Бурение горизонтальных и боковых горизонтальных стволов скважин

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

фильтрации.

3. Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.

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

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

затрат на обслуживание скважин и оборудования;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

клонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.

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

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

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

 

Рис. 44. Кривой переводник

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

 

Рис. 45. Отклонитель Р-1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Схема компоновки аппаратуры СТЭ показана на рис. 49.

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

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

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

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

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

 

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

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

В процессе бурения скважины телеметрические системы обеспечивают:

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

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

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

непрерывным измерением азимута, зенитного угла и положения отклонителя.

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

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

Таблица 9.

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

№	Наименова-	Коли-	Длина гори-	Средний	Коли-	Породы
п/п	ние нефтя-	чество	зонтального	дебит	чество	(песчани-
	ной компа-	пробу-	ствола сква-	нефти	место-	ки/извест-
	нии	ренных	жины, м	ГС,	рож-	няки), ко-
		ГС		т/сут.	дении	личество
						скважин
	НК «Тат-		156-308	6,3		11/115
	нефть»
	АНК «Баш-		190-649	5,1		10/44
	нефть»
	ОАО «Уд-		105-342	14,3		5/70
	муртнефть»

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

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

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

ков. Продуктивные пласты имеют низкую проницаемость и пористость.

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

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

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

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

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

Сущность бурения боковых горизонтальных стволов скважин сводится к следующему.

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

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

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

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

Примеры конкретного выполнения способа.

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 10.

Показатели работы ГС в ОАО «Удмуртнефть» на 01.01.02

№	Наименование	Кол-во	Дебит	Дебит неф-	Добыча	Дебит
п/п	месторождения	ГС	нефти	ти по при-	нефти из	жидко
		пробу-	ГС, т/с	легающим	ГС, т/с	ста из
		рен./		вертикаль-		ГС, т/с
		дейст-		ным
		вующ.		скв.(ВС),
				т/с
Го	ризонтальные скважины
1.	Киенгопское	6/6	5,3	3,4	27,832	12,1
2.	Южно-Киенгопское	8/5	5,7	4,4	131,52	9,8
3.	Гремихинское	4/2	7,8	3,0	37,341	11,7
4.	Кезское	3/3	6,7	7,0	54,383	8,0
5.	Мишкинское	55/55	8,2	2,4	876,586	25,1
6.	Ончугинское	5/5	8,7	6,9	73,887	16,9
Итого:	81/76	7,8	3,1	1201,549	21,5

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

⇐ Предыдущая16171819202122232425Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: