальных скважин. При проектировании разведочных или первых эксплуатационных скважин может оказаться, что для обоснования сложных траекторий скважин нет достаточных сведений. Находясь в подобной ситуации, нефтегазодобывающие компании могут пробурить сравнительно недорогую вертикальную скважину и, на всякий случай, предусмотреть в проекте возможность бурения одного или нескольких горизонтальных ответвлений в зависимости от характера информации, которая будет получена в результате бурения и заканчивания главной скважины. На данной стадии, горизонтальные и многоствольные боковые скважины также используются с целью более точного оконтуривания залежи из одной точки на дневной поверхности. На более поздних стадиях разработки месторождения появляются значительные количества информации о параметрах продуктивных пластов, поэтому могут рассчитываться более сложные траектории скважин, имеющих цель вскрыть конкретные пласты, изолированные участки залежи или пропущенные ранее скопления углеводородов. С экономической точки зрения, нельзя считать, что многоствольные горизонтальные скважины представляют собой две и более скважин, пробуренных за цену одной. В целом ряде случаев вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами удваивает объем добываемой продукции, но в среднем для нефтегазодобывающей отрасли более вероятно увеличение добычи на 30–60%. Исходя из имеющегося опыта, можно считать, что для того, чтобы многоствольные горизонтальные скважины были рентабельными, капиталовложения должны Нефть, миллионов баррелей в нормальных стандартных условиях на поверхности Компания CNOOC завершила первую горизонтальную скважину 3,5-дюймовыми первоклассными песчаными фильтрами. Во второй горизонтальной скважине были использованы 4,5-дюймовые первоклассные песчаные фильтры. В каждой из горизонтальных скважин для разобщения продуктивных зон применялись затрубные пакеры. Высокотехнологичное оборудование для заканчивания скважин, установленное над соединением, включало в себя забойные гидравлические вентили для регулирования притока и датчики для измерения давления, температуры и дебитов в каждом из ответвлений. Разработанный компанией «Шлюмберже» электрический погружной насос, снабженный прибором для слежения за работой скважины MultiSensor и обладающий управляемым с поверхности приводом переменной скорости, поднимает углеводороды на поверхность через 4,5-дюймовые НКТ. Система поверхностного контроля и сбора данных SCADA и многофазные расходомеры следят за параметрами насоса и работой скважины, передавая данные компании CNOOC в реальном времени через всемирную сеть. 5 6 7 Рис. 20. Математическое моделирование продуктивных пластов и многоствольных горизонтальных скважин. Приведено сравнение результатов моделирования с помощью пакета программ ECLIPSE по грубой структурированной сетке для случаев обычной горизонтальной скважины с одиночной горизонтальной секцией длиной 4000 футов (1220 м) и многоствольной горизонтальной скважины 6-го уровня сложности, состоящей из двух направленных в противоположные стороны ответвлений длиной 2000 футов (610 м) каждое (вверху). Общий объем добычи из двойной горизонтальной скважины намного превышает объем добычи из одиночной горизонтальной скважины в том случае, когда горизонтальная проницаемость (к) переменна (внизу). Чтобы точно спрогнозировать приток продукта, область вокруг скважины должна быть детально смоделирована. Каждому дискретному отрезку ствола скважины соответствуют свои собственные значения давления и параметров флюида. Моделирующая программа ECLIPSE может также использовать частую и неструктурированную сетку для моделирования отрезков ствола скважины и потоков продуктивного пласта вокруг сложных траекторий многоствольных горизонтальных скважин. чему бы и не пробурить многозабойную горизонтальную скважину?» В настоящее время вместо того, чтобы спрашивать, стоит ли бурить многозабойную горизонтальную скважину, ставится вопрос: «Какой тип конфигурации скважины и системы соединения ее нескольких горизонтальных ответвлений наиболее подходит для того, чтобы выполнить требования, возникающие при разработке и эксплуатации месторождений?» Бурение многост- Весна 2003 вольных горизонтальных скважин является не просто признанной технологией, она есть существенный инструмент для разработки запасов углеводородов во всем мире. Разработка залежей с помощью многоствольных горизонтальных скважин является практически осуществимым способом снижения общих капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Она способствует значительному росту добычи в районах со сложными геологическими и промысловыми условиями, где зачастую приходится работать нефтегазодобывающим компаниям в настоящее время. По мере роста доверия к технологии многоствольных горизонтальных скважин, с ее помощью будут разрабатываться залежи небольших размеров, например, месторождения-спутники, возможность разработки которых в Северном море рассматривается в настоящее время, а также находящиеся на пределе рентабельности месторождения, расположенные в Мексиканском заливе, Юго-Восточной Азии, Западной Африке и на Ближнем Востоке. Системы заканчивания многоствольных горизонтальных скважин различаются по своей сложности. Соединения RapidConnect и RapidExclude обеспечивают повышенную прочность и исключают проникновение песка при дополнительной долговечности и более надежном повторном доступе в боковые ответвления как вновь пробуренных, так и старых скважин. Системы RapidSeal обладают гибкостью, достаточной для оптимизации притока из каждой горизонтальной скважины с целью контроля за эксплуатацией и равномерностью перемещения контура нефтеносности, для организации эксплуатации отдельных залежей с различными начальными давлениями или для того, чтобы одновременно использовать одну из горизонтальных скважин в качестве нагнетательной, а другую в качестве эксплуатационной. Наблюдается усиливающаяся тенденция к сокращению числа случаев использования буровых установок в традиционных целях. Например, используя стандартное оборудование для гибких НКТ, система Discovery MLT обеспечивает избирательный доступ к местам соединения боковых стволов. Действующий под воздействием потока изогнутый переводник управляет ориентацией инструмента, а обратная связь через давление обеспечивает передачу на поверхность в реальном времени подтверждения того, что ввод произошел в нужное горизонтальное ответвление. Будучи в кислотоупорном исполнении, данный инструмент допускает размещение в скважине обрабатывающих жидкостей. Данная система упрощает проведение операций по повторному вводу, очистке скважины и интенсификации притока в горизонтальных скважинах с открытым стволом, в частично цементируемых хвостовиках или в соединениях, смонтированных в действующих скважинах. Вскрытие продуктивных пластов с помощью многоствольных горизонтальных скважин стало одной из ключевых промысловых технологий, которые появились за последнее десятилетие. Крайне важно при выборе систем заканчивания многоствольных горизонтальных скважин учитывать состояние продуктивного пласта, требования, предъявляемые к разработке месторождения, полную стоимость работ и степень общего риска.14 Данные методики служат нефтегазодобывающим компаниям наилучшим образом тогда, когда выполнен глубокий анализ соотношения между степенью риска и получаемым выигрышем. Надлежащее планирование, проектирование и контроль над процессом внедрения технологии строительства многоствольных горизонтальных скважин по силам только многопрофильной группе специалистов. В настоящее время сервисные компании продолжают вкладывать средства в научные исследования и опытно-конструкторские разработки новой аппаратуры и оборудования, чтобы предоставлять нефтегазодобывающим компаниям более надежные инструменты и системы для создания в продуктивных пластах многочисленных дренирующих точек. Остаются две сложные задачи, требующие своего решения в ближайшем будущем. Это – дальнейшая оптимизация оборудования и обеспечение долговечности установок. Данная технология все еще развивается, но до тех пор, пока увеличение прибыли остается главной целью ведения бизнеса, технология строительства многоствольных горизонтальных скважин будет продолжать служить ведущим источником получения экономической выгоды в нефтегазодобывающей промышленности. 67
![[Бурение артезианских скважин на воду] Основные](http://s1.studylib.ru/store/data/002045667_1-703cbc294c48b93ce52c65112559b488-300x300.png)
