Многоствольное и горизонтальное бурение

Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан

Министерство образования и науки Российской Федерации

 

Кафедра: «Бурение нефтяных и газовых скважин»

 

Дисциплина: «Строительство нефтяных и газовых скважин»

 

 

РЕФЕРАТ

 

на тему: «Многоствольное и горизонтальное бурение»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил:  Гардер Н. Принял:  к.т.н., доц. Зозуля  Н. Е.

 

 

 

 

 

Ташкент

2014

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

1. Термины и определения

 

2. История наклонно-направленного бурения

2.1. Отец технологии бурения горизонтально-разветвленных (многоствольных) скважин

2.2. Развитие технологии

 

3. Классификация TAML

3.1.Международная  классификация многоствольных скважин TAML

 

4. Профили многоствольных скважин

4.1. Профили наклонно-направленных  скважин

4.2. Профили горизонтальных  скважин

 

5. Различные виды компоновки низа бурильной колонны

 

6. Контроль за бурением

 

 

 

 

 

 

 

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Вся совокупность технологий бурения различных видов многоствольных (разветвленных) скважин в англоязычных публикациях описывается термином Multi-Lateral Technology. В русскоязычных публикациях встречаются различные термины для описания этой технологии. Приведу здесь термины, единообразно описывающие различные виды скважин и боковых стволов.

 

МНОГОСТВОЛЬНАЯ СКВАЖИНА – это скважина с одним или несколькими дополнительными стволами-ответвлениями от основного ствола. Это может быть обычная эксплуатационная скважина, уплотняющая скважина или боковой ствол/стволы, пробуренные из существующей скважины. Различают многоствольные и многозабойные скважины.

Успешная многоствольная скважина, заменяющая несколько «традиционных», может снизить общие затраты на бурение и заканчивание скважин, увеличить продуктивность и обеспечить более эффективный приток нефти из пласта. Более того, применение многоствольных скважин может обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения в целом и обеспечить повышение коэффициента излечения нефти (КИН).

НЕОРИЕНТИРОВАННЫЙ БОКОВОЙ СТВОЛ – боковой ствол скважины, пробуренный в произвольном азимутальном направлении без контроля траектории с помощью телесистемы при бурении данного бокового ствола.

БОКОВОЙ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫЙ СТВОЛ (БННС) – боковой ствол скважины, пробуренный в соответствии с проектной траекторией с заданным углом и в заданном направлении (азимуте). При бурении наклонно-направленного бокового ствола управление и контроль за траекторией бокового ствола скважины должен осуществляться с помощью телесистемы в режиме реального времени.

БОКОВОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ СТВОЛ (БГС) – наклонно-направленный боковой ствол, содержащий участок с зенитным углом более 80°.

ГОРИЗОНТАЛЬНО-РАЗВЕТВЛЕННАЯ СКВАЖИНА - скважина, состоящая из основного ствола, из которого пробурен один или несколько боковых стволов (ответвлений). Горизонтально-разветвленные скважины можно подразделить на многоствольные (МСС) и многозабойные (МЗС).

 

МНОГОСТВОЛЬНАЯ СКВАЖИНА (МСС) – скважина, состоящая из основного ствола, из которого пробурен один или несколько боковых стволов (ответвлений) на различные продуктивные горизонты (пласты), при этом точка пересечения боковых стволов с основным стволом скважины находится выше вскрываемых горизонтов.

 

МНОГОЗАБОЙНАЯ СКВАЖИНА (МЗС) – скважина, состоящая из основного, как правило, горизонтального ствола, из которого в пределах продуктивного горизонта (пласта) пробурен один или несколько боковых стволов (ответвлений).

 

 

 
2. ИСТОРИЯ

НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

 

Для многих, возможно, будет удивительным узнать, что сама идея технологии многоствольного бурения имеет весьма давнюю историю. Первый патент на эту технологию был получен в США в 1929 году. После этого последовали дополнительные патенты и первые рудиментарные попытки осуществить бурение многоствольной скважины.

По данным некоторых источников, Лео Ранни (Leo Ranney) был первым (по крайней мере, в США), кто предпринял попытки бурить горизонтальные и горизонтально-разветвленные скважины. Ранни, канадец по происхождению, был инженером-консультантом в Техасе и Оклахоме. В 1925 году он разработал свой метод использования горизонтальных скважин для добычи нефти из истощенных месторождений. Стандарт Ойл выкупила его патент и сделала его президентом «Ranney Oil and Mining Company», дочернего предприятия Стандарт Ойл.

В 1939 году Ранни пробурил шахту глубиной 2,44 м, затем спустил туда людей и оборудование и пробурил горизонтальное ответвление. Сообщается, что он также пробурил несколько радиальных ответвлений наподобие спиц у колеса, создав, таким образом, вероятно первую горизонтально-разветвленную скважину.

Первая действительно успешная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 году. Это была скважина №66/45, пробуренная Александром Григоряном, которого по праву считают отцом технологии многоствольного бурения.

 

1. Отец технологии бурения горизонтально-разветвленных (многоствольных) скважин

 

В течение большей части советской эпохи официальная политика была направлена на добычу максимально возможного количества нефти. Это был стратегический товар и один из немногих экпортируемых, который можно было обменять на зерно и другие потребительские товары. Высокие требования предъявлялись к буровым организациям, чтобы они бурили как можно больше скважин. Превалировало мнение, что чем больше скважин будет пробурено, тем больше шансов, что будут найдены новые нефтяные месторождения, что в свою очередь позволит увеличить добычу нефти.

Александр Григорян был советским изобретателем и инноватором. Он придерживался точки зрения, что гораздо эффективнее увеличивать проходку ствола при бурении скважин по уже известным нефтеносным пластам, чем бурить множество скважин с поверхности в надежде попасть в предполагаемую нефтеносную зону. В 1941 году он пробурил одну из первых в мире наклонно-направленных скважин (Баку №1385), почти за 20 лет до того, как кто-либо еще начал делать подобные попытки.

В 1949 году с целью увеличения продуктивности Григорян предложил бурить горизонтально-разветвленные скважины по аналогии с корнями у деревьев, которые расходятся в разные стороны, чтобы увеличить свое присутствие в почве. С этой идеей он пришел к выдающемуся русскому ученому К. Царевичу, который подтвердил, что скважина с разветвленными стволами, пробуренными в продуктивной зоне, характеризующейся одинаковой проницаемостью, должна дать увеличение дебита пропорционально количеству стволов. Григорян протестировал свою теорию в 1953 году, когда в Башкирии на месторождении Ишимбайнефти им была пробурена скважина 66/45.

Рисунок 5. Скважина 66/45

Он пробурил основной ствол скважины до глубины 575 метров прямо к кровле продуктивного артинского яруса. После чего из этого основного необсаженного ствола он пробурил ответвления наподобие корней у деревьев. Бурение осуществлялось без установки цементных мостов, без отклонителей, что называется «на ощупь» без каких-либо специальных инструментов.

В результате скважина 66/45 имела 9 стволов с максимальным отходом от вертикали 136 метров. Общая эффективная длина всех стволов составила 322 метра. По сравнению с традиционными скважинами, пробуренными на том же самом месторождении, эффективная мощность скважины 66/45 была в 5,5 раз больше. Затраты на бурение этой многоствольной скважины были в 1,5 раза выше, при этом дебит нефти был в 17 раз больше, по сравнению с традиционными скважинами (120 м3/сут против 7 м3/сут).

Успешное бурение скважины 66/45 дало толчок дальнейшему применению этой технологии. За период с 1953 по 1980 гг. в Советском Союзе были пробурены еще 110 многоствольных скважин в Восточной Сибири, Западной Украине и вблизи Черного моря. Из них 30 скважин пробурил Александр Григорян.

Александр Михайлович Григорян, приложивший значительные усилия к развитию и практическому применению технологии, признан отцом технологии бурения горизонтально-разветвленных (многоствольных) скважин.

В 1980-х годах Григорян переехал в Лос-Анжелес, штат Калифорния, и основал там компанию «Grigoryan Branched-Horizontal Wells». Благодаря его усилиям технология бурения многоствольных скважин начала свое развитие в США. А оттуда распространилась и на другие страны.

 

2.2. Развитие технологии

 

Большая часть многоствольных скважин пробуренных с 1953 года относятся к уровням сложности 1 и 2 по классификации TAML. Бурение скважин этих уровней сложности стало настолько распространенным, что на сегодня статистика по их количеству уже не ведется. Их общее количество в мире оценивается в более 10000 скважин.

Широкое распространение применения многоствольных скважин в разработке месторождений привело к развитию и усложнению технологии:

• 1993 г. – пробурена первая многоствольная скважина по уровню 3 (Канада, провинция Альберта, компания Shell);
• 1994 г. – пробурена первая многоствольная скважина по уровню 4 (Канада, провинция Альберта, компания Shell);
• 1995 г. - пробурена первая многоствольная скважина по уровню 5 (США, Мексиканский залив, компания BP);
• 1997 г. – формирование TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals)

До 1997 года в отношении технологии многоствольного бурения было много путаницы. Не было универсальных устоявшихся терминов, описывающих технологию. Не хватало классификации различных видов многоствольных скважин по сложности, рискам, типам сочленения стволов. В конце концов, в 1997 году по инициативе Эрика Диггинса из компании Шелл был созван форум, названный «Technology Advancement – Multi-Laterals (TAML)». Целью форума было унифицировать подходы к дальнейшему развитию технологии бурения многоствольных скважин. На этом форуме эксперты из ведущих мировых нефтяных компаний поделились своим опытом использования технологии и пришли к единой классификации многоствольных скважин по сложности и функциональности.

В 2002 году в классификацию были внесены небольшие изменения, учитывающие новейшие разработки в этой технологии.

На сегодняшний день технология многоствольного бурения имеет практически повсеместное распространение и ее дальнейшее развитие имеет весьма радужные перспективы.

Если раньше вопрос ставился так: Зачем бурить многоствольные скважины? Сейчас вопрос ставится по-другому: Зачем бурить традиционные скважины, если можно пробурить многоствольные?

 

3. КЛАССИФИКАЦИЯ TAML

TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals) - некоммерческая организация.

Начало этой организации было положено в марте 1997 года, когда был организован международный форум для обмена опытом бурения горизонтально-разветвленных скважин, унификации подходов и определения направления дальнейшего развития этой технологии. Участниками этого неформального форума являлись BP, Norsk Hydro, Statoil, Esso UK, Exxon, Mobil, Phillips, Maersk, Texaco, Total, Chevron, Shell Oil, Shell International E&P, and Shell UK Expro.

В 1998 году был сформирован a Joint Industry Project (JIP), результатом которого стала публикация международной классификации горизонтально-разветвленных скважин (The TAML Classification System).

В ноябре 2002 года на встрече членов TAML в Калгари были переопределены цели организации исходя из современного состояния и нужд отрасли. В связи с этим она была преобразована в некоммерческую организацию на основе членства и стала открыта для вступления новых членов.

Миссия организации:

To promote the efficient development and utilization of multi-lateral technology within the international petroleum industry through education, dialogue, and information exchange.

Официальный сайт Technology Advancement for Multi-Laterals (TAML): www.taml-intl.org

 

3.1.Международная классификация многоствольных скважин TAML (Complexity Ranking):

 

С возрастанием уровня растет и уровень сложности.

 

Уровень 1

Основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик. Прочность сочленения и его гидравлическая изолированность целиком зависит от свойств породы, в котором находится место сочленения 

Уровень 2

Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Сочленение гидравлически не изолировано. 

 

Уровень 3

Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования). 

 

 

 

 

Уровень 4

Основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр)). 

 

 

 

Уровень 5

Основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакеров). Сочленение герметично. (Может быть, а может не быть зацементировано). 

 

 

Уровень 6

Основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи. Сочленение герметично. (Использование только цемента для герметизации недостаточно).

 

 

 

Более наглядное представление об уровнях сложности по TAML дает следующая картинка:

 
4. ПРОФИЛИ

МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН

 

Для настоящего времени при строительстве скважин характерен бурный рост объёмов наклонно направленного и горизонтального бурения. Это связано с развитием и широким распространением кустового бурения, когда с одной подготовленной площадки бурят несколько скважин, необходимость бурения которых определяется следующими причинами:

• Добыча нефти и газа из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, болотами;
• Экономия отводимых для строительства буровых плодородных земельных участков, лесов;
• Экономия затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;
• Сокращение средств и времени на обслуживание при эксплуатации скважины;

• Обход зон обвалов и аварий в скважине;

• Вскрытие продуктивного пласта под определённым углом для увеличения поверхности дренирования, а также при многозабойном вскрытии пласта.

В этой связи большое значение имеет правильный выбор профиля скважины, так как рациональный профиль позволяет сократить до минимума работу с отклонителем на возможно меньшей глубине. Практически всем геолого-техническим условиям бурения и эксплуатации отвечают, а значит и широко применяются, профили скважин 5 типов.

4.1. Профили наклонно-направленных скважин

Профиль типа А

Профиль типа А состоит из 3х участков: Первого (1) -вертикального, второго (2) -участка набора максимально необходимого зенитного угла, и третьего (3) -наклонно-прямолинейного

участка, продолжающегося до проектного забоя в продуктивном пласте. Применение этого

профиля позволяет до минимум ограничить число рейсов долота с отклонителем, получить наибольшее отклонение от вертикали при том же зенитном угле. Эксплуатация скважин с таким профилем не вызывает затруднений.

 

Профиль типа Б

Профиль Б является разновидностью профиля А. От тоже состоит из 3х участков, но вместо 3го наклонно-прямолинейного участка, участка стабилизации кривизны, имеется участок естественного снижения зенитного угла. Такой профиль требует набора значительно большего зенитного угла в конце

участка 2. Длинна этого участка больше, а работы с отклонителем требуют дополнительные затраты времени и средств. Такой профиль можно применить, где естественный темп снижения зенитного угла невелик и искусственная стабилизация его затруднена.

Профиль типа В

Профиль типа В состоит из 5ти участков: 1го-вертикального, 2го-участка набора зенитного угла, 3го-наклонно-прямолинейного, 4го-участка снижения зенитного угла, естественного или искусственного, 5го-вертикального, позволяющего при пересечении нескольких продуктивных пластов

эксплуатировать любой из них с сохранением общей сетки разработки. Профиль этого типа наиболее сложен.

 

Профиль типа Г

Когда не удаётся стабилизировать зенитный угол, скважины бурят по профилю Г, состоящему из 4-х участков и отличающегося от предыдущего тем, что вместо участка 3 и 4 имеется один участок 3-естественного снижения зенитного угла.

 

 

Профиль типа Д

 

 Профиль типа Д состоит из 2х участков: из вертикального и участка набора зенитного угла. Профиль характеризуется большой протяжённостью участка 2, на которой проводятся работы с отклонителем. Профиль этого типа применяется редко, лишь в случаях, когда можно полезно использовать естественное направление искривления.

 

4.2. Профили горизонтальных скважин

 

Профили горизонтальных скважин отличаются от наклонно направленных, так как горизонтальная скважина-это скважина, пробуренная параллельно плоскости простирания продуктивной зоны, с целью ограничения поступления нежелательных флюидов,

максимизации добычи, подключения

вертикальных трещин, увеличения добычи. Поэтому профили таких скважин бывают в основном 3х типов, которые зависят от радиуса кривизны.

 

Первый тип-скважина с большим радиусом кривизны, от 300 до 1800 метров и углом набора до 3 до 18 градусов на 100 метров.

Второй тип со средним радиусом от 90 до 210 метров и углом набора от 24 до 60 градусов на 100 метров.

Третий тип с малым радиусом-от 6 до 18 метров и углом набора от 3 до 12 градусов на 1 метр.

 

5. РАЗЛИЧНЫЕ ВИДЫ КОМПОНОВКИ НИЗА

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

 

Для бурения скважины с заданным профилем используют соответствующие технические средства управлением искривлением. Рассмотрим их на примере бурения горизонтальных скважин с профилем разных радиусов.

Для бурения скважин с большим радиусом кривизны применяют следующую компоновку низа бурильной колонны (КНБК), состоящую из вращающегося шпинделя, кривого переводника или корпуса с регулируемым углом искривления, секции гидравлического забойного двигателя, разгрузочного клапана.

 

Для скважин со средним радиусом могут использоваться КНБК двойного изгиба, состоящие из вращающегося шпинделя, корпуса, с регулируемым углом искривления, секции гидравлического забойного двигателя, разгрузочного клапана, кривого переводника.

 

 

 

 

Для бурения скважин с малым радиусом кривизны применяют КНБК, состоящую из вращающегося шпинделя, секции гидравлического забойного

двигателя, шарнирного отклонителя, трубы с накладкой.

Рассмотренные КНБК являются наиболее типовыми.

В практике же строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин используют достаточно широкий ассортимент устройств и инструмента для выполнения поставленных задач. Это и

турбинно-секционные отклонители, и шпиндели-отклонители, и всевозможные центраторы с различной геометрией центрирующих элементов, и шарнирные отклонители с кривыми переводниками. Определённое сочетание которых в компоновке низа бурильной колонны позволяют выполнить проводку скважины по заданному профилю.

Конструирование КНБК, их отработка и адаптация в конкретных технико-технологических и геологических условиях проводится с учётом методики расчёта оптимальных размеров КНБК, а оптимизация параметров КНБК проводится на основе программного обеспечения процесса проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин, разработанного в НИИ буровой техники.

Реально, такая компоновка может выглядеть следующим образом:

• долото;
• секция гидравлического забойного двигателя;
• шарнирный отклонитель;
• посадочное устройство для установки приборов.

 

 Понятно, что это не типовая КНБК, а компоновка, для бурения горизонтального участка скважины с проектной глубиной 2550 метров, радиусом кривизны 71 метр, азимутом 260 градусов и длинной горизонтального участка 150 метров. Естественно, что изменение технико-технологических и

геологических условий при проводке скважины потребует и изменения КНБК. В этой связи управление искривлением скважины имеет первостепенное значение.

Вся механика процесса искривления происходит за счёт возникновения на долоте отклоняющей силы, приложенной под углом к оси долота, или в следствии перекоса оси долота относительно плоскости забоя. Оба фактора связаны с изгибом нижней части бурильной колонны, а степень их влияние зависит от выбранной конструкции КНБК.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. КОНТРОЛЬ ЗА БУРЕНИЕМ

 

 При проводке наклонно-направленных скважин необходим постоянный контроль за расположением их траектории в пространстве. Для этого следует систематически, по мере углубления ствола, измерять зенитный угол (рис.9) и азимут (рис.10) скважины и наносить фактические координаты точек скважины на проектный

профиль и план. Фактические координаты наклонного ствола получают в результате обработки инклинометрических данных, замер которых проводят периодически инклинометром, что связано с вызовом геофизической партии.

 

 В мировой практике строительства горизонтальных скважин используются телесистемы, в которых каналом связи является промывочная жидкость, находящаяся в скважине. Но из-за дороговизны и относительно больших погрешностей измерений в отечественной практике такие

системы пока не используются. В настоящее время для непрерывного контроля забуривания и бурения горизонтальных ответвлений широко используются телесистемы с проводным каналом связи, типа СТЭ, СТД, Курс, ЗВС, Ориентатор, Перинг и другие.

 

 Рассмотрим принцип работы телеметрической системы Перинг для постоянного контроля текущих параметров кривизны ствола скважины, в том числе и визуального, на После того, как выбранная компоновка опущена в скважину, по внутреннему дисплее в процессе бурения. По каналу бурильных труб на канат-кабеле спускают измерительный прибор телесистемы, который доходит до посадочного устройства, включённого в КНБК. Состоит посадочное устройство из ориентатора, нижнего центратора, корпуса, верхнего центратора с магнитом.

Таким образом, измерительный прибор, дойдя до посадочного устройства, устанавливается в нём на посадочном пальце уже в заданном направлении (рис.11), и выдаёт показания на табло бурильщику и на монитор оператору (рис.12), которые по выданным показателям видят фактическое положение КНБК в пространстве скважины, и, если оно не соответствует проектному, то производят корректировку положения КНБК путём доворота ротором всего бурильного инструмента до заданного положения.

 Для обеспечения постоянного получения показателей измерительного прибора, выходка кабеля из бурильного инструмента производится через специальный, так называемый, кабельный переводник (рис.13), который устанавливают на предыдущей перед квадратной штангой трубе.

В него устанавливают резиновый вкладыш со специальным стаканом, кабель специальным винтом зажимают в корпусе переводника. Таким образом обеспечивается надёжная изоляция и герметизация отверстия выхода кабеля из трубного в затрубное пространство. После чего устанавливается верхняя часть кабельного переводника и квадратная штанга, запускаются насосы на циркуляцию, ещё раз корректируется фактическое положение КНБК на забое скважины и начинается бурение с постоянным контролем параметров по азимуту и зенитному углу.

 Одновременно, если необходимо, осуществляется гамма-каротаж для корреляции разреза скважины, чтобы при проходе горизонтального участка в скважине не выйти за пределы проектного коридора. Все измерения регистрируются компьютером и отображаются на мониторе у оператора, который всегда по радио может дать команду бурильщику на изменение режима бурения или на необходимость внесения корректировки в положение КНБК. Так продолжается весь цикл бурения до полной отработки долота на заданном участке профиля скважины.

Периодически, для уточнения параметров скважины, делается более расширенный комплекс геофизических исследований. Провести такой комплекс работ в скважинах с горизонтальным расположением забоя обычным способ не представляется возможным, так как геофизические приборы сами по горизонтальной

части скважины не проходят. Поэтому к забою такой скважины приборы доставляют принудительно. Для этого на низ бурильного инструмента наворачивают пластиковую трубу-контейнер. Этот контейнер со спущенным в него на кабель-канате геофизическим прибором (рис.14) проталкивают на бурильном инструменте до забоя и производят необходимые замеры.

Существует и другой способ принудительной доставки геофизических приборов на забой горизонтальных скважин. Это когда прибор как поршень продавливают (рис.15) промывочной жидкостью по внутреннему каналу

бурильных труб к забою скважины. По полученным таким образом параметрам стоят профиль скважины и сравнивают его с проектными данными. При необходимости вносят корректировки в компоновку бурильного инструмента, в режим бурения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Источники:

- Учебный фильм «Горизонтальное  бурение»;

- Интернет.