Существуют два способа горизонтального бурения на нефть и газ. Первый (распространён в США) представляет собой прерывистый процесс проводки скважин с использованием роторного бурения (применяется с начала 20 века). При этом способе с забоя скважины долотом меньшего диаметра, чем диаметр ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы (рис. 2.6) с помощью съёмного или несъёмного клинового либо шарнирного устройства (рис. 2.7, рис. 2.8).
Рис. 2.6.
Рис. 2.7.
Рис. 2.8.
Полученное таким образом направление углубляется и расширяется. Дальнейшее бурение ведётся долотом нормального диаметра с сохранением направления с помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащённой стабилизаторами.
Второй способ, предложенный P. A. Иоаннесяном, П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым и M. T. Гусманом в начале 40-x гг. 20 в., основан на использовании турбобура либо др. забойного двигателя. Этот способ представляет собой непрерывный процесс набора искривления и углубления скважины долотом нормального диаметра. При этом способе для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила). B этом случае весь процесс наклонно-направленного бурения сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте. Создание отклоняющей силы может осуществляться различными путями. Если турбобур односекционный, то для получения необходимой отклоняющей силы достаточно иметь над турбобуром переводник с перекошенными резьбами, либо искривлённую бурильную трубу (рис. 2.9).
Рис. 2.9.
При пропуске турбобура в скважину изогнутая часть компоновки над турбобуром за счёт упругих деформаций стремится выпрямиться, а в сечении изгиба возникает момент силы. Отклоняющая сила в этом случае равняется моменту силы, разделённому на расстояние от сечения изгиба до долота. Интенсивность набора угла искривления при описанной выше компоновке будет невысокой, а предельный угол искривления - менее 30°. Для более интенсивного набора искривления сечение изгиба, где возникает момент упругих сил, переносят ближе к долоту. Для этой цели применяются специальные шпиндели и турбобуры. Так как при таких шпинделях резко увеличивается отклоняющая сила, то интенсивность набора угла искривления и предельная величина искривления существенно увеличиваются.
На интенсивность набора угла искривления влияет также частота вращения долота и скорость подачи бурильной колонны в процессе бурения. Чем выше частота вращения долота и чем меньше скорость подачи бурильной колонны, тем интенсивнее, под действием отклоняющей силы, происходит фрезерование стенки скважины и тем интенсивнее искривление. Наибольшая интенсивность искривления может быть получена при применении в нижней части турбобура эксцентричного ниппеля, который позволяет выводить ствол скважины в горизонтальное положение.
Прямолинейные наклонные участки ствола скважины бурятся с компоновками, оснащёнными стабилизаторами. Ориентирование отклоняющей силы в нужном азимуте может осуществляться визирным спуском бурильной колонны либо с помощью инклинометра при установке над турбобуром диамагнитной трубы и магнитным устройством, расположенным в плоскости действия отклоняющей силы. Указанные методы ориентирования отклоняющей силы должны учитывать угол закручивания бурильной колонны, возникающий из-за реактивного момента турбобура, что в некоторой степени отражается на точности ориентирования. B 80-x гг. распространяются системы телеконтроля, позволяющие в процессе бурения контролировать направление действия отклоняющей силы. За рубежом при наклонно-направленном бурении интервалы набора искривления и выправления кривизны осуществляются в основном турбобурами либо объёмными двигателями, прямолинейные интервалы ствола бурятся роторным способом.
Отклонители
Назначение отклоняющих устройств -- создание на долото отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением.
В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробурении -- в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении -- отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Рассмотрим некоторые отклонители.
Кривой переводник (рис. 2.10) -- это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении горизонтальных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1...40 нарезают в основном на ниппеле, в отдельных случаях -- на муфте. Кривой переводник в сочетании с УБТ длиной 8... 24 м крепят непосредственно к забойному двигателю. Отклонитель Р-1 (рис. 2.11) выполняется в виде отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Отклонитель Р-1 предназначен для набора зенитного угла до 90° и выше, изменения азимута скважины, зарезки нового ствола с цементного моста и из открытого ствола.
Рис. 2.10.
Отклонитель с накладкой -- это сочетание кривого переводника и турбобура, имеющего на корпусе накладку. Высота накладки выбирается такой, чтобы она не выдавалась за габаритные размеры долота. Отклонитель с накладкой при применении односекционных турбобуров обеспечивает получение больших углов наклона скважины. Его рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником необходимо установить трубы малой жесткости (немагнитные или обычные бурильные трубы).
Рис. 2.11.
Отклоняющее устройство для секционных турбобуров представляет переводник, соединяющий валы и корпуса верхней и нижней секции турбобура под углом 1,5...2,0°, причем валы соединяются с помощью муфты.
Турбинные отклонители (ТО) конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов -- через специальный шарнир. Серийно выпускаются турбинные отклонители (рис. 2.12) и шпиндели-отклонители (ШО).
Рис. 2.12. Турбинный отклонитель ТО-2: 1 -- турбинная секция; 2 -- шарнирное соединение; 3 -- шпиндельная секция
Турбинные отклонители имеют следующие преимущества:
· кривой переводник максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя;
· значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.
Недостаток турбинных отклонителей -- малая стойкость узла искривленного соединения валов нижнего и верхнего участков отклонителя.
Эксцентричный ниппель представляет собой отклонитель, выполненный в виде накладки, приваренной к ниппелю турбобура. Применяется этот отклонитель при бурении в устойчивых породах, где отсутствует опасность заклинивания или прихвата бурильной колонны.
Упругий отклонитель состоит из специальной накладки с резиновой рессорой. Накладка приваривается к ниппелю турбобура. Этот отклонитель применяют при бурении в породах, где эксцентричный ниппель не применим из-за опасности прихватов.
Механизм искривления -- это отклонитель для бурения наклонно-направленных скважин электробуром. В таких механизмах валы двигателя и шпинделя сопрягаются под некоторым углом, что достигается применением зубчатой муфты сцепления.
Многозабойное бурение
Многозабойное бурение - вид наклонно-направленного бурения, включающий проходку основного ствола с последующим забуриванием и проходкой в его нижней части дополнительных стволов, пересекающих геологическую структуру.
Многозабойное бурение применяется с целью повышения эффективности буровых работ при разведке и добыче полезных ископаемых, достигаемой за счёт увеличения доли полезной протяжённости стволов скважин.
Наиболее широко многозабойное бурение используется при разведке твёрдых полезных ископаемых. При разработке нефтяных месторождений. Многозабойное бурение принято называть разветвлённо-горизонтальным бурением. Впервые это бурение осуществлено в США (1930). Использование забойных двигателей при многозабойном бурении впервые реализовано в CCCP по предложению A.M. Григоряна, B. A. Брагина, K. A. Царевича в 1949.
Рис. 2.13. Способы вскрытия пласта: 1 -- обычная скважина; 2 -- многозабойная скважина; 3 -- продуктивный пласт нефти; 4 -- резервуар для нефти.
Многозабойное бурение целесообразно в сравнительно устойчивых продуктивных пластах мощностью 20 м и более, например в монолитных или с прослоями глин и сланцев нефтеносных песчаниках, известняках и доломитах, при глубинах 1500-2500 м при отсутствии газовой шапки и аномально высоких пластовых давлений. Многозабойное бурение сокращает число обычных скважин благодаря увеличению дренированной поверхности продуктивного пласта. Для проводки многозабойной скважины используется комплекс технических средств и контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающих проводку стволов в заданном направлении.
Рис. 2.14. Многозабойно-горизонтальная скважина-гигант: 1 -- плавучая буровая установка; 2 -- трубы; 3 -- устье скважины; 4 -- основной ствол; 5 -- ответвления; 6 -- нефтеносный пласт.
Вскрытие нефтяных пластов многозабойными скважинами позволяет увеличить дебиты нефтяных скважин за счёт увеличения поверхности фильтрации, увеличить нефтеотдачу пласта, ввести в промышленную разработку малодебитные месторождения с низкой проницаемостью коллектора или высоковязкой нефтью, повысить приёмистость нагнетательных скважин и точность проводки противофонтанных скважин за счёт перебуривания только нижних её интервалов в случае непопадания первым стволом. B нефтедобывающих районах эксплуатируются скважины с 5-10 ответвляющимися стволами длиной по 150-300 м каждый. Благодаря этому приток нефти на первом этапе эксплуатации в несколько раз больше, чем из обычных скважин. B нашей стране с помощью многозабойного бурения успешно проведены десятки скважин на нефть, разрабатывается и испытывается многозабойное бурение глубоких горизонтальных скважин большой протяжённости (несколько км).
Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.
Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов:
горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;
конструкции скважины;
протяженности горизонтального участка;
статического уровня пласта;
мощности продуктивного пласта;
возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.
Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 8.2.1).
Проводка отдельных участков профиля 2 или 5 горизонтальных скважин может осуществляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бурения таких скважин и сокращает время на проведение инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надежная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проектировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.
При проводке горизонтальных скважин по среднему радиусу кривизны существенно повышается по сравнению с профилем с большим радиусом кривизны точность вскрытия продуктивного пласта и, следовательно, точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Достижимая протяженность горизонтального участка для профиля со средним радиусом кривизны составляет 800--1000 м.
Для проектирования со средним радиусом кривизны используются преимущественно профили 1, 2, 3, реже 4 и 5 (см. рис. 1).
Рис. .1. Профили горизонтальных скважин
Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла, а также для проектирования горизонтальных скважин на месторождениях, где не отработана технология ориентированного бурения и поэтому велика вероятность отклонения фактического профиля от проектного. В последнем случае скважину можно пробурить, не изменяя конструкцию отклонителя, увеличив или сократив длину тангенциального участка профиля.
При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10-20% меньше максимальной интенсивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой имеющимся в распоряжении буровой организации отклонителем.
Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из вырезанного участка обсадной колонны, а также для вскрытия горизонтальным стволом маломощных продуктивных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю (см. рис. 8.2.1).
Когда радиусы кривизны интервалов забуривания и выведения ствола скважины на проектное направление из-за особенностей технологии проводки этих интервалов существенно отличаются друг от друга, то используют профиль 2 (см. рис. 8.2.1).
При бурении по малому радиусу кривизны протяженность горизонтального участка меньше, чем при бурении по среднему и большому радиусам кривизны.
Строительство горизонтальных скважин по короткому, а тем более по ультракороткому радиусу невозможно без комплекса специального бурового инструмента, бурильных труб, а также измерительной техники.
Однако при бурении горизонтальных скважин по малому и ультрамалому радиусам обеспечивается наибольшая по сравнению с другими типами профиля точность вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, что делает его весьма перспективным для разработки маломощных многопластовых залежей нефти или газа.
В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, используют комбинированный профиль горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому радиусу кривизны, а нижние - по среднему или малому.
Ежегодно в ЦВК «Экспоцентр» проходит международная выставка «Нетфегаз» на тему «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». Одна из тем, которая будет рассмотрена на выставке – это «бурение горизонтальных скважин».
В 1846 году недалеко от города Баку было выполнено первое бурение. Целью его проведения была и остается добыча нефти в месторождениях, которые имеют трещины с вертикальным уклоном.
С помощью технологии горизонтального бурения появилась возможность сделать горизонтальными те скважины, которые имеют сильное отклонение от вертикальной оси. Под сильным отклонением подразумевается угол глубины не менее 80 градусов, чтобы скважина оказалась в нефтеносном слое и располагалась параллельно ему.
Горизонтальное бурение скважин позволяет достигнуть нефтеносных слоев, расположенных в нескольких километрах от места бурения. Такой метод бурения не только эффективный, но и безопасный для сохранения экологии и природного ландшафта.
Для создания горизонтальных скважин применяют кабельные технологии, которые помогают добиться нужных результатов в геофизических исследованиях.
В нефтяной отрасли для достижения нужного слоя в породе, которая подвергается бурению, используют 2 основные технологии:
Скважины могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными. Наклонные скважины появляются естественным и искусственным способами.
Бурение горизонтально-направленных скважин – отдельная технология наклонного бурения, которая используется для увеличения нефтеотдачи при первом же освоении земли. Она имеет перспективное направление, ведь коэффициент добычи углеводородов вырастает, а затраты сокращаются из-за уменьшения сетки бурения.
Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин производится по специальным профилям, которые могут меняться, но при этом ствол скважины должен оставаться вертикальным.
Увеличение объёмов ствола вызвало необходимость разработки новых технологий.
Сейчас разработка новых месторождений ведется с помощью горизонтальных многозабойных скважин. Эту технологию, по праву, можно считать передовой в нефтедобывающей промышленности.
Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин ускоряет изучение новых нефтегазовых месторождений, умножает нефтегазоотдачу пластов, уменьшает материальные вложения.
Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин применяется в таких случаях:
С помощью разветвленных скважин в технологии направленного бурения решаются приоритетные задачи освоения месторождений:
Многозабойное бурение развивается стремительными темпами. Его суть состоит в том, что из базового ствола скважины с определенной глубины проводят один или несколько стволов, а значит, ствол может неоднократно использоваться.
Первая многозабойная скважина была сделана в 1953 году недалеко от Башкортостана.
В нынешнее время в нефтедобывающей наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на труднодосягаемые месторождения. Сложность добычи в том, что они характеризуются высокой вязкостью нефти и шельфами морей.
Чтобы облегчить этот процесс применяют горизонтальное бурение нефтяных и газовых скважин. При их строительстве используется иностранное и российское оборудование, главным критерием которого является эффективность.
Максимально стараются использовать отечественное оборудование, но в виду отсутствия некоторых специальных приборов приходится прибегать к покупке импортных.
Несмотря на то, что строительство горизонтальных скважин выше на 10-15%, чем вертикальных, их применение имеет немало плюсов:
Основой успешного строительства подземных коммуникаций является наличие специализированного и мощного оборудования. Когда кабельные системы или коммуникации нужно проложить там, где делать этого категорически нельзя, используют технологию бестраншейного строительства.
Бурение пилотной скважины машиной горизонтального бурения – один из наиболее популярных способов рытья траншеи. Он появился сравнительно недавно и является уникальным в своем роде.
При бурении не затрагивается верхний слой почвы и позволяет прокладку различных коммуникаций в густонаселенных городах. Благодаря такому методу рельеф местности остается без изменений, сохраняется слой почвы и зеленые насаждения.
В основном, к выполнению работ привлекается одна бригада, что позволяет сократить затраты примерно на 20%. Перед тем как начать работу, досконально изучают свойства и состав грунта, обязательно оформляют необходимые документы на согласие производимых работ.
Бурение скважин с горизонтальным окончанием разумно использовать для предварительной промысловой добычи из недр земли. Данный способ бурения требует подробного изучения газоотдачи пластов с применением скважин с горизонтальным стволом, при этом следует учитывать множество факторов.
Перед выполнением действий проводятся следующие работы:
1.Анализируют и оценивают целесообразность применения пластов. Для предварительной дегазации высокогазоносных угольных пластов, бурение опережающих пластовых скважин – наиболее разумный метод для понижения газовыделения в очистных забоях и промежуточных выработках угольных шахт.
2. Подводят итоги применения и оценивают бурение горизонтальных нефтяных скважин при разработке месторождений газа и нефти. Использование таких буровых увеличивается при снижении мощности пласта и возрастании неоднородности его строения. Одна горизонтальная скважина может заменить примерно 5 вертикальных.
3. Прогнозируют возможность использования скважин для добычи метана из угольных пластов.
Нефтегазовая промышленность стремительно развивается. Поэтому стало уместным проведение различных семинаров, форумов и выставок в международном формате. Одним из таких мероприятий является международная выставка «Нефтегаз» , которая пройдет в ЦВК «Экспоцентр».
Посетить выставку можно весной в городе Москва. Мероприятие посвящено современным технологиям в сфере нефтегазовой промышленности.
Среди экспонентов есть российские и зарубежные представители. Их цель – поддержка и укрепление имиджа компании, заключение выгодных контрактов и обмен опытом со своими единомышленниками.
Одна из тем, которая будет затронута на проекте в достаточном размере – бурение горизонтальных скважин на нефть и газ. Она является одной из наиболее перспективных в нефтегазовом производстве.
Экспозиция использует новые маркетинговые и выставочные технологии, предоставляя всем присутствующим максимально удобные условия для создания деловых контактов в формате «B2B».
«Нефтегаз» – мощная основа для развития нефтегазового бизнеса и совершенствования технологий.
2.
4.
2) Стоимость.
Область дренирования ГС
1) Квадратная область.
2) Круговая область.
3) Прямоугольная область.
4) Эллиптическая область.
5) Полосообразная область.
Перечислить методики расчета дебита нефти, газа к горизонтальным скважинам
7. Условия перечисленных методик (режим фильтрации, форма пласта, свойства флюида)
Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi.
Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса, представляющий собой среднюю величину между полуосями.
Giger предлагает использовать формулу, где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение
Коэффициент продуктивности горизонтальной скважины
Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.
По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии
Влияние анизотропии на продуктивность горизонтальных скважин
Горизонтальные скважины рентабельны в анизотропных пластах и с увеличением анизотропии пласта увеличивается рентабельность ГС.
Влияние скин-фактора на продуктивность горизонтальных скважин
ПЗП загрязнен, - ПЗП чище пласта, 0 ПЗП = пласт
12. При малых депре ссиях, образуется устойчивый конус газа, скважина может работать в течение длительного периода времени без прорыва (гравитационный режим). С увеличением депрессии конус газа снижается и при некоторой максимальной величине, называемой критической депрессией, достигает уровня ствола скважины, происходит прорыв. Естественным образом возникает задача выбора оптимального значения рабочей депрессии, которое обеспечит приемлемый уровень дебита и не приведет к слишком раннему прорыву газа/воды. Помимо этого важной становится задача выбора оптимального положения скважины относительно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. В данной работе описывается метод определения оптимальных параметров горизонтальных скважин: рабочей депрессии и положения скважины относительно поверхностей водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контакта на основе полуаналитических решений и корреляций полученных путем секторного гидродинамического моделирования на типовых моделях пласта.
Параметры, определяющие допустимую депрессию на пласт в горизонтальных скважинах. В горизонтальной скважине степень вскрытия пласта не является фактором, влияющим на депрессию. Для горизонтальной скважины её совершенство по степени вскрытия определяется не толщиной пласта , а длиной полосы и горизонтальной части ствола. Поэтому допустимая депрессия на пласт , при которой достигается максимальное значение дебита, определяется не степенью вскрытия, а положением ствола относительно кровли и подошвы пласта.
Перемещение ствола относительно кровли и подошвы незначительно снижает дебит горизонтальной скважины по сравнению сдебитом получаемом при симметричном по толщине расположением ствола (приблизительно на 3%). Поэтому при наличии подошвенной воды вполне естественно, что горизонтальная часть ствола должна быть приближена к кровле. Это позволяет получить некоторое преимущество в надежности безводной эксплуатации горизонтальной скважины , если депрессия на пласт заранее установлена. При этом, увеличение длины ствола линейно увеличивает безводный дебит при заданной допустимой величине депрессии на пласт . Т.о. главная задача обоснования технологического режима эксплуатации горизонтальной скважины заключается в установлении величин допустимой депрессии на основе геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта.
Места определения максимально допустимой депрессии в ГС. Если скважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, т.к. на этом месте происходят максимальные потери давления по длине фильтра. Если скважина оборудована фонтанными трубами, то допустимая депрессия определяется у башмака фонтанных труб.
13. Оборудование заканчивания горизонтальных скважин (перечислить);
1) Открытый ствол.
2) Фильтр с щелевидными отверстиями (гравийный фильтр).
3) Хвостовик с пакерами для частичной изоляции.
4) Зацементированная и проперфорированная обсадная колонна.
31.Оборудование, используемое при проведении ПГИ в ГС (перечислить, средства доставки, спускаемые приборы)
Используемый комплекс ПГИ в ГС:
Термометрия; СТД; барометрия; влагометрия; резистивиметрия.
Способы доставки:
Жесткий кабель; ГНКТ (coiled tubing); Well tractor; Автономные технологические
комплексы.
Аппаратура:
1.Стандартная аппаратура для вертикально-наклонных скважин (приборы типа КСАТ).
2. Прибор промыслового каротажа Flagship (Schlumberger)
3. RST (Reservoir Saturation Tool) – основан на импульсно-нейтронном каротаже.
4. Прибор SONDEX:
5. Многозондовый емкостной прибор (CAT)
6. АГАТ-КГ-42
50
Классификация залежей по фазовому состоянию (МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАСПОРЯЖЕНИЕ от 5 апреля 2007 г. N 23-р)
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи V’н=Vн/(Vн+Vг) двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V`н >> 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < V’н < 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V’н < 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V’н < 0,25).
53. Причины конусообразования воды, газа при разработке нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой
Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела вода-нефть или нефть-газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса, различны.
1). Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Происходящее при этом продвижение водонефтяного контакта (ВНК) приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус характеризует локальное продвижение поверхности вода-нефть или газ-нефть, то, рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между продвижением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае продвижение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов, залегающих с малым углом наклона.
2)Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.
Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине.
3)Экономически невыгодна эксплуатация скважин с максимально возможным (потенциальным) дебитом, т.к. вода или верхний газ мгновенно прорываются в скважину и начинается совместный приток нефти и воды или нефти и газа.
Горизонтальная скважина (определение)
Горизонтальная скважина – это скважина интервал вскрытия, которой в два и более раза превышает мощность пласта.
2. Основные объекты применения горизонтальных скважин
1) Маломощные пласты (5 – 10 метров) с низкой и неравномерной проницаемостью.
2) Объекты с подошвенной водой и верхним газом с целью ограничения конусообразования.
3) Коллектора с вертикальной трещинноватостью.
4) Шельфовых и труднодоступных продуктивных зон.
3. Преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными;
1)Равномерное стягивание контура нефтеносности и увеличение коэффицента заводнения и конечной нефтеотдачи
2) высокий охват пласта вытеснением за счёт соединённых друг с другом линз, участков повышенной и пониженной проницаемости, каверны и трещины
3)высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой
4)снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважины.
5)высокая производительность при фиксированном забойном давлении, равном критическому давлению смятия обсадной колонны, в случае разработки объектов с АВПД
4. Недостатки горизонтальных скважин
1) Только одна продуктивная зона может дренироваться в горизонтальной скважине.
2) Стоимость.
3) Трудности связанные с освоением, исследованиями, ремонтными работами.
Область дренирования ГС
1) Квадратная область.
2) Круговая область.
3) Прямоугольная область.
4) Эллиптическая область.
5) Полосообразная область.
Снижение темпов роста добычи нефти наблюдается во всем мире. Добывающие компании, стараясь не потерять драгоценные баррели черного золота, совершенствуют методы извлечения углеводородов из открытых залежей. Одним из передовых методов является бурение горизонтальных стволов скважин в продуктивных пластах, о котором мы поговорим в этой статье.
Наклонно-направленное бурение скважин на кустах предшествовало усовершенствованию методов ориентации бурильного инструмента в скважине. На смену телеметрического контроля с использованием кабеля пришли инновационные цифровые технологии, позволяющие в реальном времени контролировать и управлять заданным азимутом и зенитным углом скважины. Теперь стало возможным бурить углеводородную залежь горизонтально. Подсчитано, что затраты на бурение горизонтальных скважин превышают стоимость вертикальных в 2 раза, а иногда и больше. Зато производительность горизонтальных скважин в 3 и более раз выше, чем у вертикальных. Очевидно, что затраты окупаются уже в первые годы добычи.
Перед строительством скважины разрабатывается проектная документация, в которую входит геологическая, техническая и экономическая части проекта. Основным документом на бурение скважины является ГТН (геолого-технический наряд).
Бурение горизонтальной скважины выполняют в несколько этапов:
Наиболее сложный этап – бурение с набором кривизны. Приходится работать с применением телеметрии и специальных отклонителей. Информация о положении бурильной колонны выводится на экран, где оператор видит реальное положение колонны в скважине, сравнивает с проектным, передает бурильщику команды, корректируя направление.
При бурении технической колонны важно набрать необходимый зенитный угол и азимут. После крепления технической обсадной колонны начинается ответственный участок продолжения набора кривизны и стабилизации угла, чтобы ствол скважины перед заходом в продуктивный пласт имел угол близкий к 80 градусам, а в пласте двигался горизонтально.
Современные методы бурения используют забойные двигатели и долота, которые могут изменять направление бурения с использованием промывочной жидкости. В таком случае инженер может ориентировать буровое долото компьютерной программой с использованием сигналов позиционирования для определения местоположения долота относительно нефтяного или газового пласта.
Протяженность горизонтальных участков постоянно растет и отклонение от вертикального ствола на 1000 м уже давно перекрыто, рекорд составляет более 11 000 м.
Преимущество горизонтального бурения очевидно: повышение нефтеотдачи пласта. Даже на давно разведанных и эксплуатируемых площадях применяют метод боковой перфорации вертикальных колонн с последующим бурением горизонтальных ответвлений в продуктивном пласте.
Горизонтальное бурение выполняют специальным, иногда импортным дорогостоящим оборудованием. Здесь нужна повышенная технологическая дисциплина, требующая высокого исполнительского мастерства. Это, скорее, сложность, чем недостаток. Именно поэтому многие нефтяные компании имеют свои образовательные центры, где их специалисты обучаются новым технологиям. При наличии высококлассных специалистов, конечно, такой проблемы нет. Например, в компании «Нафтагаз » порядка 70% скважин бурятся именно горизонтальным способом.
Время больших открытий месторождений углеводородов заканчивается, впереди перспектива разработки месторождений с применением горизонтального бурения и последующим ГРП (гидроразрывом пласта).
