Основные методы ГИС для контроля технического соcтояния цементного кольца

Филиал  федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего  профессионального  образования "Уфимского  государственного нефтяного  технического университета" в г. Октябрьском 
 
 
 

                                                                                                                                               Кафедра: РРНГМ 

Реферат

На тему: “Основные методы ГИС для контроля технического соcтояния цементного кольца“

По дисциплине: “ Контроль технического состояния  скважин при КРС “ 
 

               2011 г.

     Технологии  зарезки боковых стволов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     Выполнение  операции производится следующим образом:

     1. Производится спуск якоря посадочной  втулки на разъединителе, созданием  избыточного давления в трубном  пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;

     2. При помощи направляющего стержня  гироскопическим инклинометром,  а при зенитных углах свыше  5 градусов любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;

     3. На устье выставляется направление  клина относительно шпоночного  паза, а также устанавливается  глубина точки зарезки;

     4. Дальнейшие операции производятся  аналогично любым традиционным  методам зарезки боковых стволов с клина;

     5. При необходимости возможно извлечение  клина, смена его положения  относительно направляющей и  зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.

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

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

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

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

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

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

     Применяется также вариант зарезки бокового ствола за один спуск. 

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

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

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

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

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

     Например, не очень оправдал себя метод строительства  БС путем углубления через башмак эксплуатационных колонн для восстановления работоспособности ранее эксплуатировавшихся  открытых стволов, проведенный в двух скважинах в 2006 году. Эффективность по дополнительной добыче по ним оказалось недостаточной для выполнения инвестиционных условий. Также пройденный опыт указывает на необходимость особого внимания при расчетах и выборах скважин на участках разработки с близостью заводненных зон, так как срок эффективной эксплуатации таких скважин до момента обводнения продукции может оказаться ниже срока окупаемости, определенной инвестпрограммой. Особенно высокоэффективными являются боковые зарезки с горизонтальными стволами в терригенных нефтеносных горизонтах в случаях достаточной удаленности их от водо-нефтяной зоны. Так введенные в эксплуатацию за последний год скважины № 5912 и 2314д с боковыми горизонтальными стволами в бобриковских отложениях продолжают давать высокодебитную нефть – более 20 т/сут.

     Несмотря  на существующие сложности и геологические  риски при прогнозировании эффективности  БС, БГС и планировании объемов  их строительства, полученные результаты, особенно за последние 3 года, в целом  продолжают себя оправдывать. 

     В результате недавнего всплеска активности технической мысли были разработаны новые способы "оживления" старых месторождений нефти и газа и тех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научно-технической специализации, характерной для нефтяной отрасли.

     Новые технологии и стратегия промысловых  сервисных работ, созданные в  течение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую  жизнь старым скважинам. Сейчас, когда "оживление" месторождений с  падающей добычей является главным  направлением деятельности нефтегазодобывающих  компаний, необходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических решений. Конечной целью любых "улучшающих" проектов является оптимизация добычи и экономических показателей, и сервисные компании принимают самое активное участие в достижении этой цели.

     Растущие  требования заставили сервисные  компании "повысить квалификацию" и расширить перечень решаемых проблем  по контролю за добычей и состоянием продуктивных пластов. Активизировалось техническое творчество. Например, в области бурения стволов-ответвлений технические разработки (бурение гибкими трубами, малогабаритные телеметрические системы и специальное оборудование для заканчивания боковых стволов) расширили выбор вариантов ускорения окупаемости инвестиций в месторождения. Но какой подход самый лучший, как его применить и в каких скважинах?

     В поисках ответов на такие вопросы  сервисные компании провели реорганизацию  с целью предоставления многопрофильных  комбинированных услуг. Расширение кругозора способствовало увеличению перечня оказываемых услуг, включая  поиск скважин с неиспользованными возможностями и экономически обоснованные рекомендации по повышению производительности скважин и максимальному увеличению их чистой текущей стоимости.

     Совершенствование технологий бурения увеличило число  скважин, из которых можно бурить боковые стволы с короткими и  средними радиусами кривизны, а также  разветвленные стволы, применяя бурильные  колонны из обычных или гибких труб. В этом году только в США  предстоит пробурить более чем 1500 вторичных скважин. К 1999 году число  таких скважин увеличится на 25%.

     Возвращение к старым скважинам

     Возвращение к старым скважинам для получения  дополнительной добычи не является новым  методом. Начиная с середины 50-х  годов, нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые  стволы, чтобы обойти зоны загрязнения  коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин. Недавнее расширение рынка услуг по бурению боковых стволов обязано во многом совершенствованию технологий бурения и заканчивают скважин.

     Бурение боковых стволов снижает стоимость  строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов  позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разработкой. Многоствольные разветвления из существующих скважин улучшают условия вскрытия продуктивного пласта. А небольшие  изолированные залежи нефти или  газа могут быть вскрыты скважинами с большими отходами от вертикали, в  том числе и многоствольными. Обычно горизонтальные скважины по производительности превосходят вертикальные скважины в 3-4 раза, а в некоторых случаях  наблюдалось увеличение производительности в 17 и более раз. Кроме того, при  наличии газовой шапки или  подстилающей воды (или того и другого  вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост извлекаемых  запасов.

     Не  для всех скважин бурение боковых  стволов является наилучшим способом повышения производительности. В  связи с этим корпорация Шлюмберже выбрала увеличение отдачи пластов в качестве основной цели своей сервисной деятельности. Направления приложения усилий определяются объединенной группой инженеров, делегированных компаниями и решающих проблему выбора скважин-кандидатов на проведение работ по повышению отдачи, пластов. Эта так называемая Группа повышения нефтеотдачи пластов (английская аббревиатура PEG) несет основную ответственность за отбор скважин-кандидатов и выработку проектных решений. На основе технико-экономического анализа промысловой информации о скважинах или месторождениях инженеры группы PEG принимают оптимальное проектное решение, используя помощь специалистов соответствующего профиля. Решение зависит от возникающих проблем и может включать новые геофизические исследования, ревизию уже имеющихся каротажных материалов, бурение новых скважин или ответвлений, повторную перфорацию, обработку прискважинной зоны для интенсификации притока или другие виды капитального ремонта скважин. Все это делается для обеспечения первоклассного сервиса при решении любого вопроса, относящегося к повышению нефтеотдачи пластов.

     Добыча  из незатронутых эксплуатацией пластов

     Повышение текущей стоимости старых месторождений. Бурение горизонтальных ответвлений  из существующих скважин позволяет  вскрыть незатронутые эксплуатацией  продуктивные пласты.

     Скважины-кандидаты  для бурения боковых стволов

     Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины - все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

     Итак, когда надо бурить боковые стволы? Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств  может оказаться неэффективным  или нецелесообразным. В старых скважинах  бурение боковых стволов можно  считать наилучшим техническим  решением, если есть надежное обоснование  эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов  из существующих скважин дешевле, чем  строительство новых скважин. Кроме  того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми  и каротажными данными, а также  результатами испытания и эксплуатации пластов.

     Оптимизация отдачи пласта

     Повышение добычи за счет сети боковых стволов. Дополнительные боковые стволы расходятся веером из существующей обычной или  горизонтальной скважины и улучшают условия притока из пласта.

     Вскрытие  удаленных структур

     Новые технологии и технические средства бурения могут повысить потребительскую  стоимость за счет вскрытия мелких залежей нефти. Используя новейшие забойные двигатели и геонавигацию, можно бурить с морских платформ направленные скважины с отходами в несколько километров, исключая необходимость дополнительного строительства. Сеть боковых стволов, пробуренных из основной скважины, могут вскрыть различные части месторождения, позволяя отказаться от бурения новых скважин.

     Если  существующая скважина вскрыла газовую  шапку или прошла вблизи нее, а  также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки  традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней  части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии  бывает достаточно, чтобы подтянуть  воду к зоне перфорации в виде конуса. Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом  продукции скважины.

     При сильном подпоре "нижней" воды обводнение скважины может иметь  место даже при отсутствии водонефтяного  контакта повышенной подвижности. Как  правило, стволы горизонтальных скважин  располагают ближе к кровле продуктивного  пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса. Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.

     В отложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может  исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.

     Следующим преимуществом боковых стволов  является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные  пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных  друг за другом боковых стволов в  эти пласты из одной скважины. Меняя  протяженность вскрытия каждого  пласта обратно пропорционально  интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

     Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным  боковым стволом. При проектировании траектории такого бокового ствола можно  предусмотреть увеличение протяженности  вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировать его будет гораздо  трудней, чем в многоствольной скважине.

     В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может  значительно увеличить отбор  из тонкослоистого месторождения, где  из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто, углеводородсодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.