Наклонно направленная скважина с углом искривления ствола 80 0 и выше называется горизонтальной (рисунок 62). Горизонтальная часть ствола вскрывает продуктивный пласт вдоль и остается необсаженной. Длина горизонтального участка равна одному долблению.
Рисунок 62. Горизонтальная скважина
По радиусам кривизны стволов различают 3 типа профиля горизонтальных скважин:
Горизонтальные с большим радиусом могут быть реализованы при кустовом способе бурения с большими отходами и при длине горизонтального участка в 1000м и более. При этом используется стандартная техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать интенсивность искривления до 2- 2.5 0 /10м.
Горизонтальные скважины со средним радиусом применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность 3-8 градуса на 10м проходки при длине горизонтального участка 450-900м. Скважины, выполняемые по среднему радиусу, наиболее экономичны, так как имеют меньшую длину ствола (по сравнению с длиной ствола скважины с большим радиусом), обеспечивает более точное попадание в заданную точку на поверхности продуктивного пласта, что весьма важно при наличии тонких нефтяных и газовых пластов.
Горизонтальные скважины с малым радиусом успешно используются при разбуривании месторождении, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также при бурении вторых стволов из ранее пробуренных скважин. Для этого вырезают окно, либо пользуются фрезерным участком обсадной колонны в 8-10м. В этих условиях насосное оборудование помещают в основном стволе, причём желательно, чтобы значение зенитного угла на участке его установки и выше не превышало 20 0 . Интенсивность искривления таких стволов может быть 1- 2 0 на 1 м при радиусах 10-30м, а длина горизонтального участка до 90-150м.
Если бурение по большому радиусу не требует специального оборудования, то проводка стволов со средним и коротким радиусом может быть осуществлена только с применением специальных бурильных труб и укороченных и коротких забойных двигателей, которые позволяют искривлять стволы с радиусом кривизны 25-50 м (вместо 250 м и более). Проектирование горизонтальной скважины начинают с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины, литологии, твердости и устойчивости, угла падения пласта, т.е. от геологической характеристики пласта.
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.
Horizontal wells: from bold experiment to traditional technology
Горизонтальное бурение набирает обороты. Все больше скважин бурится с горизонтальным окончанием, либо из вертикальных скважин режутся боковые стволы. Наклонно-направленные скважины используют при разработке морских месторождений с платформ или с берега, в регионах со сложными геологическими условиями, требующими протяженных по длине стволов горизонтальных скважин. Такие скважины имеют сложную пространственную архитектуру, что определяет необходимость применения инновационных технологий, оборудования и квалифицированных кадров. И хотя это требует больших финансовых, материальных расходов, в конечном итоге – значительно увеличивает площадь дренирования продуктивного пласта, что увеличивает дебиты, а значит, прибыли компаний. «Круглый стол» редакции, проведенный методом экспресс-опроса, посвящен этой актуальной проблематике.
The horizontal drilling are gaining momentum. More wells drilled with horizontal bottom or from vertical wells cut sidetracks. Directional inclined wells used in the development of offshore fields or platforms with the shore, in regions with complex geological conditions, requiring extended along the length of the trunks horizontal wells. These wells have a complex spatial architecture that determines the necessity of application of innovative technologies, equipment and qualified personnel. And although it requires considerable financial, material costs, and, ultimately, significantly increases the drainage area of the reservoir, which increases flow rates and, therefore, the profits of companies. «Round table» revision carried out by the method of an opinion poll devoted to this actual issue.
Если в 70 – 80-е годы горизонтальные скважины были редким эпизодом, смелым экспериментом, демонстрацией возможностей техники и технологий, то сейчас это – производственная необходимость и обычная практика бурения скважин. Об этом свидетельствует статистика. Так, по итогам первого квартала 2017 г. видно, что большинство нефтяных компаний все больше внимания уделяет горизонтальному бурению, объемы которого занимают более трети от общего метража проходки. Например, в компании ЛУКОЙЛ в общем объеме бурения горизонтальные скважины составляют 35 %, «Роснефти» – 36,9 %, «Газпром нефти» – 71 %, «Башнефти» – 76 %, компании «РуссНефть» – 89,7 % от общего объема проходки!
КУЛЬЧИЦКИЙ Валерий Владимирович,
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Доктор технических наук, профессор. Исполнительный директор центрального правления Научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина, заместитель заведующего кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, директор НИИБТ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Авторитетный в России специалист в сфере геонавигации и интеллектуальных скважинных систем. Эксперт по промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, член Европейской ассоциации геофизиков и инженеров ЕАГО. Награжден медалью «Автору научного открытия» им. П.Л. Капицы (2003) за развитие теоретических основ создания интеллектуальных скважин.
Назрела потребность обсудить со специалистами актуальные проблемы строительства наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных скважин.
Представляем мнение профессионалов по этой весьма актуальной теме.
В успешной проводке горизонтальных скважин немало слагаемых, пренебрежение любым из которых может осложнить или погубить процесс. Но все-таки самое главное в этой технологии – системы геонавигации, каротажа и телеметрии. И поэтому мы начали наш опрос именно с вопроса о качестве применяемого оборудования.
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ:
«Разработка первых отечественных бескабельных забойных телеметрических систем: ЗИС-4 как аналога MWD–системы и «Забой» как аналога LWD–системы (разработчик ВНИИГИС, г. Октябрьский) финансировалась Министерством геологии, но так и не были востребованы ни геологами, ни нефтяниками-буровиками. После неудачных государственных испытаний ЗИС-4 в 1984 г. на Самотлорском месторождении в буровой бригаде Героя Социалистического Труда Анатолия Дмитриевича Шакшина нефтяники отказались от «электронного надзирателя» наклонно-направленных скважин, субъективно управляемых «кончиком карандаша».
– Как качество оборудования сказывается на результатах горизонтального бурения?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Как федеральному эксперту Минобрнауки мне довольно часто приходится расследовать инциденты, произошедшие при геонавигации скважин сложной пространственной архитектуры. Могу заключить, что до сих пор «торчат уши» недофинансирования отечественного геонавигационного оборудования, особенно на стадии доводки до промышленных образцов и внедрения в 80 – 90 гг. прошлого столетия. Большая доля непроизводительного времени и аварий приходится именно на отечественные телесистемы.
Разработка первых отечественных бескабельных забойных телеметрических систем: ЗИС-4 как аналога MWD-системы и «Забой» как аналога LWD-системы (разработчик – ВНИИГИС, г. Октябрьский) финансировалась Министерством геологии, но так и не были востребованы ни геологами, ни нефтяниками-буровиками. После неудачных государственных испытаний ЗИС-4 в 1984 г. на Самотлорском месторождении в буровой бригаде Героя Социалистического Труда Анатолия Дмитриевича Шакшина нефтяники отказались от «электронного надзирателя наклонно-направленных скважин, субъективно управляемых кончиком карандаша». Об этом написано в книге: Кульчицкий В. В. Геокосмос (М.: ИЦ РГУНГ, 2013 г. 146 с.).
С.В. КОЛБИН, OАО «Сургутнефтегаз». Качество оборудования является одним из ключевых вопросов при горизонтальном бурении боковых стволов. Отказ любого элемента КНБК приводит к дополнительным затратам. Мы уже не один год работаем совместно с производителями над повышением стойкости долот, увеличением межремонтного периода ВЗД и наработки на отказ телеметрических систем с целью достижения сбалансированной по времени работы «триады» (долото + ВЗД + телесистема), стремясь к тому, чтобы не было неплановых СПО из-за отказов. Практически все оборудование перед отправкой в бригады подвергается тестированию, опрессовкам, обкаткам.
И.А. ЛЯГОВ, компания ООО «Перфобур». Качество является совокупностью основных потребительских свойств любой технической продукции и определяется довольно обширной номенклатурой показателей из различных групп: назначением, надежностью, технологичностью, эргономичностью и т.д.
Поэтому качество оборудования, используемого для строительства горизонтальных скважин, непосредственно сказывается на результатах работы.
Например, в компании ООО «Перфобур» все узлы проходят испытания на стенде, на котором отрабатываются режимы бурения различными долотами и винтовыми забойными двигателями, подбираются фрезы под обсадные колонны различной категории прочности, а также проводится запись траектории пробуренных в песчано-бетонных блоках каналов.
КОЛБИН Сергей Викторович,
ОАО «Сургутнефтегаз»
Сергей Викторович работает начальником Управления по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз».
М.В. РАКИТИН, компания ООО «ЛУКОЙЛ – Нижневолжскнефть». Вопросы, с учетом специфики нашей компании, я бы, наверное, немного подкорректировал. Ведь мы работаем на морских месторождениях, а бурение горизонтальных скважин на море принципиально отличается от бурения боковых стволов на суше. Поэтому логично добавить вопрос: «Почему бурение на море принципиально отличается от бурения на суше?»
Отвечу: основные причины этого:
С.В. КОЛБИН:
«Качество оборудования является одним из ключевых вопросов при горизонтальном бурении боковых стволов. Отказ любого элемента КНБК приводит к дополнительным затратам».
– повышенные требования к безопасности бурения, эксплуатации и ликвидации скважин на море;
– очень высокие финансовые затраты требуют максимального сокращения времени строительства, что невозможно без использования надежного и высокотехнологичного оборудования мирового уровня;
– на суше разведочных (вертикальных) скважин довольно много, поэтому геологическая и эксплуатационная модель весьма надежная. На море разведочных скважин мало, поэтому при строительстве эксплуатационных скважин дополнительно решается задача доразведки горизонтальными скважинами месторождения.
Мы ведем бурение на Севере Каспия, поэтому ответы на другие вопросы будут связаны с бурением на море.
Геонавигация на наших месторождениях осуществляется удаленно небольшим коллективом, в который входят: геонавигатор, интерпретатор ГИС (петрофизик), геомеханик и супервайзерская служба Закзазчика. Для геонавигации используются сейсмические данные, данные ГТИ и ГИС-бурения (MWD&LWD), поступающие в реальном времени при бурении.
А.В. МИХАЙЛОВ:
«Именно благодаря геомеханическому моделированию можно подобрать оптимальную плотность и рецептуру бурового раствора. Также с помощью специалистов Центра технических решений ННБ, совместно с инженерами растворного сервиса, подготавливаются все необходимые гидравлические расчеты с учетом КНБК и бурильного инструмента – для понимания ожидаемой эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), эффекта свабирования и поршневания, рассматриваются все риски как во время бурения, так и во время спуско-подъемных операций».
Оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) при бурении на море играет очень важную роль. Кроме получения стандартной информации для определения литологии, пористости и характера насыщения надеемся на дополнительные данные, поэтому на море все шире начинаем использовать специальные методы ГИС-бурения (MWD&LWD): ГДК с отбором проб, ЯМК.
А.В. МИХАЙЛОВ, компания Халлибуртон. Бурение скважин, в частности горизонтальных, всегда связано с большими перегрузками и вибрационным воздействием вследствие несовершенства качества ствола, больших пространственных интенсивностей, разниц диаметров внутрискважинного оборудования и бурильного инструмента. Нужно также учитывать факт влияния бурового раствора, больших давлений и температуры. Безусловно, к качеству оборудования ННБ и каротажа во время бурения (LWD) всегда предъявлялись высокие требования. Так как любой отказ данного оборудования всегда влечет за собой незапланированные смены КНБК и спуско-подъемные операции, что в целом влияет на срок строительства скважин, тем самым увеличивая затраты компаний-операторов.
Любое оборудование ННБ должно пройти определенный цикл проверок и тестов на стадии разработки. Оно подвергается всем возможным механическим тестам, таким, как проверка на изгиб, кручение; проходит испытания на вибрационном и гидравлическом стенде. После чего уже имеет право проходить полевые испытания. Только после полевых испытаний оборудование получает сертификат или паспорт, подтверждающие работоспособность в сложных горно-геологических условиях.
– Геонавигационные системы каких производителей вы используете? Чем они привлекают вас: ценой, простотой в эксплуатации и обслуживании, надежностью, рабочим ресурсом?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Эра освоения Западной Сибири высокотехнологичной отечественной геонавигацией нефтяных скважин сложной пространственной архитектуры началась 15 июля 1990 г., когда на Самотлорском месторождении пробурили за 30 суток и ввели в эксплуатацию скважину с длиной горизонтального ствола 209 м в коридоре пласта AB1+2 («рябчик») трудноизвлекаемой нефти. Дебит в 2 – 7 раз превысил соседние скважины с вертикальным вскрытием пласта!!!
Немного теории для понимания сложности технологии.
Геонавигация – составная и определяющая часть геонавтики – является научным направлением, в рамках которого ставятся и решаются технологические, аппаратные и программные задачи управления траекторией ствола скважины во взаимосвязи с исследованием околоскважинного пространства и воздействием на него в процессе бурения. Об этом написано в книге: Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин (М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 351 с.).
Геонавигация – высокотехнологичный сегмент разработки «сланцевой» нефти. Для разработки нефтяных залежей стволами значительной протяженности и площади охвата нефтяного пласта требуются надежные интеллектуальные и кибернетизированные КНБК с ресурсом работы до 1000 часов, обеспечивая одним рейсом долота до 10000 м. К разработке многофункционального интеллектуального забойного оборудования на основе бурильного инструмента со встроенным силовым кабелем и вентильного электробура приступило ООО «НОВОБУР» (г. Пермь), что революционизирует технику и технологию бурения горизонтальных и многозабойных скважин – основу бурно развивающейся геонавигации.
ЛЯГОВ Илья Александрович,
ООО «Перфобур»
Кандидат технических наук по специальности «Технология бурения и освоения скважин».
Закончил аспирантуру в «Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» (г. Санкт-Петербург).
Выпускник кафедры Нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного Технического университета. Проходил обучение во Фрайбергской горной академии (Германия).
Специалист в области закачивания скважин, вторичного вскрытия ПЗП. В настоящее время занимает должность главного инженера в компании ООО «Перфобур», занимающейся разработкой новой технологии радиального бурения.
Сланцевая нефть – нефть, которая добывается из сланцевых залежей, образованных из растительных и животных остатков, находящихся в твердом или в жидком состоянии в низкопроницаемых породах (Tight Oil).
Нефтематеринские породы – непроницаемые в реальном времени осадочные породы, способные в определенных геологических условиях и времени (миллионы лет) выделять свободные углеводороды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключенного в них рассеянного органического вещества, когда общепринятые технологии дают коэффициент извлечения нефти (КИН) – от 0 до 1 – 3 %.
Каждой сланцевой формации соответствует определенная зрелость органического вещества (ОВ) – (определенные термобарические условия, пребывание в определенной стадии мезокатагенеза – «окне нефтегазогенерации»). Необходимо создать в горном пространстве условия, при которых из керогена нефтематеринской породы генерируются подвижные углеводороды. Выявление закономерностей осадконакопления отложений баженовской свиты (БВ) определяет стратегию геонавигации скважин и пространственную архитектуру многозабойных наклонно-направленных и горизонтальных стволов. Зависимость фильтрационно-емкостных свойств горных пород от текстурно-структурных особенностей, сложившихся в процессе осадконакоплений, и постседиментационных преобразований исходных горных пород определяет тактику геонавигации многозабойных скважин.
Пример геореактора показывает тренд развития геонавигации в мире в целом и в России в частности. Это высокотехнологичное инновационное освоение подземного пространства (геокосмоса) стволами скважин значительной протяженности и площади охвата. Протяженность ствола скважины, а не глубина стала параметром мировых рекордов при освоении недр! Недра – то есть геокосмос наряду с подводным, воздушным и безвоздушным является четвертым видом пространства – подземным, в котором все активнее осуществляется деятельность человека, что, несомненно, приводит к изменению структур производства и потребления. Значительное сопротивление горных пород передвижению машин и механизмов, наличие больших давлений и температур предъявляют специфические требования к техническим средствам и технологиям, способным обеспечить активную деятельность человека в подземном пространстве.
С.В. КОЛБИН. Мы работаем с телеметрическими системами различных типоразмеров с гидравлическим, кабельным и электромагнитным каналами связи, а также с комбинацией двух последних, в зависимости от решаемых задач, например: какая промывочная жидкость применяется, биополимерный раствор, или, если работы производятся на депрессии, аэрированная азотом нефть. Комбинированный канал передачи данных уникален, разработан производителем по нашему техническому заданию.
И.А. ЛЯГОВ. В своей Технической Системе (ТС) «Перфобур» мы планируем использовать автономную (а в перспективе – оборудованную on-line каналом связи) телесистему отечественного производства, выпускаемую компанией АО «СКБ «ПН».
РЕДАКЦИЯ:
«В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти».
Сегодня ведется запись траектории каналов, пробуренных на нашем оборудовании с использованием ТС «Перфобур». Это позволяет многократно входить в уже пробуренный канал для исследований, интенсификации и в дальнейшем – для его капитального ремонта.
АО «СКБ «ПН» (г. Санкт-Петербург) заинтересовал нас тем, что специалисты данного поставщика первыми откликнулись на предложение по разработке малогабаритного автономного феррозондового инклинометра (диаметром 36 мм и длиной менее метра – в герметичном корпусе), способного работать в каналах с радиусом кривизны менее 7 метров.
М.В. РАКИТИН. В нашей практике бурения на море используется оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) компании Schlumberger.
А.В. МИХАЙЛОВ. Сперри Дриллинг Сервисез как департамент наклонно-направленного бурения сервисной компании Халлибуртон имеет геонавигционные системы собственного производства. В частности мы обладаем высокотехнологичным прибором ADR – азимутальным датчиком глубокого измерения удельного сопротивления. Он является прекрасным решением для оптимизации проводки траектории ствола скважины, максимального повышения добычи и продления срока эксплуатации скважины.
Прибор ADR сочетает в себе датчик направленного бурения глубокого проникновения с традиционным мультичастотным компенсированным датчиком удельного сопротивления. Глубокие измерения (до 6 метров), имиджи с высоким разрешением позволяют получать ранние предупреждения от приближения к границам пласта до выхода из продуктивной зоны, позволяя сохранять положение скважины в наиболее продуктивной части пласта.
Как и все приборы компании Халлибуртон, ADR имеет большую надежность и специальный дизайн, разработанный для бурения горизонтальных скважин различной сложности.
– Какие компоновки низа бурильной колонны при строительстве горизонтальных скважин, зарезке боковых стволов вы применяете?
С.В. КОЛБИН. Кроме упомянутых выше телесистем при проводке боковых стволов применяем ВЗД (в габаритах от 73 до 127 мм) и долота диаметром от 85 до 142,9 мм, как отечественных, так и зарубежных производителей. Использование РУС широкого распространения не получило, поскольку боковые стволы проводятся, в основном, на разбуренных, «старых» месторождениях.
И.А. ЛЯГОВ:
«В настоящее время в России существуют технологии для строительства многоствольных скважин, способные конкурировать с компаниями «Большой четверки».
И.А. ЛЯГОВ. В составе компоновки низа бурильной колонны ТС «Перфобур» мы используем специальные малогабаритные винтовые забойные двигатели с одним или двумя углами перекоса, устройство регулирования осевой нагрузки, способное работать как в режиме демпфера, так и асциллятора, долота типа PDC малого диаметра (58 – 60 мм), а также центраторы, места установки и диаметры которых подбираются в зависимости от требуемых параметров траектории каналов. В компоновку может быть включен автономный инклинометр.
М.В. РАКИТИН. Используются ВЗД, долота и РУС компании Schlumberger. Модули аппаратуры ГИС-бурения (MWD&LWD) входят в компоновку (КНБК) и используются на всех этапах строительства эксплуатационной скважины.
А.В. МИХАЙЛОВ. Специалистами Центра технических решений наклонно-направленного бурения (Solution Engineering) нашей компании КНБК проектируется и подбирается индивидуально для каждой горизонтальной скважины. Это делается для того, чтобы максимально удешевить стоимость компоновки, но при этом полностью решить поставленные Заказчиком задачи. Во время проектирования дизайна КНБК учитываются такие основные аспекты, как максимальная пространственная интенсивность скважины, ее отход от устья, протяженность горизонтального участка, возможная извилистость и кавернозность. На первой стадии производятся расчеты механических нагрузок на КНБК и бурильный инструмент – для понимания возможности образования искривления в колонне, что дает понимание о возможности наклонно-направленного бурения. На основании такого анализа делается вывод о целесообразности использования РУС в КНБК.
РАКИТИН Михаил Владиславович,
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
Михаил Владиславович более 35 лет работает в каротаже. Выпускник Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова. Имеет опыт работы полевым инженером на российском и зарубежном оборудовании. Обрабатывал и интерпретировал данные ГИС, ПГИ и ГДИ на территориях Каспийской впадины, Западной Сибири и Тимано-Печорской газонефтяной провинции. В 2006 г. защитил кандидатскую диссертацию Усовершенствование интерпретации данных импульсного нейтронного каротажа с аппаратурой PDK-100 в условиях терригенного разреза Западной Сибири».
С 2010 г. и по настоящее работает ведущим геофизиком отдела мониторинга разработки нефтяных и газовых месторождений и повышения нефтеотдачи пластов. Участвует в планировании, мониторинге и оценке достоверности данных ГТИ, ГИС-кабель, ГИС-бурения (MWD&LWD) строящихся эксплуатационных и разведочных скважин. Кроме этого работает с материалами ПГИ горизонтальных скважин, оптоволоконных систем и трассерных исследований.
Отдельно ставятся задачи по геофизическим и петрофизическим измерениям во время бурения. В данный момент минимальный набор LWD-приборов включает в себя гамма-каротаж и каротаж УЭС, которые в большинстве случаях позволяют решать задачи геонавигации и получать минимальный набор геофизичесих данных.
Большинство компаний-операторов стараются заменить ГИС на кабеле оборудованием LWD, которое не уступает по качеству данных и в некоторых случаях показывает более реальную картину. Поэтому сейчас распространены такие методы, как акустический каротаж, гамма-гамма плотностной и нейтронный каротажи, боковой каротаж.
– Системы MWD/LWD требуют высокой квалификации пользователей. Где и как учатся, проходят тренинги буровики, способные с ювелирной точностью проводить стволы в определенную геологами точку или провести протяженный ствол по продуктивному пласту, особенно если он маломощный?
С.В. КОЛБИН. Обучение инженеров, ремонтирующих и эксплуатирующих телесистемы, на начальном этапе проводилось в учебных центрах производителей оборудования. Сейчас, в основном, обучение проводится на рабочих местах, в телеметрических партиях и лаборатории по ремонту телесистем силами ведущих специалистов инженерно-телеметрической службы. Квалификацию наших специалистов можно оценить как очень высокую.
М.В. РАКИТИН:
«На море, к сожалению, мы существенно отстаем. Наиболее слабо в области ГИС-бурения (MWD&LWD) мирового уровня закрыты секции, которые бурятся долотами 311 мм и более. Кроме ГК, ЭК и инклинометрии здесь практически ничего нет. Поэтому большинство работает с ГИС-кабелем. Здесь именно Россия может сделать прорыв, так как требуются нестандратные подходы».
И.А. ЛЯГОВ. Специалисты компании ООО «Перфобур» используют методики ВНИИБТ, УГНТУ, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть для получения аналитических зависимостей, устанавливающих закономерности геометрических параметров малогабаритных компоновок Технической Системы «Перфобур» с кривизной канала, на основании которой строятся профили каналов с различными радиусами кривизны для бурения сети разветвленных каналов в маломощных пластах.
М.В. РАКИТИН. Системы ГИС-бурения (MWD&LWD) для решения задач геонавигации требуют высокой квалификации пользователей. С аппаратурой ГИС-бурения (MWD&LWD) для получения всей необходимой информации работают специалисты компании Schlumberger. Контроль входной информации и геонавигация с изменением траектории в реальном времени осуществляется под руководством специалистов Заказчика. Насколько мне известно, специалистов-геонавигаторов у нас пока не готовят.
А.В. МИХАЙЛОВ. В нашей компании существует большое количество курсов для повышения квалификации, как с инструкторами в учебных центрах США и России, так и онлайн, которые можно пройти в свободное время из любой точки мира, имея только Интернет. Данные курсы являются обязательным требованием для развития персонала в компании. Еще один эффективный способ повысить квалификацию – обмен опытом на проектах других локаций компании. Это позволяет увидеть новые грани и особенности работы сервисных компаний на других континентах, с разным менталитетом и подходом к работе. Такой опыт позволяет привнести что-то новаторское на российских проектах.
Халлибуртон уделяет большое внимание обучению и повышению квалификации своих сотрудников, так как понимает, что любая ошибка и непрофессионализм могут вылиться для Заказчика в непроизводительное время (НПВ), отказ оборудования ННБ или MWD/LWD, недостижение геологических целей Заказчика.
В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти. Поскольку баженовская свита отличается низкой проницаемостью коллекторов, то и разбуривать ее необходимо горизонтальными скважинами с последующим гидроразрывом пластов (опыт США, Канады и других стран).
С.В. КОЛБИН:
«Целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов определяется как ожидаемым приростом дебитов скважин, возможностью увеличения КИН пласта и месторождения, так и окупаемостью вложений. На месторождениях Восточной Сибири, в условиях низких пластовых давлений, при бурении на депрессии с использованием в качестве промывочной жидкости аэрированной азотом нефти, мы проводим из каждой скважины по два горизонтальных участка длиной по 500 метров, что позволило значительно увеличить дебиты».
– Готовы ли мы, на ваш взгляд, технически и технологически к освоению этих природных богатств, особенно в условиях санкций?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Керогенносодержащая порода баженовской свиты является неколлектором, ее основу слагают силициты, перемеживающиеся с пропластками глин. Напряженное состояние массива пород подтверждается выпучиванием и растрескиванием кернового материала. Следовательно, техногенным воздействием возможно освобождать энергию горной породы и запускать механизм трещинообразования в околоскважинном пространстве направленной разгрузкой пласта (НРП) в сочетании с ГРП в горизонтальных скважинах с большой площадью охвата искусственно созданной в породе разветвленной системой трещин, которая и будет выполнять функции коллектора в БС. Структура предмета воздействия как единичного микропространства – сложная и методы воздействия на него должны быть многообразными, в т. ч. и с геонавигационными технологиями, обеспечивающими охват залежи боковыми стволами сообразно законам ее формирования. При многообразии вторичных методов воздействия (термические, химические, физические) главным является максимальное приближение и позиционирование траектории ствола скважины с учетом структурно-текстурных характеристик отложений БС.
Эффективное извлечение нефти в промышленном масштабе из нефтематеринских горных пород БС, обладающх большими геологическими запасами, представляется невозможным без применения геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры в сочетании с термическими методами.
Идея разработки технологий, ускоряющих процессы выделения ОВ в нефть, заключается в создании соответствующих термодинамических условий посредством скважинного сооружения сложной пространственной архитектуры – подземного реактора.
Авторским коллективом (Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Гутман И.C., Фомкин А.В., Боксерман А.А., Саакян М.И.) создан способ разработки многопластовой неоднородной залежи баженовской свиты с целью повышения нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку пропластков-неколлекторов нефтематеринской толщи БС [Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Патент на изобретение RU № 2567918 от 02.12.2014]. На примере запатентованной скважины-геореактора показано, что эффективное извлечение нефти в промышленных масштабах из нефтематеринских отложений БС организацией на большой площади охвата процесса пиролиза без геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры представляется невозможным. Геореактор – природно-техногенное сооружение для термического освобождения нефти из автохтонных углеводородов, генетически связанных с исходным органическим веществом и находящихся в запечатанных порах нефтематеринских горных пород, образованных при переходе части твердой органики в жидкую.
МИХАЙЛОВ Александр Владимирович,
компания Халлибуртон
Александр Михайлов является руководителем службы технических решений (Solution Engineering) подразделения по наклонно-направленному бурению Sperry Drilling компании Халлибуртон в России с 2015 г. В данную службу входят такие направления, как оптимизация ННБ, геонавигация, интерпретация данных LWD, сервис корректировки замеров.
Александр – выпускник Российского Геологоразведочного университета им. С. Орджоникидзе по специальности «Геофизические исследования скважин». Свою профессиональную карьеру в нефтегазовом сервисе начал как инженер-телеметрист в 2008 г., потом работал как инженер ННБ и ведущий специалист технической поддержки ННБ.
С.В. КОЛБИН. Баженовские отложения – перспективная ресурсная база ОАО «Сургутнефтегаз». Опыт проводки боковых стволов в бажене у нас есть. Другое дело, как и где бурить эти стволы, какой способ вызова притока применять. Тут необходима совместная работа с геологами, практическая апробация теоретических представлений.
И.А. ЛЯГОВ. В настоящее время в России существуют технологии для строительства многоствольных скважин, способные конкурировать с компаниями «Большой четверки».
А.В. МИХАЙЛОВ. Баженовская свита до сих пор полностью не исследована. Не существует определенных подходов и технологий для ее разработки. Это подтверждают большинство компаний-оперататоров. На данный момент запасы баженовской свиты нерентабельны в условиях существующих как российских, так и иностранных технологий. Нельзя провести полную аналогию между нетрадиционными запасами России и США либо Канады, поэтому не все технологии североамериканских компаний подходят под наши условия.
– Насколько импортозамещение обеспечивает потребности российского рынка в геонавигационном оборудовании, станциях каротажа, роторно-управляемых системах, системах верхнего привода и т.д.?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Создание геонавигационных технологий, которые обеспечат Россию углеводородным сырьем на сотни лет, всегда экономически оправдано.
Проблема на пути развития геонавтики, как научно-промышленной основы геонавигации, связана с высокими технологиями, создаваемыми на основе фундаментальных исследований и открытий. Прерванная вековая связь академической науки с отраслевой нанесла непоправимый ущерб отраслевым институтам, которые всегда были мостом, соединяющим промышленность, академическую и вузовскую науку. В России полностью погибли десятки отраслевых нефтегазовых НИИ, а численность оставшихся сократилась многократно, раздробившись на тысячи малых предприятий. Утрачены экспериментальные заводы и установки, деградировали научно-лабораторные базы и КБ. Академические институты в попытке решения финансовых проблем растратили четверть века на бесперспективную интеграцию с нефтегазокорпорациями, минуя отраслевые институты. «Мосты» между академической наукой и промышленностью – государственные отраслевые институты – сожжены. Системная связь институтов РАН с нефтегазодобывающей отраслью заменена околонаучной деятельностью частных центров и НИИ нефтегазовых корпораций, где административная власть управляет научными подразделениями. Без восстановления системы отраслевых институтов как проводников академической науки в нефтегазовую практику невозможно реализовать призыв В.В. Путина на Совете при Президенте РФ по науке и образованию 21.01.2016 г.: «…Наличие собственных передовых технологий – это ключевой фактор суверенитета и безопасности государства, конкурентоспособности отечественных компаний, важное условие роста экономики и повышения качества жизни наших граждан…» (цитата по еженедельной газете научного сообщества МГТУ им. Н.Э. Баумана «Поиск», № 18 – 19 от 13.05.2016).
И.А. ЛЯГОВ:
«Экономическая эффективность строительства скважины зависит от качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной. Если рассматривать бурение на новом месторождении, то горизонтальный канал (конечно, оптимальной длины) позволяет построить скважину с более эффективной площадью фильтрации, а следовательно, и добыть больше нефти с меньшими эксплуатационными затратами, но с большими затратами на бурение, связанными с необходимостью использования дорогостоящего современного (инновационного) оборудования».
С.В. КОЛБИН. В основном, мы используем отечественные клинья-отклонители, фрезеры, долота, винтовые забойные двигатели, верхние силовые приводы, оборудование для заканчивания скважин.
И.А. ЛЯГОВ. В последние годы, в связи с потребностью импортозамещения, ряд ведущих российских компаний занимаются разработкой роторно-управляемых систем, современных инклинометрических телесистем радиального бурения. Одной из таких компаний является АО «СКБ «ПН», специалисты которой успешно справляются с потребностями рынка в качественном оборудовании.
М.В. РАКИТИН. На море, к сожалению, мы существенно отстаем. Наиболее слабо в области ГИС-бурения (MWD&LWD) мирового уровня закрыты секции, которые бурятся долотами 311 мм и более. Кроме ГК, ЭК и инклинометрии здесь практически ничего нет. Поэтому большинство работает с ГИС-кабелем. Здесь именно Россия может сделать прорыв, так как требуются нестандратные подходы. Более подробно по этому вопросу можно прочитать в статье С.Ю. Штуня, М.В. Ракитина – «Можно ли обогнать зарубежные компании в области ГИС-бурения (MWD&LWD)?» в вашем специализированном журнале «Бурение и нефть» в № 10 (октябрь) 2016 г.
А.В. МИХАЙЛОВ. Насколько мне известно, несколько российских компаний и бюро уже продолжительное время ведут разработки высокотехнологичного оборудования ННБ и MWD/LWD в рамках программы импортозамещения. Однако уровень такого оборудования пока уступает иностранным аналогам как в плане надежности, так и в плане функционала. Поэтому на данный момент однозначно можно сказать, что отечественное оборудование не может охватить все потребности нефтегазовых компаний.
– Горизонтальные скважины, как правило, более подвержены обвалам и осыпям породы, поэтому требуют тщательного подбора рецептуры буровых растворов. Какие буровые растворы используете вы?
С.В. КОЛБИН. Для предупреждения осложнений при бурении боковых стволов мы применяем высокоингибированный хлоркалиевый биополимерный раствор, подбираем рецептуры в зависимости от состояния пласта, непосредственно в бригадах КРС круглосуточно контролируем до 15 параметров БПР.
И.А. ЛЯГОВ. Реологические свойства и технологические параметры промывочной жидкости, безусловно, имеют важное значение в процессе разрушения горной породы, работы ВЗД, фрез и долот. Для обеспечения достаточной выносящей способности технология разветвленно-направленного (радиального) бурения «Перфобур» использует специальные растворы, например, безглинистый биополимерный ингибированный буровой раствор рецептуры ООО «Перфобур».
М.В. РАКИТИН. Для бурения длинных горизонтальных стволов используются растворы на нефтяной основе.
А.В. МИХАЙЛОВ. Очевидно, что для снижения вероятности возникновения вышеупомянутых проблем необходим более глубокий и широкий анализ на стадии планирования скважин. А для того чтобы достичь наилучших результатов, необходим мультидисциплинарный подход к решению сложных технических задач. Геомеханическое моделирование является неотъемлемой частью такого подхода. Сейчас именно благодаря геомеханическому моделированию можно подобрать оптимальную плотность и рецептуру бурового раствора. Также с помощью специалистов Центра технических решений ННБ, совместно с инженерами растворного сервиса, подготавливаются все необходимые гидравлические расчеты с учетом КНБК и бурильного инструмента – для понимания ожидаемой эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), эффекта свабирования и поршневания, рассматриваются все риски как во время бурения, так и во время спуско-подъемных операций. Имея возможность получать данные по внутреннему и затрубному давлению во время бурения в реальном времени с датчиков LWD, можно корректировать параметры раствора своевременно, избегая катастрофических последствий.
– Всегда ли экономически оправдано бурение горизонтальных скважин? Насколько они дороже вертикальных и есть ли ощутимая разница между дебитами горизонтальных и вертикальных скважин при высокой проницаемости пласта?
С.В. КОЛБИН. Целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов определяется как ожидаемым приростом дебитов скважин, возможностью увеличения КИН пласта и месторождения, так и окупаемостью вложений. На месторождениях Восточной Сибири, в условиях низких пластовых давлений, при бурении на депрессии с использованием в качестве промывочной жидкости аэрированной азотом нефти, мы проводим из каждой скважины по два горизонтальных участка длиной по 500 метров, что позволило значительно увеличить дебиты. Более того, при бурении зачастую получаем притоки нефти.
И.А. ЛЯГОВ. Экономическая эффективность строительства скважины зависит от качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной. Если рассматривать бурение на новом месторождении, то горизонтальный канал (конечно, оптимальной длины) позволяет построить скважину с более эффективной площадью фильтрации, а следовательно, и добыть больше нефти с меньшими эксплуатационными затратами, но с большими затратами на бурение, связанными с необходимостью использования дорогостоящего современного (инновационного) оборудования.
А если рассматривать скважины, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, то, на наш взгляд, наиболее оптимальным является строительство сети разветвленных каналов малого диаметра и радиуса кривизны, позволяющее эффективно вскрывать пласты малой мощности и преодолевать загрязненные призабойные зоны пласта (ПЗП), образовавшиеся при его первичном вскрытии.
М.В. РАКИТИН. На море для эксплуатации бурятся практически только горизонтальные скважины. Уже в конце прошлого века стали использовать подводное устьевое оборудование горизонтальных скважин.
ГИС-бурение (MWD&LWD) все шире начинает использоваться и в разведочных скважинах на море.
А.В. МИХАЙЛОВ. Данный вопрос не первый год интересует все нефтегазовые компании. Существует много научных работ, доказывающих, что горизонтальные скважины окупаются быстрее вертикальных и наклонно-направленных, при том что стоимость горизонтальной скважины на 15 – 20 % дороже. Горизонтальные скважины предоставляют гораздо большие возможности воздействия различными методами на пласты, чем вертикальные или наклонно-направленные.
Сегодня бурение на нефть и газ происходит в недосягаемых зонах, где порой невозможна отсыпка куста непосредственно над объектом разработки либо требует больших финансовых затрат – для строительства дополнительных дорог, обеспечения транспортного сообщения. В подобных условиях бурением вертикальных скважин просто невозможно попасть в геологические цели. И тогда горизонтальное бурение – единственно возможный способ добраться до продуктивных пластов.
07.03.2014
Наклонно-направленное бурение, частным случаем которого является горизонтальное бурение, - способ сооружения скважин c отклонением от вертикали по заранее заданному направлению.
Наклонными считаются скважины, отклонение которых от вертикали составляет >2° при колонковом бурении и >6° - при глубоком бурении скважин. Отклонение скважины от вертикали может вызываться естественными условиями или искусственно. Естественное искривление обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве.
Виды
Под искусственным искривлением понимают любое принудительное их искривление. Наклонные скважины, направление которых в процессе бурения строго контролируется, называют наклонно-направленными.
Наклонно-направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные. При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.
Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ. Оно подразделяется на наклонное, горизонтальное бурение, многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов.
Применение
Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется при:
Кроме того, горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов.
Методы
Развитие
Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов. Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения. Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.
Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.
Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины – пересечение продуктивного пласта в продольном направлении. При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м.
Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения, подразделяются на:
К разновидностям кустового бурения можно отнести двухствольное последовательное, двухствольное параллельное и трехствольное бурение. Кусты скважин приближенно можно представить в виде конуса или пирамиды, вершинами которых являются кустовые площадки, а основаниями – окружность или многоугольник, размеры которых определяются величиной сетки разработки и возможностью смещения забоев от вертикали при бурении наклонных скважин.
Количество скважин в кусте, помимо сетки разработки, наличия одно- или многопластовых залежей и других факторов, определяется технически возможными отклонениями забоев наклонных скважин.
При разбуривании многопластовых месторождений число скважин в кусте может пропорционально увеличиваться. При расположении кустов вдоль транспортной магистрали число скважин в кусте уменьшается по сравнению с одним локальным кустом.
В зависимости от выбранного варианта расположения устьев в кусте объем подготовительных, строительно-монтажных и демонтажных работ может изменяться в самых широких пределах. Кроме того, от выбранного варианта расположения устьев в кусте зависят размеры отчуждаемой территории, что очень важно для обжитых районов. Характер расположения устьев скважин на кустовой площадке играет большую роль и при эксплуатации скважин. При бурении скважин на кустовой площадке число одновременно действующих буровых установок может быть различным.
Опыт кустового бурения показывает, что этот метод дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы, уменьшить объем строительства дорог, водоводов, линий электропередачи и связи, упростить обслуживание эксплуатируемых скважин и сократить объем перевозок. Сегодня кусты скважин становятся крупными промышленными центрами с базами материально-технического снабжения, вспомогательными цехами и т. д. В целом кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при освоении нефтяных и газовых месторождений. В этом случае можно полнее осуществлять сбор всех продуктов отхода бурения и уменьшать вероятность понижения уровня грунтовых вод на огромных территориях, которое может возникнуть вследствие нарушения целостности водоносных горизонтов.
Минимальное число скважин в кусте – две. Практически на нефтяных промыслах России группируют до 16–24 скважин в куст, но есть отдельные кусты, состоящие из 30 и более скважин. Из зарубежной практики известны случаи, когда число скважин в кусте >60. Так, в Калифорнийском заливе в США 68 скважин было пробурено с насыпного острова размером 60х60 м.
Один из прогрессивных методов повышения технико-экономической эффективности проходки скважин – многозабойное бурение. Сущность этого способа заключается в том, что из основного ствола скважины проводят один или несколько дополнительных стволов, заменяющих собой скважины, которые могли быть пробурены для этих же целей непосредственно с земной поверхности. Следовательно, в этом случае основной ствол используется многократно, поэтому значительно сокращается объем бурения по верхним непродуктивным горизонтам.
При многозабойном бурении нефтяных и газовых скважин значительно увеличивается полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и соответственно зона дренирования, а также поверхность фильтрации.
По форме выполнения дополнительных стволов и по их пространственному положению различают следующие виды многозабойных скважин:
Разветвленные наклонно направленные скважины состоят из основного ствола, обычно вертикального, и дополнительных наклонно направленных стволов.
Горизонтально разветвленные скважины – это разновидность разветвленных наклонно-направленных скважин, т. к. их проводят аналогичным способом, но при этом в завершающем интервале зенитный угол дополнительного ствола увеличивают до 90° и более. У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а дополнительные – в радиальном направлении.
Разветвленные скважины являются перспективной областью развития технологии направленного бурения, т.к. их промышленное применение позволит решать следующие важные задачи освоения земных недр: эффективная разработка нефтяных месторождений с низкими коллекторскими свойствами продуктивного пласта, горизонтальной направленности; значительное сокращение числа скважин, необходимых для разработки месторождения нефти и газа; добыча высоковязкой нефти с больших глубин; строительство геотермальных станций в районах с невысокими температурами пластов горных пород. (EnergyLand.info 05.03.14)
В результате применения одной из технологий бурения созданная горизонтальная скважина должна быть отклонена от оси, по которой проходит на определенном уровне глубины вертикальная скважина. Это позволяет препятствовать попаданию скважины в слои нефти, поскольку она должна располагаться параллельно слою залегания нефти.
Бурение в большей степени относится к нефтяной отрасли, чем к другим отраслям промышленного хозяйства. Технология бурения предполагает перед началом выполнения работ проведение исследования грунта. Обязательно оформляется документальное разрешение, позволяющее проведение подземных работ.
Бурить горизонтальные скважины, являющиеся разновидностью наклонных, можно тремя различными методами, связанными со следующими видами способов бурения, включая:
Сервисный инсталляционный способ зачастую связан с осуществлением прокладки внутренних подземных коммуникаций, а при внутриразломном способе – в залежах угля, что может быть связано с газоотводом.
По причине сниженной продуктивности устаревших скважин нефтегазодобывающие компании занимаются наращиванием объемов производства путем усиленной эксплуатации разработанных нефтяных месторождений.
Эффективный метод увеличения притока добычи сырья основан на технологии ГНБ, связанной с горизонтальным бурением.
Этот метод связан с увеличением площади поступления в ствол нефти либо газа. Обычно в результате ГНБ происходит образование скважин, имеющих горизонтальные участки, что представляет собой один из способов бурения, которое называется наклонно-направленным.
Существует несколько аспектов, позволяющих сгладить влияние технологии бурения горизонтальных скважин на окружающую среду. К производственно-техническим способам относится бестраншейное строительство в местах установки высоковольтных ЛЭП, в местах расположения плотных жилищных застроек или трасс.
Использование для бурения горизонтальных скважин высокотехнологичного бурового комплекса в значительной степени способно сокращать рабочие сроки. При этом не требуется привлечения значительного количества техники или рабочей силы. Не требуется производить процесс водопонижения, если грунтовые воды расположены на более высоком уровне.
С позиций финансово-экономического аспекта при сокращении сроков выполнения работ уменьшается сметная стоимость при строительстве трубопровода. Экономичность при использовании агрегатов позволяет минимизировать все энергозатраты. Важным является и социально-экологический аспект, связанный с минимизацией оказания негативного воздействия на условия проживания людей.
Вернуться к оглавлению
Метод не только позволяет повысить объемы добычи нефти с месторождений, которые уже находились долгое время в эксплуатации. Одновременно он связан с началом промышленной разработки участков, ранее считавшихся малоэффективными, или участков с низкой рентабельностью либо с полным ее отсутствием. Пользоваться данным методом целесообразно в нескольких типах ситуаций, предполагающих:
Если при бурении скважин сломался бур, что может произойти по причине ведения проходки в очень крепких породах, то зачастую его уже невозможно вытащить из пласта. Обойти данную ситуацию, то есть заклинивание бура, позволяет бурение ствола под углом к первоначальному направлению.
В определенных ситуациях вертикальный способ проходки заменяется горизонтальным по причине сложности рельефа местности, близости месторождения к водоему и т.п.
При горизонтальном бурении можно этим методом наиболее комфортно добраться до необходимого пласта, подобрав удобное место для начала работ.
Если месторождение находится на дне моря или океана, то процесс бурения связан с наименьшими затратами. При необходимости монтажа специальной морской платформы процесс строительства и дальнейшей эксплуатации потребует значительных расходов. Аналогичная ситуация может возникнуть и при возведении нефте- и газохранилищ под землей.
Вернуться к оглавлению
Процесс ГНБ, что расшифровывается как горизонтальное направленное бурение, связан с внедрением новых технологий, позволяющих делать скважины, имеющие большое отклонение от оси по вертикали. Данные возможности являются очень ценными, так как расположение слоев с содержанием нефти чаще является горизонтальным. Горизонтальные скважины обладают высокой производительностью, если их сравнивать с вертикальными скважинами, сделанными в одних и тех же слоях, содержащих нефть.
Осуществляют проходку в слоях в установленном технологическом режиме бурения, что характерно для ГНБ. При этом весь процесс должен сочетаться с четко поставленными условиями работы установки, то есть устройства, разрушающего забой горизонтальной скважины. Показателями эффективности разрушения являются следующие:
Если принять во внимание комплекс всех факторов, характерный для режима процесса бурения, то можно выявить способ бурения, который является наиболее эффективным. При этом выполнение условий работы обычно соответствует . Поэтому соблюдение оптимальных условий технологии режима бурения сочетается с ростом показателей эффективности проходки в результате горизонтального бурения.
Точка бурения может находиться по отношению к слоям с содержанием нефти зачастую на определенном расстоянии, составляющем несколько километров, поэтому результат будет связан с положительным эффектом. Вертикальный же способ бурения способен нанести значительный урон экологической чистоте в местах нахождения месторождений, поэтому метод создания скважин горизонтальных является оптимальным.
Преимуществом ГНБ является сохранение существующего экологического баланса и природного ландшафта. Процесс бурения не связан с техногенным воздействием на ландшафт, что не наносит вреда существующей флоре и фауне. Происходит минимизация отрицательного воздействия на условия жизни населения той зоны, где производится бурение нефтеносных слоев.
Вернуться к оглавлению
Проводить процесс бурения горизонтальных скважин на нефть или газ, а также прочие виды полезных ископаемых можно с применением установки по глубокому . С этой целью осуществляется составление геолого-технического наряда, режимно-технической карты. Процесс выполнения работ определяет технологический регламент.
Основные этапы процесса бурения включают следующие виды операций:
В ходе выполнения каждого этапа осуществляется дополнительный контроль над свойствами приготовленного раствора при тщательном анализе системы очистки раствора. Для устьев скважин должны быть предусмотрены противовыбросовые установки, что позволит уменьшить отрицательный результат от возможных аварий при бурении.
Уровень технического состояния подземного и наземного оборудования для бурения должен подвергаться своевременному оперативному контролю. Для проверки правильности протекания всех процессов используются контрольно-измерительные приборы в исправном состоянии, а также автоматы и предохранительные устройства.
Все осложнения в ходе бурения должны быть ликвидированы. После подготовки скважины должны осуществляться работы, связанные с испытанием пластов. После каждого бурения все использованное оборудование должно подвергаться обязательному профилактическому ремонту, монтажу и демонтажу.
