Тема 11. Бурение наклонных скважин. Цели и способы принудительного искривления скважин в заданном направлении. Горизонтальные скважины

Наклонно-направленная скважина - скважина, для которой проектом предусмотрено отклонение в заданном направлении от вертикали, проходящей через ее устье, а ствол проводится по заранее заданной кривой. Направленное бурение скважин позволяет:

1) повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

2) продлить безводной эксплуатации скважины;

3) увеличить степень извлечения углеводородов;

4) повысить эффективность закачки агентов в пласты;

5) вовлечь в работу пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

6) освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

7) улучшить технологию подземного хранения газа.

8) обойти сложные горные породы;

9) обойти не доступные участки земной поверхности;

10) для глушения открытых фонтанов;

Преимущества таких скважин по сравнению от вертикальных состоит в увеличении дебита скважины 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

Наклонная скважина характеризуется длиной ствола L, глубиной по вертикали Н, отклонением забоя от вертикали А, направлением (азимутом) отклонения забоя и конфигурации оси

Пространственное положение скважины определяется тремя текущими параметрами: глубиной L, зенитным углом а, азимутальным углом ср.

Глубина скважины L - расстояние от устья О до забоя или любой точки измерения углов. Измеряется по бурильной колонне с учетом ее длины в скважине и при инклинометрических замерах кривизны.

Ось скважины - пространственная кривая, состоящая из сопряженных между собой отрезков прямых и кривых линий. Каждая точка оси скважины определяется ее текущими координатами относительно устья, зенитным и азимутальным углами и кривизной.

Глубина скважины по вертикали - расстояние О А от устья до горизонтальной плоскости, проходящей через забой скважины, либо i - ой точки ствола.

Зенитный угол а - угол между касательной к оси ствола в рассматриваемой точке и вертикально, проходящей через данную точку.

Угол наклона - угол между осью скважины или касательной к ней в рассматриваемой точке и горизонтальной проекцией оси на плоскость, проходящую через данную точку.

Азимутальный угол - угол между апсидальной и меридиональной плоскостями. Апсидальной называется вертикальная плоскость, проходящая через касательную к оси ствола скважины.

Азимутальный угол исчисляется в горизонтальной плоскости от принятого начала отсчета до направления горизонтальной проекции к оси ствола скважины по ходу часовой стрелки.

В зависимости от принятого начала отсчета азимутальный угол может быть истинным (географический меридиан), магнитным (магнитный меридиан) или условным (реперным).

Профиль скважины - проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через ее устье и забой.

План скважины - проекция оси ствола скважины на горизонтальную плоскость, проходящую через ее устье.

Отклонение забоя от вертикали - расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.

Под КНБК принято понимать: типоразмер долота, забойный двигатель (ЗД), УБТ, диаметр бурильных труб и материал, из которого они изготовлены, тип и диаметр опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ), элементы оснастки (амортизаторы, калибраторы и др.) В действительности это низ бурильного инструмента.

Направляющий участок КНБК - участок от долота до первой точки касания УБТ или ЗД со стенкой скважины под нагрузкой.

Для КНБК с ОЦЭ направляющим участком является участок от долота до первого центратора, для КНБК с отклонителем - участок от долота до вершины угла перекоса отклонителя, для КНБК без центрирующих приспособлений -участок от долота до первой точки касания забойным двигателем или трубами стенки скважины.

Угол несоосности КНБК в стволе скважины (3 - угол между хордами, стягивающими ось скважины и ось КНБК на направляющем участке.

Угол поворота плоскости изгиба КНБК под действием реактивного момента ЗД -угол между плоскостью изгиба КНБК и апсидальной.

НДС - направление (азимут) движение бурового станка на кустовой площадке.

Направление (азимут) оснований под буровую установку выбирается в соответствии с первоначальным движением буровой установки и должно определяться с учетом проектных траекторий стволов скважин, согласно принципу исключения вероятности пересечения стволов и природных возможностей размещения оснований в данном направлении.

Куст скважины - группа из трех и более скважин, расположенных на специальных площадках и отстоящих одна от другой или отдельных скважин на расстоянии не менее 50 м.

Под площадкой куста понимается определенный проектом участок территории, на котором расположены скважины, технологическое оборудование и установки, а так же бытовые и другие помещения, необходимые для производственных работ.

Расстояние между скважинами должно обеспечивать механизированную добычу нефти с применением станков - качалок и составляет 5 м.

Групповое расположение скважин - ряд скважин с числом от трех до восьми; для групп из четырех скважин расстояние между ними составляет 15 м, из восьми скважин -50 м.

Минимальное расстояние между устьями соседних скважин в кустах на газоконденсатных месторождениях, имеющих в разрезе ММП, должно в 1,2 раза превышать диаметр ореола протаивания, но быть не менее 20 м по нормам противопожарной безопасности.

При размещении устьев скважин в кустах с «шагом» от 20 до 30 м скважины размещаются прямо на одной прямой линии, побатарейно не более четырех в том.

Общие положения и рекомендации.

Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить естественную среду на дневной поверхности. В связи с этим объемы бурения таких скважин продолжают расти во всех нефтегазодобывающих районах. В решении первой задачи значительную роль играет квалификация инженера-технолога как проектирующего проводку целенаправленно искривленной скважины, так и осуществляющего проводку такой скважины.

Проектирование профиля включает выбор и обоснование типа профиля, расчет всех его элементов и графические построения. При этом почти всегда требуется выбрать тип отклоняющего устройства, обосновать его параметры и компоновку низа бурильного инструмента.

Запроектированный профиль не должен вызывать технологических отклонений при проводке скважины, поэтому бывает необходимо провести расчет усилий на буровом крюке, возникающих при движении в скважине бурильного инструмента, обсадных колонн, НКТ и т.д.

1- вертикальный участок; 2 - участок набора а; 3 - прямолинейно-наклонный участок (для профилей а,г,д); 3 - участок уменьшения а (рис. б,е); 4 - участок уменьшения а (рис. г, д); 4,5 - вертикальный участок.

В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим графическим построением его элементов.

числе и нагнетательных газовых скважин, с расстоянием между батареями не менее 60 м. Суммарный рабочий дебит одной батареи нефтяных скважин должен быть не более 800 т/сут (8000 кН/сут.).

Суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин или одной батареи газовых скважин не должен превышать 4000 тыс. м /сут.

Нефтяные скважины со свободным фонтанным дебитом более 400 т/сут (или газовым фактором более 200 м7м ), а также все газовые и газоконденсатные скважины должны быть оборудованы забойными клапанами-отсекателями с проверкой их на срабатывание в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

При размещении устьев скважин в кустах с «шагом» 40 м скважины следует размещать на одной прямой линии, побатарейно с числом эксплуатационных скважин в батарее не более восьми, с расстоянием между батареями не менее 60 м.

Суммарный рабочий дебит одной батареи нефтяных скважин не должен быть более 1600 т/сут.

Суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин или одной батареи газовых скважин не должен превышать 6000 тыс. м /сут.

В отдельных случаях, обусловленных сложным ландшафтными, гидрологическими и геокриологическими условиями, разрешается размещать устья скважин на одной кустовой площадке в два ряда. При этом расстояние между рядами скважин должно быть не менее 70 м, суммарное количество скважин в двух рядах не более 24.

Кустование скважин должно приводиться с обеспечением попадания их забоев в зону допуска с координатами, регламентированными проектом разработки месторождения.

При ориентировочных расчетах применяется графический метод. Для некоторых типов профилей скважины - номографированием.

Выбор профиля скважины.

Для проектирования профилей наклонно направленных скважин в одной плоскости принято применять несколько стандартных профилей и видоизмененных с участками снижения а, где кривая не соответствует окружности.

При выборе профиля следует учитывать следующее.

Применение трехинтервального профиля с наклонным участком позволяет при малом количестве рейсов с ОУ достичь значительной величины А при минимальном удлинении оси скважины. При этом профиле обычно не имеется осложнений при различных способах эксплуатации скважин. Этот профиль эффективен в том случае, если имеется возможность без дополнительных затрат поддерживать а = const на всем третьем участке, т.е. когда длина этого участка невелика или благоприятны геологические условия.

Двухинтервальный профиль с нижним искривленным участком рекомендуется применять, когда требуется войти в крутопадающий пласт под определенным углом. В этом случае величина отхода А обусловлена местоположением буровой установки и проектного пласта. Такой профиль применим при роторном и турбинном бурении. Скважину в этом случае можно пробурить без ОУ, если геологические, технологические и технические условия проводки скважины позволяют обеспечить необходимую величину Аа₁₀ при заданном угле ф При таком профиле на начальном участке можно применить ОУ, а затем осуществить безориентированное бурение.

Трехинтервальный профиль с участками набора и снижения а является частным случаем четырехинтервального профиля с последним вертикальным участком а четырехинтервальный профиль - с наклонными двумя искривленными участками является частным случаем пятиинтервального с нижним вертикальным участкок. Нижние вертикальные участки необходимы, когда требуется вскрыть определенные пласты под прямым углом, например, если на площади имеется несколько продуктивных пластов. При этом можно эксплуатировать несколько пластов одновременно при сохранении общей сетки разработки месторождения.

Таким образом, если нет специальных требований, ограничивающих необходимость последних вертикальных участков, из четырех последних профилей предпочтительно применение трех или четырехинтервального профиля, приведенных на рис. б, г. Такие профили могут применяться при различных условиях бурения. Эти профили особенно эффективны, когда на последних участках используются естественные искривления скважин и простые КНБК без ОУ. При равных А в случае трехинтервального профиля на первом искривленном участке необходимо набирать больший зенитный угол, чем при профиле, приведенном на Поэтому трехинтервальный профиль предпочтителен в том случае, если величина А меньше 300-400 м.

При выборе профиля скважины необходимо учитывать конструкцию скважины, величину угла стабилизации, величину критического зенитного угла а_кр, при котором азимут скважин стабилизируется. Величина угла а_кр для мягких и средних пород составляет 20-25°.

Не достатком является: удорожание таких скважин по отношению с вертикальными на 40 %.

Тема 12. Первичные вскрытия и опробование продуктивных пластов. Характер воздействия промывочной жидкости на продуктивный пласт.

С момента начала разбуривания продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ними в контакт и стремится проникнуть в глубь коллектора. Проникновению промывочной жидкости в пласт способствуют несколько факторов.

1. В скважине поддерживают избыточное давление. За счет гидростатического давления в пласт (коллектор) проникает промывочная жидкость; это вода, чаще всего содержащая соль и некоторые химические элементы. Частицы промывочной жидкости частично проникают в пласт образуя зону кальмотации либо оседают на стенке скважины образуя корку.

Промывочная жидкость хорошо проникает в колектор при турбулентном режиме чем при ламинарном.

2. Под влиянием капиллярных сил водная дисперсная среда проникает в глубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины.

3. Если минерализация промывочной жидкости меньше, чем пластовой, может возникнуть осмотический массоперенос дисперсной среды в продуктивный пласт, что может привести к весьма существенному неблагоприятному воздействию на продуктивный пласт, а значит вызову притока.

Большой ущерб проницаемости приствольной зоны пласта наносится в том случае, когда в результате гидроразрыва в коллектор глубоко проникает не только фильтрат, но и дисперсная фаза промывочной жидкости.

Под первичным вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов вскрытия.

1) Ствол скважины крепят до кровли колонной и цементируют. Потом вскрывают продуктивный пласт и ствол оставляют открытым, получают приток и скважину сдают заказчику. Имеет ряд преимуществ: не загрязняется пласт, уменьшается расход цемента, уменьшается расход колонны, отпадает производить вторичное вскрытие пласта. Данный метод используют в устойчивых коллекторах.

2) Ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Применяют в слабо цементируемых коллекторах.

3) Полностью пробуривают ствол скважины и вскрывают продуктивный пласт, затем спускают колонну и её цементируют, затем вскрывают продуктивный пласт. Способ позволяет избирательно производить вскрытие продуктивного пласта.

4) Данный способ применяют против загрязнения продуктивного горизонта. Бурят ствол скважины, затем вскрывают продуктивный пласт и спускают колонну в низ спускают перфорированную колонну заливаю колонну.

5) Способ заключается; бурят ствол скважины, спускают колонну и её заливают, затем вскрывают продуктивный пласт и спускают потайную колонну и её заливают, производить вскрытие продуктивного пласта.

При выборе способа первичного вскрытия продуктивного пласта нужно придерживаться следующих принципов.

1) Оценить возможность строения и насыщенность продуктивного пласта.

2) Оценить возможность устойчивости продуктивного пород.

3) Учитывать коэффициент аномальности в продуктивном пласте.

4) Выяснить, можно ли пробурить скважину за один прием через всю толщу продуктивного пласта.

5) Решить с учетом кол лекторских свойств продуктивного пласта, коэффициента аномальности и свойств пластовой жидкости, можно ли ограничится сооружением лишь основного ствола скважины или следует в пласте пробурить несколько боковых стволов для увеличения поверхности фильтрации.

Очень важно не допускать загрязнения продуктивного пласта при вскрытии.

Поэтому целесообразно руководствоваться следующими положениями.

1) Поддерживать равномерное давление столба жидкости и давления пласта.

2) Промывочная жидкость должна быть чистой, без примесей.

3) Целесообразно в промывочную жидкость добавлять ПАВ.

4) Промывочная жидкость должна быть малотиксотропной и иметь невысокие значения статического напряжения сдвига и реологических показателей.

Одна из важнейших задач при бурении скважин на слабо изученных площадях - выявление всех горизонтов, в которых содержится нефть или газ, и оценка промышленных запасов. В основном эти задачи решаются методами промысловой геофизики.

Но окончательное заключение о содержимом того или иного горизонта, возможности получения притока нефти и газа из него и промышленной оценки залежи можно сделать только в результате прямого опробования объекта. В задачи опробования объекта входит получение притока пластовой жидкости из данного объекта, отбор пробы её для последующего лабораторного анализа, измерение начального пластового давления и получения информации, необходимой для оценки коллекторских свойств объекта, его продуктивности и возможных запасов углеводородов.

Сущность опробования состоит в изоляции рассматриваемого объекта от всех других проницаемых горизонтов и от воздействия давления столба промывочной жидкости, заполняющей скважину, в созданий достаточно большой разности между пластовым давлением в объекте и давлением в скважине с целью получения притока пластовой жидкости, регистрации объемной скорости притока и изменения давления в скважине в течение всего периода опробования, а также в отборе представительной пробы пластовой жидкости для её исследования.

Наиболее достоверную информацию можно получить при опробовании в процессе бурения, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена. Для этого спускаю аппараты на бурильных трубах. Аппараты называются - пластоиспытателями. Они позволяют получить приток пластовой жидкости через всю вскрытую часть поверхности объекта и достаточно большой объем информации.

Тема 13. Крепление скважин и разобщение пластов. Цели и способы крепления скважин и разобщение пластов. Принцип проектирования конструкции скважин. Обсадные трубы и их соединения. Принципы расчета обсадных колонн.

Основные цели крепления скважин:

1) создание долгосрочного, прочного и долгосрочного канала для транспортирования жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении;

2) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга;

3) укрепление стенок скважины, сложных устойчивыми породами;

4) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями. Наиболее распространенными способом крепления скважин и разобщения горизонтов является спуск колонн, составленных из специальных труб, называемых обсадными, и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений, для предотвращения НГВП из горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности используют также пакеры. Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах, нескольких обсадных колонн и тампонажного камня, заполняющего целиком или частично пространство между колоннами и стенками ствола. Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диамеры и длина, диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.

Конструкция должна обеспечивать:

1) долговечность скважины;

2) надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов;

3) минимум затрат;

4) возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых отложений.

Проектирование начинают с выделения зон с неустойчивыми условиями бурения. Приступать к разбуриванию нижерасположенной зоны можно, если надежно изолировать преды дущию. При вскрытии неустойчивых пород плотность промывочной жидкости нужно увеличить. После вскрытии неустойчивых пород плотность промывочной жидкости нужно уменьшить. Глубина спуска колонны прежде всего определяется глубиной границы раздела смежных зон с несовместимыми условиями бурения. Дополнительно учитывают: нижний конец колонны нужно устанавливать в устойчивых породах, диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя ожидаемых суммарных дебитов жидкости (нефть + газ +вода; газ + конденсат + вода) на разных стадиях эксплуатации. При выборе длины цементного камня придерживаются правил:

1) стараться цементировать всю колонну;

2) с запасом за цементированы проницаемые породы;

3) не должно быть разрывов цементного камня.

Обсадную колонну составляют из стальных цельноканатных труб, соединяемых друг с другом с помощью резьбы или сварки. По конструкции все трубы можно разделить на две группы:

1) изготовленные в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения с постоянной по длине толщиной стенки.

2) изготовленные в виде цилиндра такого же сечения, утолщенного на одном конце наружу.

В процессе эксплуатации на обсадные колонны могут действовать высокие наружные и внутренние избыточные давления, а также осевые растягивающие (а иногда сжимающие) силы.

Все силы действующие на обсадную колонну, можно разделить на три группы; осевые, избыточные наружное, и внутреннее давление. Наружные избыточные давления как правило действуют на нижний участок колонны, а наибольшие внутренние - на верхний.

До начало спуска колонны на скважине должны быть закончены все работы, тщательно проверено буровое оборудование и инструмент, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

Тема 15. Освоение и испытание скважин. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Вскрытие продуктивных пластов является завершающим этапом бурения скважины. Выбор вскрытия продуктивного пласта зависит от величины пластового давления, устойчивости продуктивного пласта, насыщение пласта углеводородами, проницаемости пласта и другие причины. Для этого должны выполнятся требования по предупреждению НГВП. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважины размещают и обвязывают с той арматурой емкости для сбора и хранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры, для отбора проб жидкости, выходящей из скважины, и другие. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

Фонтанную арматуру можно разделить на две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанную елку. Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка - для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Между трубной головкой и фонтанной елкой расположена центральная задвижка высокого давления. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждый из которых оборудован двумя задвижками высокого давления, манометрами, а отводы елки - также термометрами и штуцерными камерами. К боковым отводам трубной головки при необходимости подсоединяют компрессоры и насосные агрегаты.

После первичного вскрытия в большинстве случаев всю скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. Чтобы после этого можно было получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо пробить достаточно большое число отверстий через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой. Операцию по созданию таких отверстий называют вторичным вскрытием продуктивного пласта.

Вторичное вскрытие ныне осуществляют, как правило, с помощью специальных аппаратов, называемых перфораторами. В основном применяют перфораторы стреляющие и гидроабразивного действия.

Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1м. За один рейс в зависимости от типоразмера перфоратора можно пробить от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно.

Стреляющие перфораторы можно подразделить на три группы: перфораторы, которые спускают в эксплуатационную колонну при отсутствии в ней НКТ; перфораторы, спускаемые через колонну НКТ, и перфораторы, спускаемые на колонне НКТ.

Под освоением подразумевают комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового.

Замена тяжелой жидкости на более легкую.

Снижение давления в скважине с помощью компрессора.

Существует достаточно много методов воздействия. Их можно подразделить на несколько групп. К одной группе можно отнести методы кислотной обработки, в основе которых лежит растворение карбонатных частиц пласта соляной кислотой, а силикатных и глинистых - фтористоводородной. Методы второй группы основаны на воздействии на продуктивный пласт резкими колебаниями давлений. Третью группу составляют методы гидравлического разрыва пласта и гидроабразивной перфорации. К четвертой группе можно отнести методы обработки растворителями и ПАВ. Применяют также методы термохимического воздействия, кислотных гидроразрывов и другие комбинации названных выше методов.

Список использованной литературы.

1. Середа Н. Г. Соловьев Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин» М., Недра 1988 г.

2. Басарыгин Ю. М. Булатов А.И. Проселков Ю.М «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» М., Недра 2001 г.

3. ПещаловЮ.А. «Бурение нефтяных и газовых скважин» М., Недра 1980 г.

4. Середа Н. Г. Сахаров В.А. Тимашев А.Н. «Спутник нефтяника и газовика» М., Недра 1986 г.

5. Зозуля Н.Е. Голубь СИ. Методическое пособие «Бурение нефтяных и газовых скважин» АГНИ 2004 г.