Бурение боковых горизонтальных стволов

При обустройстве сооружений для добычи нефти и газа применяются различные технологии и установки ННБ или мультифункциональные установки. И бурение боковых горизонтальных стволов — достаточно популярная методика, решающая массу проблем по разведке, обслуживанию и реконструкции оборудования после продолжительного использования. Последовательность действий и тип бурения определяются с учетом геологических параметров залежей и допустимых расходов.

Основные методики

Бурение горизонтальных скважин может проводиться 2 способами:

• Путем бурения с отклоняющимся клином.

• Методом вырезания участка пласта.

Второй вариант подразумевает бурение боковых столбов с последующим извлечением обсадной колонны. Используя специальное оборудование, нефтяники достают большой участок плиты, что сопровождается большими затратами времени и усилий. Запуск вырезающих агрегатов производится многократно. Первая технология позволяет получить нужный результат за 1 сеанс.

Зарезка боковых стволов скважин

Метод зарезки скважин и боковых стволов характеризуется высокой продуктивностью, поэтому его используют для оптимизации добычи нефтепродуктов заброшенных или реконструкции старых сооружений, которые не поддаются ремонту. В процессе обустройства стволов удается получить доступ к труднодоступным залежам ценных ископаемых.

Еще технология повышает степень нефтеотдачи и является лучшей альтернативой процедуре уплотнения. Используя ее, можно снизить затраты на обследование месторождения.

Существуют разные способы зарезки, среди которых:

• Удаление части колонны.

• Бурение клиновым методом с отклонением.

Методика обладает высокой эффективностью на всех типах месторождений. Через 2 года все затраты будут полностью окуплены.

Для удлинения ствола допускается использование нескольких отклонений по горизонтали. Еще зарезку комбинируют с гидроразрывом пласта или организацией пологих скважин, что способствует ее более эффективной разработке.

В большинстве случаев зарезку проводят в качестве аварийного мероприятия для восстановления скважины, хотя она востребована и при организации дополнительных стволов. Используя методику, можно окупить все расходы и быстрее найти точку залегания ценного сырья для бурения новой шахты.

 

Поскольку технология отличается массой сложностей, все работы должны выполняться обученным персоналом с большим опытом работы. Такой подход позволит исключить массу неприятностей.

Чтобы избежать пересечения боковых и основных шахт, нужно выполнить расчеты по проектировке новых сооружений. Это возможно с применением профессионального оборудования.

Для беспрепятственной организации скважины необходимо воспользоваться специальными инструментами, диаметр которых превышает диаметр шахты. Они способны свободно передвигаться внутри колонны, сокращая длину основного колодца и способствуя экономии денежных средств.

Помимо бурового инструмента, на стройплощадку нужно доставить раствор на базе следующих компонентов:

• Химические реагенты.

• Биополимеры.

Вещества предназначаются для повышения проводимости боковых шахт в 1,5-2 раза и позволяют обустраивать стволы в местах со сложной траекторией. Еще они соответствуют всем требованиям экологической безопасности и не вредят окружающей среде.

Технология бурения боковых стволов скважин

Поскольку при зарезке боковых стволов применяют 2 основных способа (вырезание колонны и клиновое бурение), необходимо определить, какой из них будет более оптимальным. Первая методика подразумевает обустройство скважин с наличием вывода колонны и обеспечением полноразмерного ствола.

Традиционная технологи бурения горизонтального ствола основывается на отрезании части колонны с залежами полезных ископаемых. Однако проведение работ сопровождается большими временными затратами, связанными со следующими нюансами:

• Вероятность благополучного вырезания за 1 спуск системы остается минимальной. Нефтяникам придется повторно погружать оборудование в скважину.

• Для эффективной работы понадобится обустроить дополнительный мостовой элемент, где будет наращиваться цементный мост.

• Наработка желоба занимает много времени, т.к. этот процесс требует использования специальных приборов с небольшим диаметром.

• Не исключается ряд сложностей при прохождении долота на участках с увеличенным зенитным углом. Действие способствует быстрому износу инструмента и может привести к его поломке.

Рассчитать азимут можно до начала бурения, поскольку многие скважины обладают наклонной конструкцией. Поэтому специалисты не рекомендуют удалять большой кусок колонны, препятствуя ее свободному выходу. Оптимальная длина отрезка составляет 6-10 м и определяется диаметром трубы и массой других факторов.

Особым спросом пользуется технология использования проходного якоря, который закрепляется в пространстве между боковыми и обсадными колоннами. Диаметр конструкции должен быть меньше толщины шахт, где производится работа. Чтобы загрузка была правильной, нужно придерживаться последовательности действий и не отклоняться от схемы бурения.

Якорь необходимо погрузить в шахту для получения нужного давления в пустотах. Дальше его отсоединяют от посадочной втулки и выполняют обследование паза скважины с помощью гироскопического стержня инклинометра.

Руководствуясь полученными сведениями, специалисты определяют направление клина и глубину зарезки. Дальше осуществляется базовая процедура бурения.

При необходимости клин достается из скважины, а его направление меняется. Подобный подход позволяет проводить бурильные мероприятия под любым углом. Однако в таком случае придется сделать 2 захода.

Для выполнения зарезки за 1 спуск необходимо совместить отклонитель с трубой и выполнить гидравлическое сцепление с инструментом для бурения.

Проблемы бурения боковых стволов скважин

Бурение боковых стволов может сопровождаться массой трудностей. Они связаны с:

• Высокими уровнем залегания грунтовых вод и степени обводненности стройплощадки. При наличии этой проблемы ствол будет подвергаться проникновению пластовых вод, которые придется откачивать мощными насосными системами. Предугадать содержание жидкости до начала работы невозможно.

• Небольшим дебитом. В таких случаях использование бокового бурения не приведет к повышению производительности нефтедобычи. Поэтому некоторые специалисты прибегают к комплексному подходу, совмещая ГРП и другие методы бурения. Но такой вариант сопровождается дополнительными финансовыми затратами и требует больше времени.

 

Современные технологии активно развиваются, однако нефтедобывающая промышленность по-прежнему нуждается в универсальном оборудовании, способном создавать несколько обсадных стволов для одного сооружения. Еще нефтяники сталкиваются с проблемой цементирования хвостовиков скважины, т.к. кольцевые зазоры обладают минимальным размером.

Ведущие компании внедряют специальные расширители для твердых пластов, а также пакерующие системы для небольших хвостовиков. Поэтому есть шанс, что в будущем такие сложности будут устранены.

Бурение боковых стволов нефтяных скважин

Для проведения бурильных мероприятий по обустройству скважин задействуют вырезающее оборудование, клиновые отклонители, фрезеры и другую технику. Боковые ответвления создаются на основе колонн, толщиной 114-245 мм. Технология востребована при восстановлении заброшенных конструкций или модернизации оборудования на малодебитных месторождениях.

Для боковых стволов используются разные типы долот, которые снабжаются твердосплавными, алмазными или комбинированными приспособлениями. Еще задействуют бицентрические конструкции для обработки ступенчатым способом. Кроме того, методика подразумевает внедрение разных типов моторов (винтовые, турбинные, электрические), чистящих скребков и инструментов для обработки стволов.

Прибегая к этой технологии, специалистам не приходится обустраивать коммуникационные соединения, что сокращает затраты на расходные материалы и аренду профессионального оборудования. Еще методика уменьшает отрицательное воздействие на окружающую среду, а все работы производятся с помощью мобильных систем.

 Стоимость создания боковой скважины намного ниже, чем организация полноценного вертикального сооружения. При этом с помощью 150 стволов можно добыть около 0,5 млн т полезных ископаемых через 3 года работы станции.