Преимущества многоствольных скважин

Введение

Технология бурения многоствольных скважин не является новой, но также ее нельзя считать достаточно зрелой и разработанной в нефтяной промышленности. В мире сейчас насчитываются тысячи скважин, построенных с применением данной технологии. Сегодня технология многоствольного бурения скважин применяется практически повсеместно, а дальнейшее ее развитие является перспективным.Несмотря на то, что технология строительства многоствольных скважин была впервые запатентована в США в 1929 г., данный метод бурения скважин продолжает развиваться до настоящего времени.Цель данного реферата заключается в рассмотрении многоствольных скважин и их особенностей.Для достижения поставленной цели были выдвинуты следующие задачи: 1) рассмотреть преимущества многоствольных скважин; 2) изучить риски строительства многоствольных скважин; 3) рассмотреть классификацию TAML; 4) выявить тенденции развития строительства многоствольных скважин. Объект исследования – многоствольные скважины. Предмет исследования – особенности бурения многоствольных скважин. Теоретической базой при написании данного реферата выступили труды отечественных учёных. Методы исследования: анализ и синтез научной и учебной литературы по теме исследования. Структура реферата состоит из: введения, основной части, заключения и списка используемой литературы.1 Преимущества многоствольных скважинПод термином «многоствольная скважина» понимается скважина, в состав которой входит несколько стволов, отходящих от основного. Преимуществом этого типа бурения является повышенная скорость покрытия. Без многоствольных скважин мировая добыча нефти была бы намного ниже, поскольку зачастую бурение новых скважин с поверхности технически невозможно, или если затраты на проект оказываются неоправданно высокими. Технология многоствольных скважин особенно актуальна для нефтедобывающих платформ (не хватает мест для бурения).Хотя первые патенты на многостороннюю технологию были поданы в 1920-х годах, этот метод добычи нефти до сих пор находится в стадии разработки. В настоящее время в мире эксплуатируются тысячи многоствольных скважин.Три основных разновидности таких скважин: 1) стандартные эксплуатационные; 2) уплотняющие; 3) боковые стволы, отходящие от центрального ствола [4, c. 51].При бурении в правильном месте многоствольная скважина может превзойти несколько обычных скважин. При этом снижаются затраты на строительство, повышается эффективность, а нефть выходит из пласта быстрее и в больших объемах. Грамотное применение технологии многостороннего бурения может улучшить разработку месторождения и повысить коэффициент извлечения нефти. Поэтому экономическая эффективность скважин не вызывает сомнений.Существует множество способов применения этой технологии. Особенно часто он используется в случаях, когда необходимо исследовать круто наклоненные водоемы. В этих условиях каждая скважина искривляется в своем естественном направлении. Схемы могут быть самыми разными: основная скважина может находиться выше, ниже или в центре по отношению к боковым стволам. Это приводит к сложной структуре скважины; в каждом конкретном случае многоствольные скважины бурятся по индивидуальному проекту с учетом особенностей коллектора.Строительство скважин по многосторонней технологии дает следующие преимущества: 1. Общая стоимость работ снижается, так как сначала производится бурение до рабочей глубины, а затем добавляются горизонтальные ответвления. 2. Количество добываемой нефти на одну буровую установку увеличивается, как и экономические показатели. 3. Многократное бурение позволяет разрабатывать пласт на большей площади. 4. Текущие запасы могут быть оценены более точно. Использование многоствольных скважин делает выгодной эксплуатацию даже малодебитных коллекторов. 5. Меньше скважин с поверхности, что снижает негативное воздействие на окружающую среду. 6. Утилизируется меньше бурового раствора и шлама [1, c. 34].Перспективным решением является строительство многоствольных скважин на базе существующих скважин в водохранилище (для повышения экономической эффективности). Охват разрабатываемых участков увеличивается, а затраты снижаются: база уже существует в виде пробуренных скважин и сопутствующей инфраструктуры. Для морского бурения практически нет альтернативы многосторонней технологии: первоначальное количество скважин ограничено, а повышение эффективности может быть достигнуто только за счет дополнительных добывающих скважин.2 Риски строительства многоствольных скважинОсновными особенностями строительства колодцев являются: - Разделение производственных мощностей; - зависимость проводимых работ от естественных горно-геологических условий; - динамическая природа природных факторов; - значительное влияние природных факторов на предмет труда; - удаленность объекта работ (нефтегазового пласта) и подземной части добычного оборудования от места управления процессом добычи (устья скважины); - неопределенность исходной информации;- длительные сроки реализации проекта; - высокая капиталоемкость производства; - повышенный инвестиционный риск в проектах строительства скважин [3].Риски при строительстве скважин обычно классифицируются следующим образом: - технологические риски, вызванные изменениями в технологии, несоответствием используемых технологий горно-геологическим условиям, специфическими техническими и технологическими условиями, специфическими технологическими рисками, неправильными проектными решениями и ошибками в проектной документации; - технические риски, вызванные отказом или ухудшением качества и производительности бурового оборудования (буровой насос, ротор, буровыелебедки и т.д.) и систем электроснабжения (линия электропередачи, подстанция линии электропередачи, дизельный электрогенератор); - горно-геологические риски, связанные с состоянием горных пород, пластовым и горным давлением; - риски, связанные с человеческим фактором: действия персонала (несчастные случаи, осложнения, возникающие в результате человеческой ошибки).Недостатки бурения многоствольных скважин: - технические и технологические трудности при строительстве многоствольных скважин; - трудности в использовании нескольких сторон производства; - трудности при проведении геофизических и полевых исследований скважин; - трудности поддержания пластового давления в процессе разработки [3].3 Классификация TAMLМногоствольное бурение — это новая технология, разработанная после наклонно-направленного бурения, бокового ствола и горизонтального бурения [4]. Эта технология может увеличить площадь нефтеносности, повысить производительность нефтяных скважин и значительно снизить стоимость разработки пласта за счет бурения нескольких боковых скважин в одной скважине. К декабрю 2006 г. во всем мире было пробурено более 8 000 многозабойных скважин, получен значительный экономический эффект [5]. Наряду с быстрым развитием многосторонних технологий, в марте 1997 г. крупнейшие мировые нефтяные компании провели первую многостороннюю конференцию по технологиям «Многостороннее развитие технологий (TAML)» в Абердине, Шотландия. Конференция создала систему классификации TAML в соответствии с тремя характеристиками многозабойной скважины, а именно связностью, изолированностью и доступностью (связность относится к способности соединяться между основным и боковыми стволами; изоляция относится к изолирующей способности между многозабойной скважиной и пластом). после заканчивания; а доступность относится к возможности повторного доступа к многозабойной скважине), устанавливается система классификации TAML, и рейтинг сложности TAML, определяющий метод заканчивания многозабойной скважины, делится на уровни 1-6S [3] (рис. 1). Уровень 1: как в основном, так и в боковых стволах используется заканчивание открытым стволом, операция заканчивания не изолирует каждую продуктивную продуктивную породу и не может проводить какую-либо обработку по разности внутрипластовых давлений. Уровень 2: обсадная колонна основного ствола нагнетает цемент для заканчивания, боковой ствол срабатывает в колонне заканчивания, но не связывает основной ствол, цементирование не проводится. Уровень 3: на основе уровня 2 боковой ствол срабатывает в колонне заканчивания и связывает основной ствол, что обеспечивает связность и доступность. Уровень 4: как основной, так и боковой ствол нагнетают цемент в обсадную трубу для заканчивания, что обеспечивает механическую поддержку и соединение, интерфейс между многозабойной и основной обсадными колоннами зависит от цемента для герметизации. Уровень 5: на основе уровня 4 целостность давления на границе раздела реализуется за счет спущенной эксплуатационной колонны и пакера. Уровень 6: целостность давления на границе раздела реализуется за счет сборного кожуха типа «трусы». Уровень 6S: большой основной ствол разделен на два малых боковых ствола, что эквивалентно забойному двухколонному устью.Рисунок 1 - Уровни сложности по TAMLПодобно тому, как разработка горизонтальной скважины зависит от совершенствования техники бурения, развитие многоствольной технологии в основном зависит от совершенствования техники заканчивания. В настоящее время, ввиду многоствольного заканчивания, в большинстве многоствольных скважин в мире используется открытое заканчивание Уровня 1 и 2 и заканчивание с щелевым хвостовиком Уровня 3, в то время как в меньшем количестве скважин используется спуско-подъемное устройство в обсадной колонне и закачка цемента, что связано с тем, что Многосторонняя технология и инструмент 4-го уровня сложны, а риск строительства высок, поэтому пока находится на стадии разработки. Согласно статистике, из более чем 8 000 многозабойных скважин в мире только 351 скважина соответствует 4 уровню заканчивания [2]. Что касается заканчивания многозабойной скважины уровня 4, резка бокового ствола извлекаемым отклонителем принудительным долотом в основном используется для бурения новой скважины в стране и за рубежом. Этот клин-отклонитель объединяет местоположение и направление, когда клин-отклонитель спускается в заданное положение, местоположение фиксируется с помощью пакера НКТ и плашки [1]. В настоящее время эти технологии локализации могут привести к некоторым проблемам, связанным с многоствольным заканчиванием скважины TAML 4 во время бурения бокового ствола многоствольной скважины: После заканчивания многоствольной скважины диаметр штрека основной обсадной колонны значительно уменьшится, что вызовет некоторые трудности в последующей добыче нефти, капитальный ремонт и реформирование нефтяного пласта. «Выборочный повторный доступ» в боковую скважину затруднен. Причина заключается в том, что в настоящее время международная технология определения расположения боковых скважин в основном использует пакер для насосно-компрессорных труб, скользящее положение или расположение на большом расстоянии от верхней до нижней части с обсадной колонной из-за слабого сопротивления осевой силе и большого сопротивления крутящему моменту, а также плохого высокого давления. герметичность пакера НКТ или плашки, закрепленная на якоре плашка приведет к сильному повреждению обсадной колонны; а затяжка обсадной колонны на большие расстояния не может выдерживать большие нагрузки и крутящий момент. Таким образом, эти технологии определения местоположения приведут к неточному ориентированию и затруднениям при обводке и местоположении сработавших инструментов боковой скважины. Из-за повышенной исследовательской сложности бурения и заканчивания скважин, вызванной малым диаметром штрека, более трех ответвлений уровня 4 непригодны для бурения в малогабаритной основной обсадной колонне. Постоянное усовершенствование и усовершенствование SET делает возможным его применение в многоствольном бурении. В качестве дополнения к многосторонней технологии разработана многосторонняя технология SET-fixing. Эта технология отличается простотой процесса, большим диаметром штрека после заканчивания и наличием нескольких ответвлений внутри малой скважины по сравнению с другими многоствольными технологиями TAML 4. 4 Тенденции развития строительства многоствольных скважинКонцепция SET берет свое начало с 1990-х годов. С тех пор, как компания Shell впервые начала изучать СЭТ во всем мире, эта технология нашла применение во многих аспектах буровой техники и эффективно решила многие проблемы в процессе бурения. Это революционная технология в бурении и добыче нефти [3]. Принцип заключается в том, чтобы секция трубы, изготовленная из специального материала, вызывала пластическую деформацию для изменения наружного и внутреннего диаметра и плотности материала с расширительным конусом, и цель состоит в том, чтобы удовлетворить технические требования к скважине. Самым большим преимуществом SET является то, что колонна с наружным диаметром меньше, чем внутренний диаметр верхней обсадной колонны, может проводить радиальное расширение в скважине, чтобы разница между внутренним диаметром и внутренним диаметром верхней обсадной колонны была равна нулю или просто толщине стенки, что эквивалентно «сохранению» ствола скважины. диаметр. Таким образом, технология SET может значительно улучшить существующую структуру отверстия [4]. Согласно результатам исследований СЭТ в компаниях Weatherford, Baker Oil Tools, Halliburton, READ, TIW и Enventure, в настоящее время технология СЭТ в основном используется для цементирования хвостовика. Общая протяженность раздвижной трубчатой ​​конструкции, реализованной компанией Enventure, превышает 115,8 км [5]. Благодаря многолетним испытаниям и исследованиям, CNPC освоила технологию SET, которая сначала применялась для многоствольного бурения и заканчивания, поэтому была разработана новая многоствольная технология — многоствольная технология SET-fixing. В технологии используются все виды инструментов для фиксации с помощью расширяемого в скважине оборудования для установки и определения местоположения во время операций многоствольного бурения, заканчивания, последующей добычи нефти, капитального ремонта и реформирования нефтяных пластов. И технология достигает международного уровня завершения TAML 4. Ключом многосторонней технологии SET-fixing является скважинно-расширяемое оборудование для установки и локации. Одной из его функций является фиксация местоположения: это эквивалентно изоляции функции анкеровки традиционного отклонителя, с технологией SET расширяемое в скважине оборудование для установки и определения местоположения спускается в нижнее окно резания в основном стволе скважины, оборудование расширяется под гидравлическое давление и прикрепляет внутреннюю стенку корпуса, образуя постоянное и надежное место. Эта функция заменяет обычный способ анкеровки скольжения в последующих операциях многоствольного бурения, все виды инструментов выполняют фиксацию местоположения и работу в соответствии со скважинным оборудованием SET-фиксации; вторая функция - ориентация: при ориентации наклонного устья разность фаз между отклонителем и наклонным устьем может быть определена в соответствии с азимутом, регулируемым направленным боковым стволом, регулировка относительного угла между отклонителем и забойным расширяемым оборудованием и локационным оборудованием может реализовать функция ориентации [6].Рисунок 2 – Многоствольная скважинаТехнология SET может применяться для многосторонней фиксации местоположения в скважине, в значительной степени решает проблемы узких мест, вызванные обычной фиксацией местоположения проскальзывания, и дает ряд преимуществ: По сравнению с обычной многосторонней фиксацией местоположения в скважине, установка металлического кольца SET и Место уплотнения имеет большее сопротивление осевой нагрузке, большое сопротивление крутящему моменту, ударопрочность и способность уплотнения высокого давления, что значительно улучшает способность и надежность многостороннего определения местоположения в скважине и решает проблему «трудного повторного доступа к боковой скважине». Расширяемое внутрискважинное локационное оборудование обеспечивает большой диаметр штрека после многоствольного заканчивания скважины, поскольку расширяемая труба с локационным оборудованием крепится к внутренней стенке обсадной колонны, большой диаметр обсадной колонны только уменьшает толщину два SET, диаметр проходки основной обсадной колонны 177,8 мм (7 дюймов) может достигать 138-140 мм после завершения. Таким образом, обычные инструменты для капитального ремонта могут выполнять обычные работы по капитальному ремонту непосредственно через это расширяемое внутрискважинное оборудование для обнаружения труб, даже выполнять внутрискважинные операции по промывке, промывке песка, разрушению и удалению парафина в сочетании с «повторным доступом к боковой скважине». инструменты для отсрочки срока службы многоствольной скважины и повышения производительности многоствольной скважины. С помощью расширяемого в скважине оборудования для установки и определения местоположения многоствольная скважина может быть пробурена в обсадной колонне малого размера, например, многозабойная скважина может быть пробурена в обсадной колонне диаметром 139,7 мм (5 1/2 дюйма). В соответствии с порядком многоствольного бурения от основания к вершине в основном стволе последовательно размещаются оборудование для определения местоположения SET, многоствольное бурение и цементирование ствола ответвления. После того, как каждая ответвляющаяся скважина последовательно завершает все последовательности строительства, диаметр штрека основной обсадной колонны все еще уменьшает толщину двух SET. Таким образом, технология может быть использована для бурения многих отводов в основной обсадной колонне, при этом диаметр штрека основной колонны не зависит от номера скважины ответвления, при этом количество ответвлений не ограничивается диаметром штрека основной колонны.Главный ствол бурят параллельно нисходящей рудной зоне с висячего или лежачего бока, а от него бурят дополнительные стволы по 1-й или 2-й технологии. Существуют также бесклиновые технологии с неметаллических искусственных забоев, включая наклонное бурение с естественного забоя, бурение направляющего отверстия с уменьшенным диаметром, бурение при рассверливании в анизотропных пластах. В последнее время технология многоствольных скважин усовершенствовалась благодаря разработке и внедрению боковых соединений, разработке и внедрению скважинных инструментов для 1 2 2 14 многоствольных скважин, разработке многоствольных коллекторов и разработке программного обеспечения для построения экономических моделей для анализа затрат и выгод многоствольных альтернатив [6]. Помимо строительства многосторонних скважин, необходимо уделять внимание обзору этих скважин. На это также стали обращать внимание. Появился даже термин - многосторонняя бригада капитального ремонта скважин. Это оборудование позволяет распознать нужную скважину и направить в нее нужную трубу для разведения скота. Многостороннее оборудование, находясь внутри скважины, может выполнять различные виды работ: стимуляцию притока, очистку труб. Многосторонние соединения должны выдерживать высокие перепады давления.ЗаключениеМногоствольные скважины подходят для морских и подводных операций. Оффшорные платформы часто ограничены слотами; они предназначены для размещения на поверхности конечного числа обсадных колонн и устьев скважин. Если на ранней стадии разработки месторождения оператор обнаружит потребность в большем количестве скважин, чем предусмотрено исходной конструкцией платформы, установка ответвлений от существующего основного ствола обойдется значительно дешевле, чем добавление еще одной платформы. При использовании морских платформ на старых месторождениях необходимость планировать и выполнять работы по закупорке и ликвидации основного ствола, а затем выполнять неглубокие боковые стволы, приводит к сложным и сложным траекториям скважин из мертвых или истощенных скважин, которые не оптимально расположены для достижения намеченной цели. Модернизация оптимально расположенных добывающих скважин для достижения намеченной цели и добычи из нее значительно быстрее и дешевле из-за повторного использования обсадной колонны и цемента, что снижает материальные затраты и время бурения. Для морских месторождений, использующих подводные добычные системы и плавучие добычные сооружения, приобретение и установка дополнительной подводной инфраструктуры для доступа к другим или вновь обнаруженным объектам-коллекторам с использованием добывающих скважин путем установки ответвлений, ответвляющихся от существующего основного ствола, значительно сокращает время и затраты на доступ к этим аккреционным ресурсам. Капитальные и эксплуатационные затраты на морские операции таковы, что стоимость ML и соединений с интеллектуальным мониторингом заканчивания и контролем вкладов отдельных ответвлений невелика по сравнению с полной стоимостью закупки и установки инфраструктуры промысловой системы добычи.Во многих районах смешанная добыча, при которой пластовые флюиды из отдельных зон смешиваются в скважине и вытекают единым потоком на поверхность, не допускается или невозможна из-за разницы давлений между зонами. Только соединения TAML уровня 5 или уровня 6 обеспечивают целостность давления, необходимую для предотвращения смешивания потока из бокового и основного ствола; Соединения уровней TAML со 2 по 6 могут использоваться, если скважина включает двойное верхнее заканчивание для разделения потоков потока. В качестве альтернативы, интеллектуальный мониторинг заканчивания и управление добычей в системах контроля бокового или основного ствола также могут использоваться для управления добычей и добычей коллектора.Соединения могут выйти из строя из-за высокого давления просадки, и инженеры должны понимать масштаб этих давлений при выборе соединения. Поскольку депрессионное давление воздействует непосредственно на пласт в соединениях уровней 1, 2 и 3 по TAML и на цементную оболочку в соединениях 4 уровня TAML, эти соединения следует использовать только в условиях низкой депрессии. Однако важно отметить, что не все конструкции соединений TAML уровня 4 одинаковы. Некоторые из них имеют негерметичные металлические соединения, поддерживающие как боковое, так и основное отверстие, создавая опору для цемента и обеспечивая гораздо более прочное соединение в целом. Другие типы удаляют металл на этапе создания соединения и не обеспечивают поддержку цемента, что приводит к более слабому общему соединению. Соединения TAML Уровней 5 и 6 отделены от пласта механически и гидравлически и могут выдерживать значительное депрессивное давление. Специально разработанные многоступенчатые многоствольные системы для интенсификации притока позволяют проводить интенсификацию под давлением без необходимости соединения уровня 5 TAML. Эти системы временно изолируют соединение во время работы под высоким давлением, позволяя использовать соединение TAML уровня 2, 3 или 4 без дополнительных затрат и сложности соединения TAML уровня 5 высокого давления.Возможность повторного ввода бокового ствола для проведения внутрискважинных работ является еще одним соображением при проектировании машинного обучения. Поскольку это направленно-направленный участок, не имеющий соединения, доступ к нижнему стволу почти всегда можно легко получить, используя стандартные методы бурения. Операторы должны принять экономически обоснованное решение на этапе планирования скважины, чтобы включить соединения, обеспечивающие боковой доступ после подъема верхнего заканчивания, доступ через НКТ, соединения, которые можно использовать для обеспечения доступа после установки, или соединения, через которые невозможен доступ к магистральным скважинам. сквозное, боковое или и то, и другое. Если скважина включает в себя более одного ствола, необходимо рассмотреть систему селективного доступа через НКТ.Решение о развертывании боковых соединений, обеспечивающих полнопроходной или ограниченный доступ, зависит от общей конструкции скважины. Инженеры обычно выбирают полнопроходной доступ, если пакер должен быть размещен ниже соединения или если система механизированной добычи должна быть расположена рядом с нижним стволом. Кроме того, исходя из своих знаний о коллекторе, операторам может потребоваться полнопроходной доступ для выполнения перфорации, интенсификации притока, каротажа, водоизоляции, гравийной набивки, очистки и других ремонтных работ. Полнопроходной доступ может быть адаптирован ко всем соединениям уровня TAML, но должен быть указан перед установкой; некоторые имеющиеся в продаже соединения не допускают или ограничивают доступ к боковому или основному отверстию и не могут быть адаптированы после установки.

Список используемой литературы

1. Анализ применения роторной управляемой системы при проведении зарезок в открытом стволе в многозабойных скважинах «рыбья кость» на Восточно-Мессояхском месторождении / А.Е. Воронин [и др.] // SPE 187702- RU. – 2017. 2. Дубровин А.И. Анализ проведения зарезок в открытом стволе при бурении многоствольных скважин / А.И. Дубровин, Н.В. Абалтусов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2014. - № 3. - С. 8-14. 3. Заикин И.П., Кемпф К.В., Шкарин Д.В. Опыт строительства многоствольной скважины в АО «Зарубежнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 21–24. 4. Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин. - Казань : Плутон, 2017. - 123 с. 5. Многоствольные и многозабойные скважины// Allbest.ru: информационный ресурс. Открытый доступ: https://allbest.ru/otherreferats/geology/00768077_0.html (дата обращения: 20.11.2021). 6. Многоствольные и многозабойные скважины// Drillings.ru: буровой портал. Открытый доступ: http://www.drillings.ru/mnogostv?razdel=1&object=0 (дата обращения: 20.11.2021). 7. Определение оптимального типа заканчивания горизонтальной скважины и способа вывода ее на режим на примере разработки пласта ПК1- 3 Восточно-Мессояхского месторождения /Е.В. Загребельный, М.Е. Мартынов, С.В. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 40–43.