Забойные двигатели

Турбобуры.При турбинном бурении скважины долото приводится во вращение забойным двигателем, называемым турбобуром. Турбобур - это забойный двигатель, превращаю­щий энергию движущегося потока бурового раствора в механи­ческое движение - вращение вала турбобура, соединенного с долотом.

пефтят
Гл;

а IX. Sypein

Рис. 43. Ступень турбины

Турбобур представляет из себя многоступенчатую турби-ну с числом ступеней от 25 до 350. Каждая ступень турбины (рис. 43) состоит из статора (1), соединенного жестко с корпу­сом турбобура и ротора (2), \h рсплепного па валу турбобура. В статоре и роторе поток буро­вого раствора меняет направле­ние движения и, перетекая из ступени в ступень, отдает часть гидравлической мощности каж­дой ступени. Мощность, создаваемая на валу турбобура всеми ступенями, суммируется па валу турбобура и передается долоту.

Считается, что для эффективной работы турбобура необхо­димо иметь около ста турбин. В каждой турбине равномерно по периметру размещены лопатки ротора. Перед каждой турбиной-ротором в корпусе турбобура установлены аналогичные по кон­струкции турбипки-статоры. Каждая пара турбинок ротора и ста­тора образуют ступень турбобура. В современных турбобурах число таких ступеней доходит до трехсот. Поток бурового рас­твора вначале попадает на лопатки турбинки-статора, изменяет направление и попадает на лопатки турбинки-ротора, опять из­меняет направление, а возникшая при этом радиальная сила через турбипки-роторы приводит во вращение вал турбобура. Про­мышленностью выпускается односекционный многоступенчатый турбобур. Выпускаются также двух-, трех- и четырехсекционные турбобуры, имеющие, соответственно, до 230, 270 и 280 турбин. Многосекционные турбобуры применяются при бурении глубо-

КИХ СКВЗлСИН.

Для отбора керна при бурении скважин турбинным спосо­бом применяются колонковые турбобуры (турбодолота) со съем­ной грунтоноской. Турбобуры выпускаются в основном с наруж­ным диаметром от 102 до 235 мм, т.е. они могут применяться при бурении скважин долотами разного диаметра.

i( пефт

Н.И.Кулш

Применяются также низкочастотные забойные гидравличе­ские двигатели - это винтовые (объемные) двигатели с частотой вращения вала от 90 до 300 об/мин. Винтовой забойный двига­тель состоит из двух секций: двигательной и шпиндельной.

Двигательная секция состоит из винтового ротора (внутрен­ний винт) и статора с внутренним винтом. У ротора винт короче на один зуб, а ось ротора смещена относительно оси статора. Бу­ровой раствор, проходя и зазоре винтового механизма, вращает винт ротора.

Винт ротора соединен с валом, на конце которого имеется резьба для навинчивания долота.

Электробуры. Электробур - это забойный электрический

двигатель, с помощью которого обеспечивается вращение долота на забое скважины. В корпусе электробура помещается трехфаз­ный электродвигатель переменного тока. Электроэнергия к элек­тродвигателю подастся с поверхности по специальному кабелю, находящемуся внутри бурильных 1руб. Под вертлюгом располага­ется кольцевой токоприемник, к которому по кабелю подается электрический ток. Весь кабель разделяется на отдельные секции. Каждая секция имеет длину, равную длине спечи бурильных труб. Соединение и разъединение кабельных секций при свинчивании и развинчивании свечей во время спускоподъемных операций про­изводятся с помощью специальных замков (контактов) па каждой трубной свече. Контактный замок состоит из жесткозакреплепного на одном конце трубы по центру контактного стержня и муфты, тоже жесткозакрепленпой на другом конце 1рубы. При свинчива­нии чрубпых свечей стержень входит в муфту и замыкает элек­трический контакт, а при развинчивании контакт размыкается. В процессе бурения колонна бурильных труб неподвижна и по ней полается буровой раствор на забой скважины. При бурении элек­тробуром обеспечивается стабильность режима бурения, т.к. при этом частота вращения ротора не зависит от количества бурового раствора, подаваемого на забой скважины.

Недостатком электробурения является неудобство подачи электроэнергии к электробуру и сложное обеспечение надежно­сти герметизации электробура от попадания га него бурового рас-

Глапа IX. Бурение нефтяных и газовых сквпжин 177

твора. В электробурении применяются электробуры диамет­ром 170, 215 и 250 мм и долота 190,5; 244,5; 295,3 мм.

6. Цикл строительства скважины

Перед началом бурения на месте бурения скважины пло­щадку освобождают от посторонних предметов, при наличии ле­са его вырубают и выкорчевывают. Если бурение будет вестись и заболоченной местности, то предварительно отсыпают дорогу до места буровой, а так же отсыпают площадку, ликвидируя за­болоченность, под буровой установкой. Делают планировку пло­щадки, подводят линию электропередачи, связь и водовод.

Буровые вышки, если позволяет рельеф местности и рас­стояние, перевозят без разборки на специальных гусеничных те­лежках или на санях с полозьями, а также возможен метод пнев-мопередвижки. После перевозки и установки на месте буровой вышки начинают монтаж остального оборудования, т.е. монтаж поршневых насосов с дизельным приводом или насосов с электроприводом; систему очистки бурового раствора, элек­трощитовую, устьевое оборудование (ротор, превентор, гидрав­лический индикатор веса), буровое укрытие для привышечных сооружений и т.д. Если бурение начинается на новой площади, удаленной от места ведения буровых работ, в этом случае все оборудование, включая буровую вышку, насосный блок, очи­стные сооружения и т.д., завозят в разобранном виде на буровую площадку и здесь начинают собирать буровую вышку и все ос­тальное оборудование.

После монтажа буровой вышки и всего оборудования начи­нают проводить подготовительные работы к бурению скважины. К подготовительным работам относятся:

1. Оснастка талевого блока и кронблока стальным канатом
и подвеска подъемного крюка.

2. Установка и опробование средств малой механизации.

3. Сборка и подвеска к крюку вертлюга квадрата (ведущая
труба), присоединение гибкого высоконапорного шланга
к трубе-стояку и к вертлюгу.

178 R.M, Кудшгов, Основы исфтегазппромъхаювого депп

4. Центровка вышки.

5. Установка ротора.

' 6. Бурение направления скважины.

По окончании подготовительных работ буровая бригада проводит опробование всех агрегатов и затем пробное бурение. После пробного бурения проводится так называемая пусковая конференция. На пусковой конференции участвуют все члены буровой бригады во главе с мастером, ответственные работники районной и центральной инженерно-технологических служб, главный инженер управления буровых работ.

На конференции знакомятся с технологическим планом и задачами бурения скважины, возможными осложнениями во вре­мя бурения и другими вопросами.

Буровая комплектуется соответствующими плану бурения долотами, бурильными трубами, горюче-смазочными материала­ми, инструментом и т.д. На буровой до начала бурения устанав­ливаются вагоп-столовая, вагончики для отдыха и сушки спец­одежды, химлаборатория для проведения анализов бурового рас­твора и т.д. Вокруг буровой размещаются инструментальная площадка, емкости для хранения бурового раствора, химических реагентов и т.д.

После проведения пусковой конференции начинается пла­новое бурение скважины. С целью выноса разрушаемых в про­цессе бурения горных пород в скважине непрерывно осуществ­ляют промывку буровым раствором. Это одно из ответственных мероприятий и процессе бурения скважины. Буровой раствор не только обеспечивает вынос разрушенной породы на поверхность, но и позволяет выполнять ряд других важных функций:

1. Создание противодавления на забой скважины с целью
недопущения открытых выбросов нефти и газа.

2. Глинизация стенок ствола скважины и предотвращение
обвалов горных пород в скважине.

3. Удержание разрушенной горной породы во взвешенном со­
стоянии при прекращении циркуляции в стволе скважины.

4. Охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны
скважины.

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых екпажпн 179

5. Передачу энергии турбобуру или винтовому двигателю.

6. Защиту бурового оборудования и бурильной колонны от
коррозии и трения.

Буровые растворы по способу приготовления бывают:

1. Затворенные на водной основе, то есть глина растворяет­
ся в воде с возможными добавками химических реагентов
или просто в технической воде.

2. Растворы па нефтяной основе (углеводородные раство­
ры)-

3. Растворы на основе эмульсий.

4. Газообразные или аэрированные растворы.

5. Растворы с использованием поверхностно-активных ве­
ществ (ПАВ) и полимеров, в частности, полиакрилами-
да (ПАЛ).

Вода, используемая в качестве бурового раствора, является наиболее доступной и недорогой жидкостью. Обладает многими положительными качествами, такими как: хорошо удаляет раз­рушенную горную породу с забоя скважины, охлаждает буровое оборудование, дешевая в сравнении с другими растворами. Одна­ко применение технологической воды ограничивается. При вскрытии продуктивных горизонтов она, фильтруясь в пласт, значительно снижает проницаемость коллекторов, вследствие че­го уменьшается дебит нефти из скважины. Вода плохо удержива­ет горную породу при прекращении циркуляции, вызывает набу­хание глинистых пород и т.д.

Чаще всего применяются глинистые буровые растворы. Для приготовления глинистого раствора применяются бентони­товые, каолиновые и другие глины. Из одной тонны бентонито­вой глины получается при затворении с водой 14-15 м3 качест­венного глинистого раствора, а из средне- и низкосортных глин -от 4-х до 8 м3.

Плотность и вязкость глинистого раствора подбираются та­кими, чтобы он удерживал частицы разрушенной горной породы даже при прекращении циркуляции раствора, препятствовал про­никновению фильтрата в пласты, хорошо глинизировал стенки скважины и препятствовал открытым выбросам нефти и газа.

180 В.И. Кудимов. Основы пеф/иегаюпромысяового дела

Глинистые растворы, в зависимости от условий бурения, приготавливают с добавками химических реагентов, поверхпост-но^активных веществ, полиакриламида и т.д.

Растворы ма нефтяной (у еле водородной) основе представ­ляют собой многокомпонентную систему, в которой основной несущей средой является нефть или дизельное топливо, а дис­персной (взвешенной) фазой является окисленный битум, ас­фальт или гидрофобизированный бентонит.

Буровые растворы на нефтяной основе применяются при вскрытии продуктивных горизонтов, а также при бурении скважин с наличием больших пачек набухающих глин и солей.

Буровые растворы на нефтяной основе особенно эффектив­ны при вскрытии продуктивных пластов, так как они сохраняют естественные свойства призабойной зоны пласта, то есть раствор имеет ту же основу, что нефть и газ, и поэтому проникновение его в продуктивный пласт не приводит к изменению одного из главных параметров пласта - проницаемости. Растворы на ос­нове эмульсий на 60-70% состоят из нефти или нефтепродуктов, и остальное - вода. Эмульсионно-буровые растворы применяют­ся при бурении в глинистых и солевых отложениях.

Газообразные или аэрированные растворы состоят из жид­кости (вода или нефтяная эмульсия) в смеси с газом или возду­хом в соотношении 1:30 с добавкой ПАВ (поверхностно-активных веществ) и пенообразователей. Эти растворы, обладая всеми вышеизложенными свойствами глинистых растворов, об­ладают дополнительным преимуществом - возможностью при­менения их при катастрофических поглощениях буровых раство­ров во время бурения, а также при вскрытии продуктивных пла­стов с низким пластовым давлением.

Буровые растворы с использованием поверхностно-активных веществ и биополимеров готовятся на водной основе. При смешивании воды с ПАВ или биополимерами образуется ге-лиообразный раствор, который сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Такой раствор применяется, когда необходимо сохранить устойчивость стенок скважины и не допустить снижения проницаемости продуктив-

„ефт*

а IX. Бура

пых пластов. Растворы биополимеров термоустойчивы, что позво­ляет их применять при больших глубинах бурящихся скважин. Важными показателями буровых растворов являются плотность, вязкость, фильтрация, статическое напряжение сдвига, стабиль­ность и другие. У буровых растворов плотность бывает различной. У растворов мапоглиннстых плотность 1500-1600 кг/мэ, у тяжелых буровых растворов - до 2100 кг/м3 и более, а у растворов на нефтя­ной основе - 890-980 кг/м3. Вязкость бурового раствора характери­зует свойство оказывать сопротивление его частиц при движении. Способность бурового раствора отдавать воду горным породам на­зывается фильтрацией. Чем больше воды в растворе и чем меньше в нем глинистых частиц, тем больше воды проникнет в продуктив­ный пласт, за счет чего значительно снижается проницаемость про­дуктивного горизонта и дебит скважины. Способность бурового раствора удерживать во взвешенном состоянии частицы разбурен­ной породы называют стабильностью. В процессе приготовления буровых растворов с целью улучшения его свойств производят его химическую обработку.

Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него соответствующих химических веществ. Химиче­ская обработка бурового раствора позволяет достигать необхо­димой вязкости, придавать ему свойства но термостойкости, со-лестойкости, повышать стабильность раствора, снижать способ­ность его фильтрации и т.д.

Буровые растворы приготавливают централизованно на глинозаводе или непосредственно на буровой. Буровой рас­твор в процессе бурения скважины подвергается очистке. Очист­ка бурового раствора осуществляется частично за счет естествен­ного выпадения частиц горной породы в желобах и емкостях при выходе из скважин, а в дальнейшем - в специальной системе принудительной механической очистки с использованием вибро­сит, гидроциклонов и т.д. Очищенный от породы буровой рас-тпор вновь подается в скважину. Контролируй качество бурового раствора непосредственно на буровой, в него при необходимости добавляется вновь приготовленный качественный буровой рас­твор. В процессе бурения скважин бывают осложнения, такие как

В.И. Култ
!. Основы иефпк

апромыелового дет

обвалы горных пород вследствие их неустойчивости; поглощение бурового раствора от частичного до полного, когда при бурении встречаются пласты с большой пористостью и проницаемостью, или большие каверны, когда давление столба бурового раствора выше, чем пластовое давление в скважине; нефтяные или газовые выбросы (открытое нефтяное или гачовос), когда пластовое дав­ление оказывается выше давления столба бурового раствора в скважине; прихваты бурового инструмента из-за его заклинива­ния при обиалах пород, при больших искривлениях, при осадке разбуренной породы в стволе скважины, в случае прекращения циркуляции в стволе скважины и т.д.

Скважины бурят вертикальные, наклоннонаправленпые и горизонтальные. Долгое время основным видом бурения скважин было вертикальное бурение. Последние годы все более стал приме­няться метол наклоннонаправленного бурения, т.е. когда, согласно проектам на бурение, скважина бурится по траектории с отклоне­нием от вертикали. Обычно наклонные скважины целесообразно бурить под дно моря, реки, озера, а также под горы, овраги; в боло­тистой местности, заповедных лесах, под крупные промышленные объекты, города и села. Наклонные скважины также применяют при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также в целях сохранения плодородных земель, с целью снижения стоимо­сти бурения скважин, за счет сокращения подготовительных работ и коммуникаций (связь, электроэнергия, водоводы и т.д.). Для от­клонения профиля скважины от вертикали применяют специаль­ные приспособления. К ним относятся: кривой переводник, кривая бурильная труба, различного вида отклонители и т.д. Все больше и больше п пашей стране в последние годы применяется горизон­тальное бурение скважин и бурение боковых горизонтальных ство­лов скважин в отработанных и нерентабельных скважинах, где имеются пешлработалные пропластки с нефтью.

6. Бурение горизонтальных н боковых горизонтальных стволов скважин

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

RnaRa IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 183

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

Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране было осуществлено в Башкирии иод 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 голу па Яблоновском месторождении Самар­ской области была пробурена екпажина № 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 моров.

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 гори-зо] Етальных сквэяСин стало развиваться и нарандиваться с уи—х го— Дов.

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 трудноизвле-каемыми 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-

В.И.Куди1К1В.0г«.

опролш

1 dent

,а IX. Бурение иефтят

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 водоиефтяных (ВПК) 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 водопефтяпого контакта, то можно вскорости получить прорып 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 нефтеизплечение из недр за счет увеличения
площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и
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. Позволяет продлевать безводный или малообводпенпый пе­
риод нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на позд­
ней стадии разработки.

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

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подзем­
ных хранилищ газа.

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

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболо­
ченных 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 нмзкопро-ницаемых 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 выработанности 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 па 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 наклоннонаправлениое 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, разветвленно-горизонтальные, много­ствольные и т.д.

Такие скважины чаше 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);

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромысАОвога дела

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

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

- при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участ­
ков 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
ными залежами, п связи трудностью бурения при проходке
этих залежей.

При бурении наклошюпаправлеппых и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобу­ры, винтовые дпигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении приме­няются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства предназначаются для создания па 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 ачимута 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 па интервале бурения с КНБК. При бурении горизонтальных скважин применяются следующие виды отклонителей в составе:

1) долото d = 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 (/ = 215,9 мм, турбинный отклонитель ТО2-195;

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

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

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

8) долото d = !90,5 мм, турбинный отклонитель ТО-172;

9) долото rf = 215,9 мм, шарнирный забойный двигатсль-от-
клонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.

По длине направляющей секции - части отклонителя от до­лота до искривленного переводника - все отклонители делятся па две труппы: 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 способ-

IS.И. Кудимов. Основы чефтегшопро.

деле

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скнаж

стпует возникновению в сечении изгиба отклоняющей компановки момента упругих сил больших ве­личин и, как следствие, повышен­ной отклоняющей силы па 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 фи-

Рис. 44. Кривой переводник

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

зико-механических свойств разбу­риваемых пород. Кривой переводник с односекционным турбо­буром даст 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 10 м. 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. 45. Отклонитель Р-1

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 - щие приспособления, а также турбинные отклонители, шпин-турбобур или несколько ниже, над турбобуром устанавливают дель-отклонители, упругие отклонители и т.д. кривой переводник и бурильные трубы. Высота накладки к не Отклоняющие приспособления (рис. 47) в роторном буре-должна выдаваться за габариты долота. Применяются отклоняю- нии используются только в начальный момент для придания

Глапа IX. Бурение нефтя

190 IJ.I1. Кудптюв. Основы исфтегазопромысловогп депа

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 клипом: 1 - установка клипа; 2 - забури-ванис ствола; 3 - извлечение клипа; 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 ималым 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, 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.И. Кудинов. Основы иефтег

1 деж

ш

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 па любом участке скважины не должен быть меньше до­пустимого.

Допустимым отклонением наклонного ствола служит сум­марный угол искривления. На каждом участке этот угол не дол­жен преш.нгшъ проектный более чем па 15%. Фактический сум­марный угол искривления ствола определяют после окончания бурения каждо! о 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-регистриругощее устройство.

Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанав­ливается над электробуром. В контейнере размешаются 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 измеряс-

Рис. 49. Схема компоновки узлов СТЭ: 1 - вертлюг; 2 - токоприем­ник; 3 - ведущая труба; 4 - ротор буровой установки; 5 - бурильная ко­лоша; 6 — забойная аппаратура телеметрической системы; 7 - электробур; 8 - механизм искри плени я; 9 - долото; 10 - станция управления и защиты электроруба; 11 - пульт управления; 12 - прием по-регистрирую шее 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%.

В.И. Кудинов. Основы пефт

Плана IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 50. Схема компоновки аппаратуры СТТ: 1,3- направляющие ролики; 2 - герметизирующее устройство вертлюга; 4 - сбросовый канал связи; 5 - лебедка сбросовой линии связи; 6 - приемпо-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

нал УБТ. Внутри измерительного устройства в герметичном кон­тейнере разметаются датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преоб­разователи для частного модулирования полученных сигналов и передачи их па поверхность в виде время импульсной 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 азиму­
те с учетом угла закручивания бурильной колонны при за-
буривании горизонтального ствола скважины;

- определение угла закручивания бурильной колонны от реак­
тивного 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 екпажин и 20 боко­вых горизонтальных стволов. Во всех названных нефтяных компаниях использование горизонтальных скважин дало хоро­шие результаты.

196 В.И. Кудшюв, Основы нефтегазопромысяоаого дела

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

Таблица 9

Наименова- Коли- Длина гори- Средний Коли- Породы
ние исфтя- чество чешталыюго дебит чество (песчани-
пробу- ствола сква- нефти место- ки/из вест-
pcniu.ix жины, м ГС, рож- кяки), ко-
ГС т/сут. дений екпажип
ПК «Тат- 156-308 6,3 11/115
нефть»
■}, ЛНК«Баш- 190-649 5,1 10/44
нефть»
ОАО «Уд- 105-342 14,3 5/70
муртнефть»

Как видно, во псех 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 ковернозно-стыо, 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 норового про-

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

Глава IX. Бурсш

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 трудной)впекаемым 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 выработан!юсть 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 труднонзвлекаемых. 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 яерейскяе 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 поды.

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

11.И. Кулир

'I пефтегазопролшсловс

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скппжии

пых месторождений Удмуртии продуктивные пласты состоят из множества пропластков толщиной от 0,5 до 3-4 метров, поэтому необходимо было решать, как бурить горизонтальные скважины л пластах толщиной 3-4 метра. С этой целью в «Удмуртмсфти» в 1992 году было создано специальное бюро но 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% нефтенасыщепных 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, высокообводнениых 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 па 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 наклоннопа-правленный стпол скважин с вхождением в продуктивный пласт или пропласток на расстоянии 20—50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в иевы работай ном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невырабо-таниых пластов. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации образовав­шихся ранее перетоков воды. При этом в течение весьма дли­тельного срока отпадает необходимость в проведении изоляци­онных работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфориру­ют только в невы работай ном пласте или пластах в зонах коллек­тора. При этом исключается контакт воды с перфорационными

перетоки отстоят от никого ствола на расстоянии, 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

20(1 Н.М. Кудшюв. Основы пефтегвзопрплшсяового дела

ствола скважины. Например, в старом стволе скважины на 10-15 м пыше места зарезкн, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из не выработанных пластов или на­клонный ствол, проходящий через несколько невыработаниых пластоп. По окончании проводки второго нового ствола спускаю! обсадную колонну (отклонитель) длиной 15-20 м и забуривают в попом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклон­ный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невырабо-ташюм пласте или наклонный ствол, проходящий через несколь­ко невыработанных пластов. В новых наклонных стволах сква­жины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом па горизонтальный ствол в одном из не­выработаниых пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработаниых пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количе­стве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластоп 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 низко проницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны нсколлектора 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 невыраба-тываемых запасов залежи.

Использование существующего ствола скважины для буре­ния новых стволов позволяет экономить на бурении основного

Глава IX. Бурение нефти

ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пла­стоп 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 но известной технологии.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример I. Разрабатывают нефтяную залежь Грсмихнпского месторождения со следующими характеристиками: глубина за­лежи 1147,5 м, глубина водопефтяного контакта 1000 м, пласто­вое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28° С, порис­тость 16, проницаемость 0,171 мД, нсфтснасыщспность 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 па глубинах 1169,6-1172,8 м, 1176-1177 м, 1177,6-1180,4 м, 1182,4-1185,4 м, 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 устанавли­вают цементный мост до отметки на 10 м выше «окна». Бурение нового наклонного ствола скважины производят через «окно» на-клонтюнаправленно с переходом на горизонтальный ствол в не-

В.И. Кудипов. Основы иефтегазопромыспового дела

Глава IX. Курение нефтяных и газовых скважин

выработанном пласте па 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 до­бываемых продукций.

Пример 2. Выполняют как пример 1, по 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 м и более от прежнего ствола и забоев окружающих скважин. Длина наклонного ствола в не-выработаиных 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 невыработашюм пласте на глубине 1177,6-1180,4 м па расстоянии 50 и более м от прежнего стволы и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработан-ных 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 м и более от прежнего ствола и стволов ранее про­буренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоско­стях горизонтальные н наклонные стполы в псвырабогаппых пла­стах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интер­вале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колон­ной. Участки горизонтальною ствола в зонах псколлсктора 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 н 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 сти из
рен./ вертикаль- ГС, т/с
дейст- ным
вуют. скв.(ВС),
т/с
Го ризонталь ные скважины
|. Кненгопское 6/6 5,3 3,4 27,832 12,1
2. Южно-Киенгопское 8/5 5,7 4,4 131,52 9,8
3. Грсмнхииское 4/2 7,8 3,0 37,341 11,7
4. Ксзское 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 луч­шие результаты получены из боковых горизонтальных стволов, пробуренных в нерентабельных (остановленных) скважинах. Из 166 боковых горизонтальных стволов, пробуренных на 7 ме­сторождениях, суммарная добыча нефти составила 1108,9 т/с.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

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

Таблица 11. Показатели работы боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнсфть» на 01.01.02.

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Продуктивность горизонтальных скважин существенно за­висит от технологии заканчивания скважин. Достигнутый на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» уровень развития технологии позволяет обеспечить реализацию потенциаль­ных добывиых возможностей этих скважин на 20-35% от теоретически рассчитанного.

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

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

И.И. Кудимов. Оспоаы иефтегазопромыслпвого дела

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

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

к
Наименование месторождения Горизонтальные скважины Боковые горизонтальные стволы
кол-во скважин суммарная добыча нефти, тыс.т средний дебит неф­ти, т/с поток наличности, тыс. руб. средняя стоимость одной ГС количество скважин суммарная добыча нефти, тыс.т средний дебит неф­ти, т/сут чистая прибыль, тыс. руб. СТОИМОСТЬ ОДНОГО
БГС
Юж!ГО-
Кнеигоп-ское
131,5 5,7 56119,7 2123,3 0,9 0,7 176,9 5704,1
Грсмн-хинскос 37,3 7,8 19692,6 2430,5 99,8 3,1 39503,8 1345,5
Киснгоп-
ское
27,8 5,3 13602,8 8242,3 44,9 3,5 20036,7 2700,9
Ижевское 6,7 4.0 4762,2 4318,8
Луло-шурское 137,3 16,3 2292,0
Кече кос 54,4 6,7 18935,2 1506.7
Чутыр-с кое 144,3 4,8 6

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

− 3 = 1