Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Бурение горизонтальных и боковых горизонтальных стволов скважин



Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения ее из недр является раз-

работка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране было осуществлено в Башкирии под руководством A.M. Григоряна и В.А. Брагина. В 1947 году на Краснокамском месторождении Башкирии из основного вертикального ствола в продуктивном пласте были пробурены два горизонтальных ствола 30 и 35 метров. В 1957 году на Яблоновском месторождении Самарской области была пробурена скважина № 617 с длиной горизонтального ствола 145 м. В 50-е годы на Ярегском месторождении при шахтной разработке нефти было пробурено сотни скважин с длиной горизонтальных стволов до 150 метров.

Однако, как и многие другие ценные разработки, горизонтальное бурение с самого начала не нашло своего развития и промышленного применения в нашей стране. В то же время в США, Канаде и Западной Европе этот метод осваивался, совершенствовался и все более находил применение. По состоянию на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизонтальных скважин (ГС). В России, хотя и медленно, бурение горизонтальных скважин стало развиваться и наращиваться с 90-х годов.

С 1990 по 1995 год в нашей стране пробурено около 300 горизонтальных скважин. К концу 2000 года в России пробурено уже около 2000 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

Увеличение бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в нерентабельных, отработанных скважинах не случайно. За последние два десятилетия в нашей стране все более открываются нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. В то же время запасы крупных нефтяных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья в основном выработаны, но в них имеются еще значительные неизвлеченные запасы нефти и газа.

Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях со сложным геологическим строением, на поздней стадии разработки, а также на месторождениях с вязкими нефтями. В не-

однородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Из-за близости водонефтяных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфорацией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать продуктивный пласт вблизи водонефтяного контакта, то можно вскорости получить прорыв воды в скважину, а если вскрывать продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны прорывы газа в нефтяную часть нефтяного пласта и т.д.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, 'нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют:

1. Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и

v газа из залежи, а также за счет повышения эффективности '•• процессов воздействия на пласт.

2. Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с ;') вертикальными скважинами за счет увеличения площади

фильтрации.

3. Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.

5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд которых в России исчисляется десятками тысяч, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа.

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесенных местах.

По данным «ВНИИнефти», для бурения горизонтальных скважин в России имеются огромные перспективы: в нашей стране более 6 млрд. т извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах; более 4 млрд. т нефти - в газонефтяных месторождениях; 2,5 млрд. тонн тяжелых нефтей; 2,3 млрд. т нефти в карбонатных коллекторах; около 3 млрд. т в заводненных залежах со степенью выработанное™ запасов нефти более 50%. Кроме этого, в России имеются десятки млрд. т битумов, где метод горизонтальных скважин может быть эффективно использован.

В настоящее время за рубежом при разработке нефтяных и газовых месторождений в основном применяют горизонтальные скважины. Основной объем горизонтального бурения, по данным журнала «Нефть и газ» (США) за 1995 год, приходился на США и Канаду, где в настоящее время горизонтальными скважинами разрабатываются 334 месторождения.

С конца 70-х годов прошлого столетия в нашей стране все чаще стали применять наклонно-направленное бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение - это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке.

Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвление-горизонтальные, многоствольные и т.д.

Такие скважины чаще всего применяются: - при разработке нефтяных месторождений, залегающих под дном океанов, морей, озер, рек;

'- при бурении скважин, расположенных на участках земли ,-,,: с сильно пересеченным рельефом местности (горы, овраги);

- для тушения пожаров (горящих фонтанов нефти или газа), ликвидации открытых выбросов нефти и газа;

- при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участков земель, снижения капитальных вложений на бурение и обустройство месторождения, а также эксплуатационных;

затрат на обслуживание скважин и оборудования;

- при бурении нефтяных скважин, расположенных под соля-I ными залежами, в связи с трудностью бурения при проходке этих залежей.

При бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые двигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины.

При бурении горизонтальных скважин с забойными двигателями в качестве отклоняющих устройств применяют турбинные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двигателей, механизмы искривления МИ (в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем. В роторном бурении применяют отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и т.п.

При безориентированном бурении забойными двигателями и роторным способом для изменения зенитного угла при постоянстве азимута скважины в качестве отклоняющего устройства используются прямолинейные компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) с центраторами (стабилизаторами) и калибраторами с параметрами, обеспечивающими заданное изменение зенитного угла ствола скважины на интервале бурения с КНБК. При бурении горизонтальных скважин применяются следующие виды отклонителей в составе:

1) долото с? = 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ-240 (А9ГТШ, Т12РТ-240), искривленный переводник, утяжеленная бурильная труба (УБТ) диаметром 478 или 203 мм;

2) долото d = 215,9 мм, винтовой забойный двигатель ДЗ-172 или Д5-172, искривленный переводник, УБТ диаметром 478 мм;

3) долото d = 295,3 мм, турбинный отклонитель ТО2-240;

4) долото d = 215,9 мм, турбинный отклонитель ТО2-195;

5) долото d = 215,9 мм, шшшдель-отклонитель ШО1-195, одна или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм;

6) долото d = 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (ДЗ-172, Д5-172), искривленный переводник, рабочая пара двигателя;

7) долото d = 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (Д2-195), искривленный переводник, рабочая пара двигателя;

%) долото d =190,5 мм, турбинный отклонитель ТО-172;

[9) долото d = 215,9 мм, шарнирный забойный двигатель-от-

клонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.

По длине направляющей секции - части отклонителя от долота до искривленного переводника - все отклонители делятся на две группы: отклонители с упругой направляющей секцией и отклонители с жесткой направляющей секцией. У отклонителей с упругой направляющей секцией искривленный переводник располагается над забойным двигателем или секцией турбобура, а у отклонителей с жесткой направляющей секцией искривленный переводник устанавливается непосредственно над шпинделем. Отклонители позиций 1 и 2 являются упругими, а отклонители позиций 3-9 являются жесткими.

Искривленный (кривой) переводник (рис. 44) является необходимым элементом отклонения ствола скважины при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Упругие отклонители представляют собой патрубок из УБТ такой же длины, что и обычный переводник, с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1-4° нарезают на ниппеле или иногда на муфте. Кривой переводник вместе с УБТ длиной 8-24 м крепится к турбобуру или винтовому забойному двигателю (ВЗД). Жесткость кривого переводника способствует возникновению в сечении изгиба отклоняющей компановки момента упругих сил больших величин и, как следствие, повышенной отклоняющей силы на долоте. Интенсивность искривления ствола с использованием кривого переводника зависит от геометрических размеров элементов отклоняющей компоновки, жесткости и веса забойного двигателя и установленных над ним УБТ, d скважины, режима бурения, боковой фрезерующей способности буровых долот и физико-механических свойств разбуриваемых пород. Кривой переводник с односекционным турбобуром дает возможность набирать зенитный угол до 40^45°, с укороченным турбобуром - до 50-55°, а с коротким турбобуром до 90° и более. При этом искривление ствола скважины достигает, соответственно, 1-2°, 4—5° и 5-6° на 10м. Кривой (искривленный) отклонитель Р-1 с двумя перекосами присоединительных резьб (рис. 45) состоит из отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которого имеют перекос в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Угол, образованный осью трубы и осью нижней присоединительной трубы, составляет 2-3°, а угол, образованный осью трубы и осью верхней присоединительной резьбы, - 2-2,5°. Этот отклонитель имеет длину 4-8 м.

 

Рис. 44. Кривой переводник

Отклонитель с накладкой (рис. 46) - это сочетание кривого переводника и турбобура или винтового забойного двигателя с накладкой. Его применяют для достижения значительных зенитных углов с использованием односекционных турбобуров. Накладка крепится к турбобуру в середине системы долото-турбобур или несколько ниже, над турбобуром устанавливают кривой переводник и бурильные трубы. Высота накладки h не должна выдаваться за габариты долота. Применяются отклоняю-

 

Рис. 45. Отклонитель Р-1

Рис. 46. Отклоняющее устройство с накладкой: 1 - бурильные трубы; 2 -кривой переводник; 3 - турбобур; 4 -накладка; 5 - долото

щие приспособления, а также турбинные отклонители, шпин-дефь-отклонители, упругие отклонители и т.д. i i Отклоняющие приспособления (рис. 47) в роторном бурении используются только в начальный момент для придания

стволу скважины требуемого направления. Отклоняющие приспособления представляют собой клиновидные устройства с наклонным направлением для долота.

Рис. 47. Типы отклоняющих приспособлений в роторном бурении: а - работа с отклоняющим клином: 1 - установка клина; 2 - забури-вание ствола; 3 - извлечение клина; 4 - расширение ствола; б - работа с шарнирным отклонителем: 1 - установка отклонителя; 2, 3 - забуривание ствола; 4 - расширение ствола

Профили горизонтальных скважин.Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка ствола. Направляющая часть профиля - это часть ствола скважины от устья до начала горизонтального участка.

Применяются три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и малым радиусом (рис. 48). Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (более 190 м) применяются при кустовом бурении скважин на суше и на море с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка от 500 до 1500 м. При этом получают искривление 0,7-2,0° на 10 м проходки.

Рис. 48. Схемы горизонтальных скважин с большим (> 190 м), средним (60-190 м) и малым (10-30 м) радиусом кривизны

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60-190 м) позволяют получать искривление скважины от 3,0 до 10,0° на 10 метров проходки при длине горизонтального участка от 450 до 900 м.

В горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны 10-30 м искривление составляет 1,1-2,5° на 1 м при длине горизонтального участка от 100 до 250 м. Горизонтальные скважины с малым радиусом чаще применяются при бурении боковых горизонтальных стволов в отработанных или нерентабельных скважинах, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

При бурении горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов отклонение ствола от проектного профиля не должно быть выше допустимых пределов. Конечная точка каждого криволинейного и прямолинейного участка должна находиться

в пределах допуска в соответствии со следующими требованиями. Зенитный угол в конечной точке участка не должен отклоняться от проектного более чем на ±2-3°. Радиус искривления ствола на любом участке скважины не должен быть меньше допустимого.

Допустимым отклонением наклонного ствола служит суммарный угол искривления. На каждом участке этот угол не должен превышать проектный более чем на 15%. Фактический суммарный угол искривления ствола определяют после окончания бурения каждого участка, но не менее чем через 500 м. Таким образом, качество проводки горизонтальных скважин контролируется по зенитному углу каждого участка, допустимому радиусу искривления ствола и допустимому суммарному углу искривления скважины. Непрерывный контроль за ходом бурения скважины по заданному профилю позволяет вести телеметрическая система.

Телеметрическая система устанавливается на расстоянии 15-20 м от забоя. При электробурении используется телеметрическая система (СТЭ), которая позволяет непрерывно управлять траекторией скважины в пространстве. Телеметрическая система состоит из глубинного блока телеметрической системы (БГТС), глубинного измерительного устройства (УГИ), наземного пульта телеметрической системы (ПНТС), наземного измерительного устройства (УНИ), присоединительного фильтра (ФП).

Схема компоновки аппаратуры СТЭ показана на рис. 49.

Схема компоновки включает скважинное измерительное устройство, спускаемое в скважину, и наземное приемно-регистрирующее устройство.

Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанавливается над электробуром. В контейнере размещаются датчики и электронные преобразователи. Информация передается по проводному каналу связи на дневную поверхность. Полученные с забоя сигналы в приемном устройстве преобразуются и поступают на приборы, шкалы которых градуируются в значениях измеряемых величин.

Рис. 49. Схема компоновки узлов СТЭ: 1 - вертлюг; 2 - токоприемник; 3 - ведущая труба; 4 - ротор буровой установки; 5 - бурильная колонна; 6 - забойная аппаратура телеметрической системы; 7 - электробур; 8 - механизм искривления; 9 - долото; 10 - станция управления и защиты электробура; 11 - пульт управления; 12 - приемно-регистрирующее устройство СТЭ

Телеметрическая система СТЭ работает при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до 100° С.

Пределы измерений следующие: угол наклона 0-100°, азимут 0-360°, угол положения отклонителя 0-360°, относительная погрешность измерений 2,5%.

 

Рис. 50. Схема компоновки аппаратуры СТТ: 1, 3 - направляющие ролики; 2 - герметизирующее устройство вертлюга; 4 - сбросовый канал связи; 5 - лебедка сбросовой линии связи; 6 - приемно-регистрирующее устройство; 7 - бурильная колонна; 8 - кабель; 9 - забойный герметизированный контейнер, в котором размещены скважинные измерительные приборы; 10 - УБТ; 11 - турбинный отклонитель; 12 - долото

При турбинном бурении используется телеметрическая система (СТТ). Схема компоновки аппаратуры телеметрической системы СТТ показана на рис. 50. Глубинное измерительное устройство 9 размещается непосредственно над отклонителем или над УБТ. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещаются датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность в виде времяимпульсной информации. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи. В приемно-регистрирующем устройстве телеметрической системы СТТ сигналы дешифруются и регистрируются с помощью записывающей аппаратуры.

В процессе бурения скважины телеметрические системы обеспечивают:

- ориентирование отклоняющих устройств в заданном азимуте с учетом угла закручивания бурильной колонны при за-буривании горизонтального ствола скважины;

- определение угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя;

- постоянный визуальный контроль зенитного угла, азимута и положения отклонителя по приборам наземного пульта, а также запись указанных параметров в процессе бурения. Контроль за траекторией ствола скважины осуществляется

непрерывным измерением азимута, зенитного угла и положения отклонителя.

В России в последние годы горизонтальное бурение скважин находит широкое применение во многих нефтяных компаниях. Особое развитие применение горизонтального бурения скважин и боковых горизонтальных стволов получило в ОАО «Уд-муртнефть», ОАО «Сургутнефть», НК «Татнефть» и АНК «Баш-нефть».

В ОАО «Удмуртнефть» пробурено 226 скважин, в том числе 75 горизонтальных и 151 боковых горизонтальных стволов. В Татарстане пробурено более 170 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. В АНК «Башнефть» на 01.01.98 г. пробурено 60 горизонтальных скважин и 20 боковых горизонтальных стволов. Во всех названных нефтяных компаниях использование горизонтальных скважин дало хорошие результаты.

Таблица 9.

Основные результаты бурения горизонтальных скважин (ГС) в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии

Наименова- Коли- Длина гори- Средний Коли- Породы
п/п ние нефтя- чество зонтального дебит чество (песчани-
  ной компа- пробу- ствола сква- нефти место- ки/извест-
  нии ренных жины, м ГС, рож- няки), ко-
    ГС   т/сут. дении личество
            скважин
НК «Тат- 156-308 6,3 11/115
  нефть»          
АНК «Баш- 190-649 5,1 10/44
  нефть»          
ОАО «Уд- 105-342 14,3 5/70
  муртнефть»          

Как видно, во всех трех нефтяных компаниях основное бурение горизонтальных скважин велось в карбонатных коллекторах (известняки). Это объясняется тем, что в карбонатных коллекторах низкая выработка запасов нефти, а коэффициенты неф-теизвлечения составляют не более 0,2-0,25.

Карбонатные коллектора, как правило, имеют сложное геологическое строение, с закрытой пористостью и кавернозно-стью, характеризуются геологической микро- и макронеоднородностью основных параметров. Залежи карбонатных коллекторов имеют высокую зональную и послойную неоднородность пластов, большую расчлененность и сравнительно низкие кол-лекторские свойства, а также сложную структуру перового пространства.

Нефти в карбонатных коллекторах чаще всего имеют повышенную и высокую вязкость. В этой связи нефтяные залежи карбонатных коллекторов относят к категории сложнопостроенных, а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым. Так, например, нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, объекты разработки многопластовые, с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропласт-

ков. Продуктивные пласты имеют низкую проницаемость и пористость.

Более 80% запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Многие нефтяные залежи имеют обширные водонеф-тяные зоны и газовые шапки.

Около 70% запасов нефти относятся к трудноизвлекаемым из-за высокой вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов, высокой послойной и зональной неоднородности, малой толщины, наличия подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек. Основные по запасам нефтяные месторождения находятся в стадии падающей добычи, имеют высокую выработанность запасов и обводненность продуктивных пластов. Общая выработка запасов составляет 43,5%. На долю активных, находящихся в разработке, приходится 37%, а остальные 63% запасов нефти относятся к категории трудноизвлекаемых. 25,5% остаточных запасов не вовлечены в разработку из-за очень низкой продуктивности пластов. Это запасы в низкопроницаемых доломитизиро-ванных известняках Каширо-Подольского возраста, запасы высоковязких нефтей в отложениях турнейского яруса, нефтяные оторочки в верейских отложениях и все верейские залежи в Удмуртии. Применение традиционных технологий при разработке этих залежей приводит к убыточности. Наиболее перспективным при разработке таких запасов является применение горизонтальных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в нерентабельных, остановленных скважинах. Горизонтальные скважины за рубежом и первоначально у нас в стране бурились на месторождениях с легкими нефтями, содержащимися в продуктивных пластах толщиной 10 и более метров, без газовых шапок и подстилающей воды.

Первая горизонтальная скважина в ОАО «Удмуртнефть» была пробурена в 1992 году на Мишкинском нефтяном месторождении. В ней был получен дебит нефти в четыре раза выше, чем де-биты нефти в соседних прилегающих вертикальных скважинах. Имевшееся в то время отечественное оборудование для бурения ГС позволяло бурить горизонтальные скважины в продуктивных пластах толщиной не менее 10 метров. На большинстве же нефтяных

месторождений Удмуртии продуктивные пласты состоят из множе^ ства пропластков толщиной от 0,5 до 3—4 метров, поэтому необходимо было решать, как бурить горизонтальные скважины в пластах толщиной 3-4 метра. С этой целью в «Удмуртнефти» в 1992 году было создано специальное бюро по совершенствованию бурения горизонтальных скважин.

В 1994 году началось опытно-промышленное бурение горизонтальных скважин, целью которого было накопление опыта бурения, выявление положительных и отрицательных результатов с целью перехода на промышленное бурение горизонтальных скважин. К этому времени в «Удмуртнефти» имелось более тысячи нерентабельных скважин (с дебитом 0,5-1 т/с и обводненностью 80 и более процентов), но во многих из них, по данным исследований, имелись пропластки с невыработанной нефтью. Учеными и специалистами «Удмуртнефти» был предложен, разработан, запатентован и внедрен метод бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) (патент РФ № 2097536 от 27.11.97, авторы В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик).

Сущность бурения боковых горизонтальных стволов скважин сводится к следующему.

При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов. Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п., т.е. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Обычно все пласты вскрывают общим фильтром и приобщают к разработке. Однако в разработке участвуют, как правило, 40-60% нефтенасыщенных толщин. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам нефтеотдача неоднородной многопластовой нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи.

В предложенном авторами способе бурения БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций. На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10-15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно-направленный ствол скважин с вхождением в продуктивный пласт или пропласток на расстоянии 20-50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом на весьма длительный срок отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. При этом исключается контакт воды с перфорационными отверстиями. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстояние, по крайней мере, 20-50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции. Дальнейшее бурение новых стволов скважины возможно из старого ствола и из нового ствола скважины. Например, в старом стволе скважины на 10-15 м выше места зарезки, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную колонну (отклонитель) длиной 15-20 м и забуривают в новом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Неоднородность пластов учитывают при перфорации невыработанных пластов. Для повышения притока из низкопроницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно.

Расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее невырабатываемых запасов залежи.

Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволят повысить нефтеотдачу залежи на 10-20 пунктов. Предлагаемый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита в 12-15 раз по сравнению с прилегающими скважинами, пробуренными по известной технологии.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Гремихинского месторождения со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28° С, пористость 16, проницаемость 0,171 мД, нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 180,2 МПа-с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см3, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м3/т, коллектор - трещиновато-кавернозный. Залежь многопластовая. Количество пластов колеблется по залежи от 5 до 17. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм2. Балансовые запасы колеблются по пластам от 17010,2 до 27613,1 тыс. т.

Закачивают рабочий агент-теплоноситель через 83 парона-гнетательные скважины, отбивают нефть через 621 добывающую скважину. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 98% и степени выработки извлекаемых запасов 50% проводят следующие операции. Останавливают добывающую скважину, проходящую через 8 пластов, из которых 2 обводнены. Цементируют под давлением 15 МПа ранее перфорированные интервалы на глубинах 1169,6-1172,8 м, 1176-1177 м, 1177,6-1180,4м, И82,4-1185,4м, 1188,4-1190,4 м, 1192,8-1208,2 м, 1209-1211 м, 1212-1213 м. С глубины на 50 м выше проектного пласта, т.е. с глубины выше верхнего интервала перфорации, вырезают «окно» в эксплуатационной колонне длиной 8 м. Скважину цементируют под давлением 10 МПа. В скважине устанавли-иают цементный мост до отметки на 10 м выше «окна». Бурение нового наклонного ствола скважины производят через «окно» наклонно-направленно с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1192,8-1208,2 м на расстоянии 50 м и более от прежнего ствола. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции.

Пример 2. Выполняют как пример 1, но бурение нового наклонного ствола скважины производят через «окно» наклонно-направленно с переходом на наклонный ствол, проходящий через невыработанные пласты на отметках 1182,4-1185,4 и 1188,4-1190,4 м на расстоянии 50 и более метров от прежнего ствола и забоев окружающих скважин. Длину наклонного ствола в невыработанных пластах назначают согласно коллекторским свойствам пластов. Участки наклонного ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Отбор нефти ведут из всех вскрытых пластов одновременно.

Пример 3. Выполняют как пример 1. После проводки первого наклонного ствола пробуренный ствол консервируют инертной жидкостью. На 10 м выше «окна» устанавливают разделитель и вырезают новое «окно», через которое бурят второй наклонно-направленный ствол скважины, с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1177,6-1180,4 м на расстоянии 50 и более метров от прежнего ствола и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработанных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновременно из всех вскрытых пластов.

Пример 4. Выполняют как пример 3. Дополнительно бурят третий наклонно-направленный ствол скважины из второго наклонно-направленного ствола с переходом на горизонтальный

ствол в невыработанном пласте на глубине 1169,6-1172,8 м на расстоянии 50 и более метров от прежнего ствола и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработанных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновременно из всех вскрытых пластов.

В Удмуртии в 1996-1998 годах ежегодно бурились по 15-20 ГС и 25-30 БГС. В таблице 10 даны результаты работы ГС и БГС на 01.01.02 г.

Таблица 10.

Показатели работы ГС в ОАО «Удмуртнефть» на 01.01.02

Наименование Кол-во Дебит Дебит неф- Добыча Дебит
п/п месторождения ГС нефти ти по при- нефти из жидко
    пробу- ГС, т/с легающим ГС, т/с ста из
    рен./   вертикаль-   ГС, т/с
    дейст-   ным    
    вующ.   скв.(ВС),    
        т/с    
Го ризонтальные скважины
1. Киенгопское 6/6 5,3 3,4 27,832 12,1
2. Южно-Киенгопское 8/5 5,7 4,4 131,52 9,8
3. Гремихинское 4/2 7,8 3,0 37,341 11,7
4. Кезское 3/3 6,7 7,0 54,383 8,0
5. Мишкинское 55/55 8,2 2,4 876,586 25,1
6. Ончугинское 5/5 8,7 6,9 73,887 16,9
Итого: 81/76 7,8 3,1 1201,549 21,5

Как видно из таблицы 10, за сравнительно короткий срок суммарная добыча нефти из 81 горизонтальной скважины, пробуренных на 6 месторождениях, достигла 1201,5 т/с. Более высокие результаты получены из боковых горизонтальных стволов, пробуренных в нерентабельных (остановленных) скважинах. Из 166 боковых горизонтальных стволов, пробуренных на 7 месторождениях, суммарная добыча нефти составила 1108,9 т/с.

Дебит ГС по месторождениям колеблется от 4,8 до 17,4 т/с. Дебит БГС от - 4,1 до 17, 0 т/с, а средний дебит БГС - 6,3 т/с. Превышение дебитов БГС над дебитами ВС в среднем составляет от 2,0 до 14,9 т/с. Наиболее высокие дебиты получены в ГС бобри-ковского горизонта (от 14,3 до 21,1 т/сут), в турнейском -17,2 т/сут, в башкирских отложениях - 7,2 т/сут и верейском горизонте - 8,5 т/сут. Самые высокие дебиты нефти в ГС были получены в турнейской залежи Мишкинского месторождения, где вязкость нефти в пластовых условиях 73,2 мПа, в скважине 422 - 62,1 т/сут, в скважине 436 - 61,1 т/сут и 4621 - 35,9 т/сут. Длина горизонтальной части в пробуренных горизонтальных скважинах от 105 до 342 м, а БГС - от 88 до 148 м. Из БГС максимальные дебиты были получены в турнейском ярусе Мишкинского месторождения.

Таблица 11

Показатели работы боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнефть» на 01.01.02

  Кол-во БГС, пробУдейств. Дебит нефти БГС, т/с Дебит нефти ВС, т/с Добыча нефти по БГС, т/с Дебит жидкости из БГС, т/с
Киенгопское 14/13 3,5 3,4 44,925 15,3
Лудошурское 7/7 16,3 5,4 137,262 34,3
Ижевское 5/5 4,0 3,7 6,698 4,5
Гремихинское 18/17 3,1 3,0 99,778 14,5
Чутырское 25/20 4,8 4,4 144,315 12,4
Мишкинское 77/76 6,7 2,4 589,834 20,7
Ельниковское 20/18 5,3 3,7 86,074 16,7
Итого: 166/156 6,3 3,6 1108,886 18,7

В скважине 315-28 т/сут, в скважине 399 - 33 т/сут, скважине 349 - 41 т/сут и в башкирском горизонте Чутырского месторождения в скважине 1314 - 22,5 т/сут.

С 1996 года в промышленных объемах в Удмуртии стало развиваться новое направление - реанимация нерентабельного, высокообводненного фонда скважин, который в 2002 году составлял более четверти всего эксплуатационного фонда. На 01.01.2002 г. пробурено 183 боковых горизонтальных стволов скважин, накопленная добыча нефти по которым составила 1194,4тыс.т.

Технико-экономическая эффективность горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) показана в таблице 12.

Технологическая эффективность ГС и БГС оценивается по результатам работы с момента ввода их в эксплуатацию. Суммарная добыча нефти по 90 ГС составила 1227,0 тыс.т. Средний дебит по ГС составил 7,8 т/сут, а средний дебит по всему действующему фонду скважин в ОАО «Удмуртнефть» составляет 3,8 т/сут, обводненность ГС - 40-45%, ВС - 80-85%. <

Из 183 боковых горизонтальных стволов суммарная добыча | нефти составила 1194,4 тыс.т. Средний дебит БГС около 7 т/сут, г а средний дебит в этих скважинах до бурения в них БГС не превышал 0,2-0,5 т/сут. Суммарная прибыль по БГС за эти годы составила 736,8 млн. руб. Срок окупаемости ГС, введенных в 2000 году, в среднем составил 2,3 года, а БГС - 1,9 года.

Как видно из таблицы № 11, экономическая эффективность ГС и БГС значительна, перспектива бурения ГС и БГС очень высокая.

Тем не менее до настоящего времени имеется очень много нерешенных вопросов. Одним из таких вопросов является технология бурения и вскрытие продуктивного пласта. Анализ процесса заканчивания ГС и БГС, выполненный в институте «Удмурт-НИПИнефть», позволяет сделать выводы, что:

1. Продуктивность горизонтальных скважин существенно за-; висит от технологии заканчивания скважин. Достигнутый на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» уровень развития

# технологии позволяет обеспечить реализацию потенциальных добывных возможностей этих скважин на 20-35% от теоретически рассчитанного.

1 ;2. При заканчивании ГС открытым стволом отношение удельной продуктивности (ОУП) на 7-10% выше, чем ' при перекрытии горизонтального участка щелевым фильтром.

ОУП - это отношение удельных продуктивностей, показывающее соотношение теоретического и фактического дебита единицы эффективной длины горизонтального ствола на единицу

Таблица 12. Экономическая эффективность бурения ГС и БГС в ОАО «Удмуртнефть» на 01.01.2002 г.

 

 

S Наименование месторождения Горизонтальные скважины Боковые горизонтальные стволы
кол-во скважин суммарная добыча нефти, тыс .т •4 о ^ arf Ч и 8- поток наличности, тыс. руб. средняя стоимость одной ГС количество скважин суммарная добыча нефти, тыс .т средний дебит нефти, т/сут чистая прибыль, тыс. руб. стоимость одного БГС, тыс. руб.
Южно- Киенгоп-ское 131,5 5,7 56119,7 2123,3 0,9 0,7 176,9 5704,1
Греми-хинское 37,3 7,8 19692,6 2430,5 99,8 зд 39503,8 1345,5
Киенгоп-ское 27,8 5,3 13602,8 8242,3 44,9 3,5 20036,7 2700,9
Ижевское           6,7 4,0 4762,2 4318,8
Лудо-шурское           137,3 16,3 2292,0
Кезское 54,4 6,7 18935,2 1506,7          
Чутыр- ское           144,3 4,8 69189,7 1876,1
Михай-ловское 73,9 8,7 46832,3 3163,3 14,7 17,7 12074,4 4718,3
Есеней-ское           2 4 8,0 5,5 8,7 7,3 6289,2 4292,4 3714,5 4344,7
Мишкин-ское 876,6 8,2 3468,3 589,8 6,7 354748,8 2082,7
И Котов-ское 25,5 6,1 17371,5 7680,2 56,4 7,7 42110,9 2847,3
Ельни-ковское           86,1 5,3 47047,0 2882,0
ОАО «Удмурт-нефть» 1227,0 7,8 621471,1 4017,4 1194,4 6,3 2334,8

перепада давления. Для сравнительной оценки начальный фактический дебит нефти с горизонтальным окончанием ствола определялся как средний установившийся дебит нефти за первые три месяца работы скважины. Остается открытым вопрос влияния на дебит не только длины, но и диаметра горизонтального участка. Это особенно важно для карбонатных пластов, содержащих высоковязкие нефти, в которых диаметр играет важную роль. Чем больше диаметр горизонтального участка, тем больше площадь фильтрации и тем больше при прочих равных условиях должен быть дебит нефти по скважине.

3. Необходимо развивать комплекс работ по заканчиванию скважин, внедрять новые системы буровых растворов и технологии крепления скважин. Перспективным направлением является использование технологии вскрытия продуктивных пластов на репрессии и крепление горизонтального ствола хвостовиком с надувными пакерами.

В ОАО «Удмуртнефть» бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов осуществляет ЗАО «Удмурт-нефть-Бурение» (бывшее УБР).

Работы по бурению проводились, кроме Удмуртии, в Татарстане, Башкортостане, Западной Сибири, Пермской, Оренбургской, Новосибирской и Иркутской областях. За это время накоплен значительный опыт. Успешному освоению строительства ГС и БГС в ЗАО «Удмуртнефть-Бурение» способствовало наличие самого передового оборудования отечественного и зарубежного производства. С целью обеспечения буровиков высокотехнологичным оборудованием и инструментом в 1996 году в Удмуртии созданы и эффективно работают три российско-американских совместных предприятия.

Российско-американское СП ЗАО «ИСОТ» выпускает системы очистки буровых растворов, гидравлические забойные двигатели с измененной геометрией, осуществляет ремонтные работы и технический контроль при бурении ГС и БГС. Качество выпускаемого оборудования отвечает уровню мировых стандартов.

Совместное предприятие «Удмуртские долота» («УДОЛ») производит более 50 типоразмеров долот четырех серий: бицен-тричные SR - для бурения с одновременным расширением ствола горизонтальной скважины; с твердосплавными резцами (PC) -для разбуривания цементных стаканов внутри обсадной колонны размером от 59 до 146 мм; лопастные (РДС) - для бурения размером от 119 до 295 мм; керноотборочные долота (РДС), обеспечивающие вынос керна на 85-100%.

ЗАО «Иждрил» выпускает и ремонтирует мобильные буровые установки, насосы и другое оборудование.

Особое внимание в ЗАО «Удмуртнефть-Бурение» уделяется внедрению наукоемких технологий. Одна из них - это ведение и обеспечение заданной качественной траектории ГС и БГС. Для контроля комплекса угловых параметров пространственного положения бурового инструмента (таких как азимут, зенитного угла и угла установки отклонителя) в НТЦ «Удмуртнефть-Бурение» разработана модернизированная телеметрическая система МТС-108 и МТС-45. Как видно из вышеизложенного, использование ГС и БГС при разработке месторождений имеет огромное значение, а использование БГС для реанимации простаивающих нерентабельных скважин позволяет извлечь сотни миллионов тонн нефти без дополнительных капитальных вложений.

Высокая экономическая эффективность горизонтального бурения скважин достигается за счет сокращения капитальных вложений на бурение и обустройство скважин, а также за счет снижения эксплуатационных расходов.

Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами позволяет меньшим количеством скважин добыть значительно больше нефти, в сравнении с вертикальными скважинами. В горизонтальных скважинах за счет многократного увеличения площади фильтрации в призабойной зоне дебиты нефти увеличиваются в 10 и более раз по сравнению с вертикальными скважинами.

Экологические вопросы.К настоящему времени вопросы охраны недр и окружающей среды, у нас в стране и за рубежом, стали наиболее актуальными. В последние годы у нас в стране

вышел ряд государственных постановлений по вопросам бережного отношения к природе, охране недр и окружающей среды. В этой связи большое значение при бурении скважин имеют технико-экономические вопросы охраны окружающей среды, которые заключаются в рациональном ведении производственных процессов бурения, выборе технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природоохранных мероприятий.

Нередко при бурении скважин возникают следующие виды нарушений природной среды:

- вывод из строя плодородного слоя почвы на отведенной под бурение скважины земле;

- нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв вокруг бурящейся скважины;

- попадание в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов, используемых в качестве добавок к промывочным жидкостям;

- загрязнение рек, озер маслами, нефтепродуктами и химиче-'[ скими веществами от бурящейся скважины;

- нерациональное использование земельных участков при планировке площадок и прокладке инженерных коммуникаций к буровым установкам;

- освоение скважин после бурения в котлованы, выкапываемые в земле на буровой, и т.д.

Для недопущения вышеперечисленных и других нарушений при бурении скважин необходимо выполнять следующие природоохранные мероприятия:

- промывочные жидкости, химические реагенты и материалы, применяемые при подготовке буровых растворов, необходимо выбирать с учетом геолого-гидрологических условий ; месторождения;

.- применяемая на буровой циркуляционная система должна исключать возможность утечки отработанного бурового ' раствора в почву;

- запрещается сбрасывать отработанный буровой раствор в амбары на буровой, расположенные вблизи водоемы, на почву;

- с целью защиты водоносных и продуктивных нефтяных и газовых горизонтов от возможных перетоков между пластами необходимо своевременно спускать и цементировать обсадные трубы;

- остатки отработанных вредных химических веществ и реагентов, не пригодных для последующего бурения, следует утилизировать в специально отведенных местах;

- необходимо устраивать обваловку вокруг бурящейся скважины.

При бурении скважин со стационарной платформы для недопущения попадания в море загрязнителей предусматриваются следующие мероприятия по охране морской среды:

- по всей площади платформы делается устройство герметичного металлического настила из рифленой стали толщиной 8 мм с отбортовкой по всему периметру высотой 150 мм;

- для хранения химических реагентов по периметру устанавливают стенку высотой 700 мм и укрывают влагонепроницаемым материалом;

- сыпучие материалы хранятся в закрытых помещениях;

- под настилом буровой, в местах возможного загрязнения, размещается ванна, в которую поступают все стоки, которые образуются при спуско-подъемных операциях и других работах. Из ванны стоки по общему коллектору транспортируются в емкости по сбору сточных вод;

- из насосной части платформы стоки, образованные здесь при ремонтных работах, через систему желобов открытого типа поступают в емкости по сбору стоков;

- для сбора отработанных масел от буровых насосов, коробок передач и дизельных агрегатов на платформе устанавливаются две емкости, одна из которых размещается под под-вышечным постаментом непосредственно на настиле, а вторая - в насосном сарае под настилом. Из этих емкостей отработанные масла перекачиваются по коллектору к береговой причальной площадке;

- в местах возможных утечек и разливов ГСМ устанавливают поддоны из листовой стали;

- неиспользованную промывочную жидкость перевозят специально оборудованными судами на соседние буровые или береговые базы для хранения, обработки и повторного использования;

- для сбора шлама под виброситом устанавливаются два контейнера объемом 3,25 м3. По мере наполнения контейнеров шламом они с помощью крановых судов вывозятся на береговые причалы, береговые шламоотвалы;

- сточные воды перекачиваются на суда-сборщики и затем доставляются на очистные сооружения для биологической очистки;

- коллекторы выхлопных дизельных двигателей оборудуются устройствами для очистки выхлопных газов от сажи и масла, а конденсат, заполняющий воздухосборник, по трубопроводу сбрасывается в емкость для сбора стоков.

Для обеспечения условий безопасности и охраны морской среды на платформе предусматривается:

- запас глинистого раствора, не менее двух объемов скважины, с плотностью, равной плотности, при которой вскрывался продуктивный пласт;

- дежурство пожарного корабля, представителей военизированной части по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов;

,г- запрещается освоение скважин в ночное время суток и при неблагоприятных погодных условиях. В процессе вскрытия продуктивных пластов предусматривается:

- обязательная опрессовка перфорационной задвижки перед началом проведения работ на каждой скважине;

ш- вскрытие пласта перфорацией осуществляется при плотности глинистого раствора, равной плотности, при которой

вскрывали продуктивный горизонт в процессе бурения (в соответствии с планом работ);

о- при малейших признаках газо- и нефтепроявлений немедленно прекращаются все работы по вскрытию пласта. Устье

а оборудуется фонтанной арматурой, в скважину закачивается утяжеленный глинистый раствор, после чего, убедившись, что газо- и нефтепроявления отсутствуют, возобновляют работы. В случае аварийных разливов нефти ее локализацию,

h сбор и утилизацию проводят экспедиционным отрядом ава-S(jr рийно-спасательных и подводно-технических работ морского пароходства.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.