Бурение горизонтальных скважин

Введение

Нефтегазовый комплекс (НГК) в экономическо-хозяйственном развитии РФ имеет важнейшее значение для возрождения экономической мощи страны, промышленного производства на высокотехнологичной основе, роста авторитета страны на международной арене как одного из основных поставщиков нефти и газа на мировые рынки. Результаты деятельности НГК очень значительны для формирования платежного баланса, поддержания курса национальной валюты, организации международного экономического сотрудничества. За счет нефтегазовых доходов обеспечиваются 60% поступлений в госбюджет, 70% всех валютных поступлений страны, 64% вырабатываемой в России энергии.
Следует отметить, что НГК в целом вышел из кризиса, связанного с санкциями, падением цен на мировом рынке (Приложение 1) с наименьшими потерями. В 2016 г. добыча нефти в России возросла до 548 млн т (прирост 13,5 млн т., 2,5% относительно 2015 г., Приложение 2), экспорт сырой нефти составил 254,8 млн т, что на 10,2 млн т (+4,2%) выше уровня 2015 года (Приложение 3). В 2016 году добыча природного и попутного нефтяного газа в России составила 639,4 млрд м3, что на 0,9% больше уровня 2015 года (Приложение 4), экспорт вырос на 6,6% по сравнению с 2015 годом и достиг 214 млрд м3 (включая СПГ), что является максимальным показателем за постсоветский период (Приложение 5).
Нефть и газ добывают, используя скважины, основными процессами строительства которых являются бурение и крепление. Важно осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить стану нефтью и газом при снижении трудо- и энергоемкости и капитальных затрат. Бурение скважин – единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.
Нефтяная или газовая скважина – это приблизительно цилиндрическое сооружение в глубь Земли, включающее в основном вертикальную или наклонную горную выработку в непродуктивной зоне пород и соединенную с ней выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных труб и цементных оболочек и фильтр, обеспечивающий надежную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.
Устье – это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой – направлением.
Забой – дно ствола скважины.
Ствол – горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.
Обсадная колонна – это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну – кондуктор, последнюю обсадную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).
Фильтр – это участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.
Цементное кольцо – это затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.
Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины.
Скважины на нефть и газ могут быть сгруппированы следующим образом:
Структурно-поисковые. Их задача – установление тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов;
Разведочные. Они предназначены для выявления продуктивных объектов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;
Добывающие (эксплуатационные). Они служат для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины;
Нагнетательные. Их миссия - закачка в пласты воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышения эффективности добычи;
Опережающие добывающие. Их функция - добыча нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;
Оценочные. Они используются для определения начальной водонефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта;
Контрольные и наблюдательные. Они предназначаются для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта;
Опорные скважины. Их бурят для изучения геологического строения крупных регионов, установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа.
В зависимости от условий месторождения, различают скважины (Рисунок 1):
Вертикальные;
Наклонно-направленные;
Горизонтальные;
-60960424815Многозабойные (интеллектуальные).
Рисунок 1 – Виды скважин в зависимости от условий месторождения


1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
1.1 Понятие, особенности, преимущества и недостатки ГС

Горизонтальная скважина (ГС) – это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали (Приложение 6). Цель бурения горизонтальных скважин – создание фильтровой зоны по простиранию пласта [4]. ГС эффективно используют в следующих случаях:
в трещиноватых коллекторах с их помощью лучше дренируют нефтяные платы;
в коллекторе с подошвенной водой или с газовой шапкой ГС используют, чтобы уменьшить опасность обводнения или прорыва пластового газа в скважину;
в низкопроницаемых коллекторах ГС лучше дренируют пласт, что позволяет сократить число скважин;
в высокопроницаемых газовых коллекторах ГС позволяют уменьшить скорость движения газа и сократить потери пластовой энергии на турбулентное трение;
для увеличения нефтеотдачи термическим воздействием, так как создается возможность существенно повысить приемистость по теплоносителю.
Необходимо отметить преимущества ГС:
Уменьшение общего количества скважин;
Повышение степени извлечения углеводородов за счет более интенсивного перетока флюидов и оптимальной системы разработки месторождения;
Увеличение дебита скважин за счет увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования;
Понижение удельных капитальных вложений на тонну добываемой нефти.
Следует отметить и недостатки ГС:
Увеличение объема метража бурения по отдельной скважине;
Повышение себестоимости метра скважины;
Эффективность (дебит) горизонтального ствола меньше, чем вертикального такой же длины;
В процессе эксплуатации дебит горизонтальной скважины снижается более интенсивно, чем вертикальной, однако, накопленная добыча повышается.


Отличительными особенностями горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными являются протяженная зона дренирования (большая площадь контакта с нефтенасыщенной толщей) и малое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне. Именно эти факторы способствуют увеличению дебита ГС. С гидродинамической точки зрения, это обусловлено увеличением поверхности дренажа сокращением пути, преодолеваемого нефтью при движении к скважине, благодаря чему увеличивается приток нефти

. Результатом этого является интенсификация процесса фильтрации и увеличение отдачи пласта. Пласт в непосредственной близости к скважинам максимально дренирован, в то время как в более удаленной части пласта нефти содержится довольно много.
Важно обратить внимание на условия целесообразности строительства ГС:
анизотропия пород, слоистость;
низкая проницаемость – менее 0,05–0,075 мкм2;
малая нефтенасыщенная толщина;
высоковязкая пластовая нефть – более 25 мПа·с;
водонефтяные и нефтегазовые залежи;
ориентация трещин преимущественно в вертикальном направлении;
залежи с аномально высоким пластовым давлением;
высокопарафинистые нефти (содержание более 10%);
остаточные запасы со степенью выработанности около 80%;
нефтяные залежи в зонах континентального шельфа;
нефтяные залежи под охранными зонами, водоемами.
Многие эскперты, исследующие вопросы, связанные с горизонтальными скважинами, сходятся во взглядах относительно существенных причины бурения горизонтальных скважин [10]:
значительно повышается отбор нефти;
формируется новая геометрия дренирования пласта;
растет производительность при наличии вертикальных трещин;
становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов, причем стоимость бурения горизонтальных скважин сопоставима со стоимостью вертикальных.
Стоит подчеркнуть, что использование горизонтальных скважин возможно на любом этапе разработки и при разных условиях месторождения, ГС оказывают наименьшее воздействие на окружающую среду, при этом давая наибольший результат в ресурсоотдаче.


1.2 Методы бурения ГС

center189674500На сегодняшний период в основном развиваются три метода бурения горизонтальных скважин – с малым (6–15 м), со средним (40–100 м) и большим (300–600 м) радиусами кривизны [4]. Для условий, когда продуктивный пласт сложен прослоями различной твердости, целесообразно применять профили, показанные на Рисунке 2 и 3. Такой профиль по сравнению с полого наклонной скважиной при одинаковой проходке в пределах продуктивного пласта дает при прочих равных условиях больший дебит. Эти схемы имеет смысл применять при отсутствии в кровле и подошве пласта активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов, так как возможны выходы ствола за пределы пласта.


Рисунок 2 – Схематичный профиль скважины «сложного профиля»
center1333500


Рисунок 3 – Схематичный профиль двухзабойной скважины

Полого-горизонтальные скважины весьма эффективны также и для разведки и разработки залежей, где нефтеносность приурочена к крупным и в то же время извилистым вертикальным разломам, местоположение которых неизвестно [2]. В данном случае у такой скважины значительно больше шансов встретить и пронизать вертикальный разлом, чем у обычной.
Для условий, когда продуктивный пласт большой мощности, подходит профиль, показанный в Приложении 7. Для данного профиля стволы должны иметь максимальную длину при углах наклона не менее 50–60˚. В пластах большой мощности наиболее эффективной будет многоярусная скважина с числом стволов не более 3–4. Многоярусные скважины имеют большую площадь контакта с нефтяным пластом большой мощности, вследствие чего в несколько раз возрастает дебит скважин, что приводит к экономии средств.
center91440000Среди наиболее перспективных и эффективных методов воздействия на продуктивный пласт в условиях горизонтальных скважин является интегрированное воздействие на основе технологии SAGD (парогравитационное воздействие) – Рисунок 4.


Рисунок 4 – Парогравитационное воздействие на продуктивный пласт в условиях 2 горизонтальных скважин
При добыче высоковязких нефтей и природного битума с применением интегрированного тепловолнового воздействия на пласт возможно получение синергетического эффекта за счет совмещения теплового и волнового воздействий на пласт [6].
Вариант воздействия на пласт представляет большой интерес. Смысл технологии заключается в нагнетании пара через излучатель колебаний давления, расположенный в верхней горизонтальной скважине [8]. При этом формируется волновое поле, воздействующее совместно с температурой, которое интенсифицирует внутрипластовые процессы, а из нижней горизонтальной скважины происходит отбор извлекаемой продукции. Нагнетательная горизонтальная скважина в данном случае представляет собой линейный источник тепловой и волновой энергии. Дебит добывающей горизонтальной скважины при ограниченной длине может быть определен по формуле (1) []:
q = 2·10 6 ·п·k·h·(Pk – Pc) / μ· ln (4Rk / l) + (ln (h / 2п·rс)· (h / l)) (1),
где q – дебит скважины, м3/с; k – проницаемость пласта, мкм2; Pк – давление на контуре питания, Па; Pс – давление на стенке скважины, Па; μμ – коэффициент динамической вязкости нефти, Па⋅с; Rк – радиус контура питания, м; l – длина скважины в продуктивном пласте, м; h – мощность (толщина по вертикали) пласта, м; rс – радиус скважины, м.
Исследование формулы (1) показывает, что наиболее значимое влияние на продуктивность ГС оказывают следующие параметры: проницаемость пласта k, разность пластового давления (Pк – Pс), длина горизонтальной скважины l и коэффициент динамической вязкости пластовой жидкости μ, на значение которого можно влиять изменением температуры пласта. Поскольку зависимость вязкости нефтей и битумов от температуры высока (повышение температуры на несколько десятков градусов снижает вязкость в тысячи раз), то можно считать, что тепловое воздействие на пласт является одним из наиболее эффективных методов интенсификации нефтедобычи. С увеличением диаметра скважины ее продуктивность растет незначительно. Волновое воздействие на продуктивный пласт, осуществляемое при размещении излучателя в горизонтальной скважине, может существенно повысить проницаемость пористой среды k, что непосредственно отражается на дебите скважины. Наилучшая длина ствола горизонтальной скважины или место размещения излучателя колебаний для волнового воздействия определяется частотой собственных колебаний пласта и спектром частот колебаний [5].
В итоге эффект тепловолнового воздействия на нефтяные и битумные пласты в условиях двух горизонтальных скважин заключается в двух основных явлениях: снижении вязкости пластового флюида за счет нагнетания пара в пласт и повышении проницаемости пористой среды за счет волнового воздействия на него.


2 ГС НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ РАЗВИТИЯ
2.1 ГС в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на примере НГДУ «АЗНАКАЕВСКНЕФТЬ» ПАО «ТАТНЕФТЬ»

В последней четверти 20-го столетия в мире значительное развитие получило бурение различного вида горизонтальных скважин (ГС, разветвленно-горизонтальные - РГС, многозабойные - МЗС, боковые горизонтальные - БГС). Основоположником этого высокоэффективного направления в разработке нефтяных месторождений был наш выдающийся соотечественник А. М. Григорян. В современный период использование технологий бурения горизонтальных скважин и гидравлического разрыва пласта позволяет повысить коэффициент извлечения нефти по старым месторождениям и поддерживать разработку объектов на рентабельном уровне.
Наиболее целесообразным направлением повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) трудноизвлекаемых запасов является переход на принципиально новые системы разработки месторождений [5]