нир1. строительства горизонтальных и боковых стволов;нир1 (2). 1. История горизонтального бурения стр
 Скачать 2.8 Mb.
|
|
Содержание. 1. История горизонтального бурения……………………………………………2стр. 2.Классификация горизонтальных скважин по радиусам искривления ствола…………………………………………………………………………...6стр. 3. Терминология и основные понятия направленного бурения…………………………………………………………………………………………………..9стр. 4 . Бурение горизонтальных скважин в зависимости от профиля…………………………………………………………………………………………………11стр. 5. Варианты бурения боковых стволов из существующих скважин…………………………………………………………………………………………………14стр. 6 .Методы кривления стволов скважин………………………………………..19стр. 7. Измерение и каротаж в процессе бурения горизонтальных скважин и боковых стволов………………………………………………………………………………26стр. 8. Заключение………………………………………………………………………………………..30стр. 1.История горизонтального бурения. Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальной частью имеет принципиально одинаковые подходы. Разница состоит только в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и забуривания бокового ствола. Технология бурения горизонтальных скважин отвечает самым высоким требованиям эффективности и экологичности. Она позволяет увеличить дебиты скважин в 3-5 раз и даже в 10 раз, а коэффициент извлечения нефти довести до 70-80 %. Начало бурения горизонтальных скважин положено в СССР в 1930-х годах. Первая в СССР вертикально-горизонтальная скважина на нефтяном месторождении пробурена в 1953 г. в Башкирии (скважина 66/45). В 1968 г. на Марковском месторождении (Иркутская область) пробурена скважина с рекордной для того времени протяженностью горизонтального ствола — 632 м. Первая горизонтальная скважина, проходящая на 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин. Достаточно много горизонтальных многозабойных скважин (110-120) пробурено в 50-е годы, из них около половины в Башкортостане. Однако отсутствие в некоторых случаях положительных результатов объективно привело к снижению объемов бурения ГС. Интерес к ГС возобновился лишь в 80-е годы. Современное состояние строительства горизонтальных скважин характеризуется бурно растущим интересом к этому технологическому процессу во всем мире, в том числе и в развивающихся странах. Например, в 1988 г. в Индонезии на континентальном шельфе пробурено 11 скважин со средней длиной горизонтальной части около 500 м. При этом толщина продуктивного пласта составила 7,8-12 м. Считается, что до 80-х годов на нефть было пробурено всего несколько сотен ГС, а после 1988 г. более тысячи ГС, причем более половины из них уже после 1988 г. В 1980-1984 гг. ежегодно бурилось не более одной скважины в год, а в 1988 г. их число в мире превысило 200. Ожидается, что объемы бурения таких скважин в ближайшие годы будут резко расти. По прогнозам некоторых специалистов они могут составить 30-50 % от числа пробуренных скважин. По оценкам других общая доля ГС в целом может достичь 70 % от числа всех скважин. Активное развитие технологии бурения вертикально-горизонтальных скважин, произошедших в 1980-е гг. было связано с открывающейся возможностью резкого повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и возможностью извлечения нефти из истощившихся месторождений и месторождений с тяжелой нефтью. Начиная с 1980-х гг. резко возрос интерес к бурению горизонтальных скважин в США. Горизонтальные скважины бурились на месторождении Прадхо-Бей (Аляска), сформированном малопроницаемыми известняками. Резко возросли объемы бурения горизонтальных скважин в шельфовой зоне Северного моря. Проходка вертикально-горизонтальных стволов позволила: — получать начальные дебиты в 20 раз выше, чем дебиты обычных скважин при повышении стоимости бурения только в 2—3 раза; — обеспечить накопленную добычу за 10—15 лет эксплуатации в 10 раз выше при себестоимости добытой нефти в 3—5 раз ниже, чем на обычных соседних скважинах; — на 20—30% увеличить нефтеотдачу из продуктивных пластов; — повысить эффективность разработки высоковязкой нефти, процессов заводнения, прогрева пластов и др. В настоящее время развитие технологии и технических средств направленного бурения вертикально-горизонтальных скважин позволило осуществлять добычу трудноизвлекаемых так называемых сланцевых газа и нефти. В данном случае добыча углеводородов возможна только за счет сгущения сети буримых горизонтальных стволов с последующим гидроразрывом непроницаемого или слабопроницаемого пласта-коллектора. Значительное развитие технологии и техники направленного бурения получили в процессе освоения методов бурения вертикально-горизонтальных скважин, прежде всего забойных телеметрических систем (ЗТС), включающих средства дистанционного контроля положения забоя скважины и управления направлением скважин. В качестве датчиков положения скважины в пространстве недр стали использовать электронные средства: акселерометры, магнитометры и гироскопы, а в качестве средств дистанционного контроля параметров беспроводные — гидравлические, электромагнитные, кабельные и другие системы связи. Забойные телеметрические системы, имея автономный источник энергии (гидрогенератор или аккумуляторы), позволяют определять зенитный и азимутальный углы, углы установки отклонителя, свойства горных пород, в том числе степень их анизотропии и ориентации направлений анизотропии пород, слагающих стенки скважины, на поверхность посредством различных каналов связи (акустический каротаж). ЗТС управляются с поверхности посредством передачи управляющих сигналов, что позволяет ориентировать отклоняющие системы в соответствии с текущими задачами по корректировке направления скважины. В настоящее время созданы интеллектуальные роторные ЗТС, которые запрограммированы на автономную работу по бурению ствола скважины с использованием алгоритмов управления траекторией скважины. При этом если на начальном этапе развития ЗТС использовались отклонители на базе винтовых забойных двигателей с дистанционно управляемыми кривыми переводниками, то в настоящее время активно развиваются rotarysteerable system (RSS)— роторные управляемые системы (РУС), в которых разрушение горной породы осуществляется вращением долота с бурильной колонной верхним приводом буровой установки, а также отклоняющие системы, сочетающие применение винтовых забойных гидродвигателей и РУС, позволяющие осуществлять бурение существенно более протяженных горизонтально ориентированных стволов — более 10 км. Бурение боковых стволов в настоящее время распространено практически во всех регионах страны и за рубежом. Возвращение к старым скважинам для получения дополнительной добычи не является новым методом. Начиная с середины 50-х годов нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин. Недавнее расширение рынка услуг по бурению боковых стволов обязано во многом совершенствованию технологий бурения и заканчивания скважин. Бурение боковых стволов снижает стоимость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разработкой. ( Рис.1.)  Рис.1.Скважина с боковым стволом. Многоствольные разветвления из существующих скважин улучшают условия вскрытия продуктивного пласта (рис. 2.).  Рис.2. Скважина с горизонтальными ответвлениями. 2.Классификация горизонтальных скважин по радиусам искривления ствола. Горизонтальная скважина — это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2 - 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности. Горизонтальные скважины (ГС) могут использоваться как в качестве добывающих, так и в качестве нагнетательных. Горизонтальные скважины особенно эффективны в месторождениях, содержащих вертикальные трещины. В сильно неоднородных по проницаемости пластах (таких, например, как карстовые залежи) горизонтальные скважины имеют большую вероятность встретить продуктивную зону, чем вертикальные. В плане борьбы с обводнением горизонтальная скважина также имеет преимущества. Горизонтальные скважины редко имеют угол 90 град., так как продуктивные структуры, на которые они закладываются, обычно имеют какой-то угол падения. Нет существенной разницы, с точки зрения буримости горных пород, между скважинами с большим зенитным углом и скважиной с зенитным углом 90 град. Совершенно неважно, какой зенитный угол имеет скважина: 88,90 или 92 град. Однако зенитный угол участка с большим углом и горизонтального участка влияет на схему заканчивания и дальнейшие ремонтные работы. Горизонтальные скважины характеризуются радиусом искривления криволинейного участка (Рис.3.), по которому приходят к горизонтальному участку. На практике обычно выделяют три основных типа скважин:
Скважины с большим радиусом искривления Горизонтальные скважины с большим радиусом искривления характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 2-6 град./30 м, который дает радиус искривления 900-290 м. Проводка скважины такого профиля осуществляется с помощью инструмента для обычного направленного бурения. Горизонтальные участки имеют длину до 2500 м. Скважина с таким профилем хорошо подходит для тех случаев, когда для достижения заданной точки входа в пласт требуется большое горизонтальное отклонение. Скважины со средние радиусом искривления Горизонтальные скважины со средним радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла 7-35 град./30 м, радиусы искривления 50-300 м и горизонтальные участки длиной до 2500 м. Эти скважины бурятся с помощью специальных гидравлических забойных двигателей и обычных элементов бурильных колонн. Компоновки с двойным перекосом рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 35 град./30 м. Горизонтальный участок бурят обычными компоновками, включая забойный двигатель с регулируемым углом перекоса. Такой профиль скважины обычен для бурения на суше и многозабойного бурения. На практике скважина считается скважиной со средним радиусом искривления, если компоновку низа бурильной колонны нельзя вращать после проходки участка набора зенитного угла со средним радиусом искривления. Максимальная интенсивность набора зенитного угла при бурении в начале криволинейного участка со средним радиусом искривления при бурении ограничена пределами на изгиб и кручение для бурильных труб по стандарту АНИ. Скважины малого диаметра с более гибкими трубами имеют более высокие допустимые максимальные значения резких перегибов ствола. Скважины с малым радиусом искривления Горизонтальные скважины с малыми радиусами искривления имеют интенсивность искривления набора зенитного угла 5-10 град./метр, которому соответствует радиус искривления 12,2-6,1 м. Длина горизонтального участка находится в диапазоне 60-275 м. Скважины с малыми радиусами искривления бурятся с помощью специального бурильного инструмента и по специальной технологии. Такой профиль находит наибольшее распространение при бурении дополнительных стволов из имеющихся скважин. Скважины со сверхмалым радиусом искривления Помимо вышеуказанных существует схема со сверхмалым радиусом искривления, по которой можно изменить направление скважины от вертикального до горизонтального по радиусу 0,3-0,6 м. При этом используется не система бурения в обычном смысле этого слова, а система специального назначения с высоконапорной гидромониторной промывкой, при которой формируется ствол диаметром 3,8-6,4 см и длиной 30-61 м. Существует мнение, что эта технология экономически не выгодна.  Рис.3. Сравнение типов горизонтальных скважин. Горизонтальная скважина является частным случаем направленной скважины. Для дальнейшего рассмотрения темы необходимо изучить основные термины и понятия наклонно-направленного бурения. 3. Терминология и основные понятия направленного бурения. П  рофиль-проекция скважины на верти-кальную плоскость. План-проекция скважины на горизонталь-ную плоскость. Зенитный угол Θ-угол между осью сква-жины или касательной к ней и вертикалью. Азимут α-угол между направлением на север и горизонтальной проекцией оси скважины или касательной к ней, измерен-ной по часовой стрелке. Апсидальная плоскость-вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины или касательную к ней. Отход S-длина горизонтальной проекции прямой, соединяющей устье и забой скважины. Глубина по вертикали H-длина вертикали, соединяющей устье с горизон-тальной плоскостью, проходящий через за- Рис.4. Проекции скважины на бой скважины. вертикальную и горизонтальную плоскость. Интенсивность искривления i-темп отклонения скважины от ее первона-чального направления по зенитному углу или азимуту. Радиус кривизны R- радиус дуги оси скважины, искривленной с постоянной интенсивностью i. Географический азимут А (Рис.5.) - горизонтальный угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки от северного направления географического меридиана до данного направления. Пределы измерения 0-360 град. Магнитный азимут Ам (Рис.5.) - горизонтальный угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки от северного направления магнитного меридиана до данного направления. Пределы измерения 0-360 град Дирекционный угол, а - угол между проходящим через данную точку направлением и линией, параллельной оси абсцисс, отсчитываемый от северного направления оси абсцисс по ходу часовой стрелки. Пределы измерения 0-360 град.  Магнитное склонение δ - угол между географическим и магнитным азимутами. Если северный конец магнитной стрелки отклоняется к востоку от географического меридиана, то склонение восточное и со знаком «+»; если к западу, - то западное и со знаком «-». Допустимый радиус искривления ствола скважины. Для свободного прохождения системы долото - забойный двигатель определяется по формуле:
где: LT - длина забойного двигателя с долотом, м; m – коэффициент уширения ствола (m=Dc/D); Dc, D, d – соответственно диаметры скважины, долота и забойного двигателя, м; f – стрела прогиба забойного двигателя, м; k – зазор между стенкой ствола и корпусом забойного двигателя, м. 4. Бурение горизонтальных скважин в зависимости от профиля. 4.1. Бурение скважин с большим радиусом искривления. На (рис. 6.) показан профиль скважины с большим радиусом искривления. Следует отметить, что скважина должна изменить направление от вертикального до горизонтального на глубине 300-900 метров по вертикали. Глубина вертикального участка зависит от интенсивности набора зенитного угла на криволинейном участке и зенитного угла на участке стабилизации, входящих в профиль скважины. Участки стабилизации часто планируются в профилях скважин для того, чтобы обеспечить горизонтальное отклонение, необходимое для входа в пласт в заданной точке. Они также позволяют попасть в заданную точку в случае отклонения фактической интенсивности набора зенитного угла от проектной.  Рис.6. Идеализированный профиль скважины с большим радиусом искривления. Начальная интенсивность набора зенитного угла обычно менее 4 град./30 м и задается для уменьшения крутящего момента и сил сопротивления при вращении и подъеме бурильной колонны. Зенитный угол скважины на участке стабилизации, если он входит в профиль скважины, находится в диапазоне 25-60 град. и зависит от горизонтального отклонения, необходимого для входа в пласт в заданной точке. Конечная интенсивность набора зенитного угла перед горизонтальным участком часто составляет 4-6 град./30 м, но может быть выше, на уровне 8-10 град./30 м. Скважины с большими радиусами искривления могут буриться набором компоновок для обычного направленного бурения. Начальное искривление скважин производится компоновками с забойными двигателями. Такие компоновки могут содержать обычный забойный двигатель с кривым переводником, но обычно включают забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SMA). Если SMA используется для бурения участка набора зенитного угла, то его обычно применяют и для бурения участка стабилизации зенитного угла. Если вместо SMA для начального искривления скважины используют забойный двигатель с кривым переводником, участок стабилизации зенитного угла часто бурят роторной компоновкой (ВНА). После проходки участка стабилизации зенитного угла для набора зенитного угла перед горизонтальным участком используют компоновку, включающую забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SMA). Горизонтальный участок обычно бурят забойным двигателем с регулируемым углом перекоса, рассчитанным на интенсивность резкого перегиба 2-3 /30 м при ориентированном бурении (установка устройства в положение на бурение с изменением угла). Избегают применять компоновки с большими углами перекоса, чтобы свести к минимуму крутящий момент на роторе и нагрузку на крюк при подъеме и увеличить стойкость долота и межремонтный период забойного двигателя. Рейсы с роторными компоновками осуществлялись успешно в тех горизонтальных участках, где не требовалось управлять азимутом скважины. Вообще же используются компоновки, включающие забойный двигатель с регулируемым углом перекоса, так как они обеспечивают высокое качество управления зенитным углом и азимутом. |
