Снижение темпов роста добычи нефти наблюдается во всем мире. Добывающие компании, стараясь не потерять драгоценные баррели черного золота, совершенствуют методы извлечения углеводородов из открытых залежей. Одним из передовых методов является бурение горизонтальных стволов скважин в продуктивных пластах, о котором мы поговорим в этой статье.

Наклонно-направленное бурение скважин на кустах предшествовало усовершенствованию методов ориентации бурильного инструмента в скважине. На смену телеметрического контроля с использованием кабеля пришли инновационные цифровые технологии, позволяющие в реальном времени контролировать и управлять заданным азимутом и зенитным углом скважины. Теперь стало возможным бурить углеводородную залежь горизонтально. Подсчитано, что затраты на бурение горизонтальных скважин превышают стоимость вертикальных в 2 раза, а иногда и больше. Зато производительность горизонтальных скважин в 3 и более раз выше, чем у вертикальных. Очевидно, что затраты окупаются уже в первые годы добычи.

Технология горизонтального бурения

Перед строительством скважины разрабатывается проектная документация, в которую входит геологическая, техническая и экономическая части проекта. Основным документом на бурение скважины является ГТН (геолого-технический наряд).

Бурение горизонтальной скважины выполняют в несколько этапов:

• бурение вертикального ствола с креплением обсадной колонной (кондуктор)
• бурение с набором кривизны (зенитный угол) и направления (азимут), крепление ствола технической колонной
• бурение с набором кривизны, стабилизация угла, вход в продуктивный пласт под малым углом, проходка горизонтального участка, спуск эксплуатационной колонны или хвостовика.

Наиболее сложный этап – бурение с набором кривизны. Приходится работать с применением телеметрии и специальных отклонителей. Информация о положении бурильной колонны выводится на экран, где оператор видит реальное положение колонны в скважине, сравнивает с проектным, передает бурильщику команды, корректируя направление.

При бурении технической колонны важно набрать необходимый зенитный угол и азимут. После крепления технической обсадной колонны начинается ответственный участок продолжения набора кривизны и стабилизации угла, чтобы ствол скважины перед заходом в продуктивный пласт имел угол близкий к 80 градусам, а в пласте двигался горизонтально.

Современные методы бурения используют забойные двигатели и долота, которые могут изменять направление бурения с использованием промывочной жидкости. В таком случае инженер может ориентировать буровое долото компьютерной программой с использованием сигналов позиционирования для определения местоположения долота относительно нефтяного или газового пласта.

Протяженность горизонтальных участков постоянно растет и отклонение от вертикального ствола на 1000 м уже давно перекрыто, рекорд составляет более 11 000 м.

Преимущество горизонтального бурения очевидно: повышение нефтеотдачи пласта. Даже на давно разведанных и эксплуатируемых площадях применяют метод боковой перфорации вертикальных колонн с последующим бурением горизонтальных ответвлений в продуктивном пласте.

Горизонтальное бурение выполняют специальным, иногда импортным дорогостоящим оборудованием. Здесь нужна повышенная технологическая дисциплина, требующая высокого исполнительского мастерства. Это, скорее, сложность, чем недостаток. Именно поэтому многие нефтяные компании имеют свои образовательные центры, где их специалисты обучаются новым технологиям. При наличии высококлассных специалистов, конечно, такой проблемы нет. Например, в компании «Нафтагаз » порядка 70% скважин бурятся именно горизонтальным способом.

Время больших открытий месторождений углеводородов заканчивается, впереди перспектива разработки месторождений с применением горизонтального бурения и последующим ГРП (гидроразрывом пласта).

Скважиной называется горная выработка, имеющая цилиндрическую форму. Длина скважины существенно превышает ее ширину. Самая верхняя ее часть именуется устьем, а самая нижняя - забоем. Стены скважины являются стволом всей этой конструкции. В настоящее время существует несколько методов бурения скважин. Однако, наиболее распространенными из них является метод горизонтального бурения, с помощью которого формируются горизонтальные скважины. Именно они являются очень популярным инструментом как для добычи полезных ископаемых (нефть, газ), так и во время строительства зданий и объектов для прокладки труб.

Бурение горизонтальных скважин является популярным в связи несколькими факторами, а именно:

1. Отсутствием разрушающего воздействия на верхний слой почвы, что является положительным моментом для экологии и окружающей среды, так как вред от такого бурения сводится к минимуму.
2. Возможностью прокладки таких скважин даже на большой глубине под водоемами и сыпучим грунтом.
3. Возможностью с помощью горизонтального бурения проложить шурфы под линиями ЛЭП и нефтепроводами.
4. Формирование скважин данного вида допускается в густонаселенных районах, чего нельзя сказать об остальных видах.
5. Возможностью прокладывать коммуникации с помощью горизонтального бурения под путепроводами, мостами и другими сооружениями, имеющими высокую важность.

Чтобы скважина правильно выполняла свои функции, к ней предъявляются следующие требования:

• прочность конструкции, которая должна предотвратить обрушение стен скважины;
• скважина должна обеспечить доступность забоя;
• скважина должна обеспечить полную герметизацию устья.

Горизонтальная скважина имеет ряд отличительных особенностей, которые, в первую очередь, заключаются в ее угле отклонения, который в обычной ситуации является прямым, т.е. равен 900. Однако, теория всегда отличается от практики, в связи с чем во время практического бурения горизонтально-направленных скважин ситуацию обстоит несколько иначе. Это связано с тем, что в природе отсутствуют четко прямые линии и углы, поэтому, возникает необходимость выбирать для формирования ствола скважины ту траекторию, которая максимально приближена к оптимальной.

В связи с этим, стоит сказать, что горизонтальной скважиной называется такая скважина, для которой характерна наиболее протяженная зона. В первую очередь, данный вид скважин активно используется во время нефтяной и газовой добычи. Именно она позволяет получать дебиты (т.е. объемы нефти, которая поступает в определенную единицу времени из искусственного источника), которые существенно больше тех дебитов, которые можно получить, имея вертикальную конструкцию. Длина ствола имеет прямое влияние на дебит.

Однако, не смотря на это, бурение такой скважины имеет весомый, хоть и незначительный, минус в виде дороговизны. Незначительным минус можно назвать, потому что, затратив определенные средства для формирования горизонтальной скважины, получаешь результат, в разы превышающий тот, который дает работа с другими видами скважин. Кроме того, что горизонтальная скважина используется как добывающая, ее еще называют нагнетательной. Горизонтальные скважины отличаются особой эффективностью на месторождениях, содержащих трещины с вертикальным уклоном, а также в коллекторах с трещинами, в коллекторах с газовой шапкой или водой, в коллекторах с крайне низкой и очень высокой проницаемостью. В последнем случае с помощью горизонтальной скважины значительно замедляется движение газа.

По своей конструкции горизонтальные скважины классифицируются следующим образом:

• разведочные. Название говорит само за себя - скважины применяются для уточнения местонахождения или объема залежей нефти и газа;
• поисковые. Используются с целью обнаружения газовых и нефтяных месторождений;
• добывающие. С их помощью происходит, непосредственно, добыча полезных ископаемых;
• нагнетательные. Такие скважины воздействуют на пласты, что позволяет нагнетать воду, газ и многие другие элементы.
• контрольные.

У последней разновидности горизонтальных скважин несколько предназначений, а именно:

• является инструментом, позволяющим измерить силу давления, образующегося в газовой шапке и нефтяной зоне;
• позволяют проконтролировать, какие изменения произошли в положении залежей;
• являются резервными, т.е. задействуют в работу застойные зоны;
• имеют специальное предназначение, например, с их помощью также происходит добыча технической воды;
• используются в качестве оценочных скважин, с помощью которых уточняются параметры, а также продуктивные границы залежей;
• используются в качестве скважин, применяемых для подмены скважин, находящихся в аварийном состоянии.

В момент осуществления бурения горизонтальной скважины, существующее количество несовместимых с условиями проводки ствола зон предопределяет то число колонн и «башмаков», которые будут формировать скважину. Условия являются несовместимыми по причине неустойчивых и низко прочных пород.

До момента приоткрытия продуктивных и производительных горизонтов с целью исключения возможности разрыва пород сначала спускается одна колонна, и только потом все остальные. Разница диаметров скважин и колонн определяется, опираясь на наиболее верные значения, которые определены практикой бурения, обеспечивающего беспрепятственный спуск колонны в скважину и ее надежное цементирование. Трубы выбираются, исходя из расчетов давлений внутри и снаружи скважины.

Термин «скважина горизонтальная»

Скважина горизонтальная – это прежде всего способ бурения, призванный увеличить количество добываемого из месторождения сырья и улучшить уровень экономической целесообразности в тех многих случаях разработки залежа, где его возможно применить, избежав создания классической горизонтальной скважины.
Также горизонтальные скважины обеспечивают рациональное использование залежей полезных ископаемых, трудных для извлечения. Этот тип скважин нашёл свое применение в зонах с разнородными породами, смещением пластов и зон расположения полезных ископаемых.

Горизонтальная скважина (сокращённо – ГС) представляет собой разработку с осью пролегания под углом 80-100 градусов по отношению к вертикали. ГС в основном применяются в месторождениях с обилием трещинных разломов; для увеличения отдачи нефти на поздней стадии разработки и при освоении залежей нефти и газа, расположенных локально. Благодаря применению горизонтальной скважины возможно увеличение процента дренирования скважины и уровня её отдачи.
Стволы таких скважин уходят на многие сотни метров, что позволяет на трещиноватых зонах достичь дебита скважины, несравнимого с вертикальными месторождениями. Эта методика даёт возможность разрабатывать нефтегазоносные залежи с минимальным числом скважин и технологических затрат.

По расчётам зарубежных и отечественных специалистов дебит горизонтальных скважин выше до пяти раз по сравнению с вертикальными, что позволяет увеличить уровень рентабельности выработки.

При применении этой технологии процент добычи нефти не будет опускаться ниже 60% благодаря следующим факторам:
- использование скважин возможно на любом этапе разработки и при разных условиях месторождения;
- при правильном расположении скважины обеспечивается пресечение с естественными вертикальными трещинами в пластах;
- для обеспечения дренажа в сумме необходимо бурить отверстий до пяти раз меньше;
- возможна разработка месторождений под озёрами и городскими зданиями.

На сегодняшний день горизонтальное бурение и, как следствие, горизонтальные скважины оказывают наименьшее воздействие на окружающую среду, при этом давая наибольший профит в ресурсоотдаче.

Компании, в новостях которых есть скважина горизонтальная:

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.

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов:

горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;

конструкции скважины;

протяженности горизонтального участка;

статического уровня пласта;

мощности продуктивного пласта;

возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 8.2.1).

Проводка отдельных участков профиля 2 или 5 горизонтальных скважин может осуществляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бурения таких скважин и сокращает время на проведение инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надежная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проектировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.

При проводке горизонтальных скважин по среднему радиусу кривизны существенно повышается по сравнению с профилем с большим радиусом кривизны точность вскрытия продуктивного пласта и, следовательно, точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Достижимая протяженность горизонтального участка для профиля со средним радиусом кривизны составляет 800--1000 м.

Для проектирования со средним радиусом кривизны используются преимущественно профили 1, 2, 3, реже 4 и 5 (см. рис. 1).

Рис. .1. Профили горизонтальных скважин

Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла, а также для проектирования горизонтальных скважин на месторождениях, где не отработана технология ориентированного бурения и поэтому велика вероятность отклонения фактического профиля от проектного. В последнем случае скважину можно пробурить, не изменяя конструкцию отклонителя, увеличив или сократив длину тангенциального участка профиля.

При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10-20% меньше максимальной интенсивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой имеющимся в распоряжении буровой организации отклонителем.

Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из вырезанного участка обсадной колонны, а также для вскрытия горизонтальным стволом маломощных продуктивных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю (см. рис. 8.2.1).

Когда радиусы кривизны интервалов забуривания и выведения ствола скважины на проектное направление из-за особенностей технологии проводки этих интервалов существенно отличаются друг от друга, то используют профиль 2 (см. рис. 8.2.1).

При бурении по малому радиусу кривизны протяженность горизонтального участка меньше, чем при бурении по среднему и большому радиусам кривизны.

Строительство горизонтальных скважин по короткому, а тем более по ультракороткому радиусу невозможно без комплекса специального бурового инструмента, бурильных труб, а также измерительной техники.

Однако при бурении горизонтальных скважин по малому и ультрамалому радиусам обеспечивается наибольшая по сравнению с другими типами профиля точность вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, что делает его весьма перспективным для разработки маломощных многопластовых залежей нефти или газа.

В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, используют комбинированный профиль горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому радиусу кривизны, а нижние - по среднему или малому.