Методы освоения нефтяных и
газовых месторождений горизонтальными
и вертикальными скважинами
Ведение Актуальность вопроса. В настоящее
время добыча нефти и газа сопровождается
различными осложнениями. Для повышения
эффективности разработки нефтяных и
газовых месторождений применяют различные
виды скважин: вертикальные, горизонтальные,
наклонно-направленные, многоствольные
или многозабойные. Одним из перспективных
направлений совершенствования технологии
добычи нефти является разработка нефтяных
месторождений горизонтальными, наклонно-направленными
и многоствольными скважинами. Применение
таких скважин повышает эффективность
освоения залежей нефти в пластах с низкой гидропроводностью и
неоднородностью различной природы. В
определенном смысле горизонтальные и
многоствольные горизонтальные скважины
являются универсальным инструментом
извлечения трудноизвлекаемых запасов.
В зависимости от геолого-физических свойств
нефтяных залежей нефтеотдача в среднем
повышается на 5-10% по сравнению с разработкой
пласта вертикальными скважинами. Опыт
применения горизонтальных скважин в
России показывает, что в первый год эксплуатации
технологически эффективно работают от
50-66% горизонтальных скважин. В некоторых
неэффективно эксплуатируемых горизонтальных скважинах зачастую
наблюдается быстрое снижение дебита нефти
в 1.2-5 раз и быстрый рост обводненности,
в других -дебиты нефти оказываются меньше,
чем в сопоставимых вертикальных скважин.
Цель: описать методы освоения нефтяных
и газовых месторождений горизонтальными
и вертикальными скважинами. Основные
задачи: 1.Изучить методы разработки нефтяных
и газовых месторождений; 2.Изучить горизонтальные
и вертикальные скважины, их особенности;
2.Способы разработки нефтяных и газовых
месторождений Как известно, нефть двигается
по пласту-коллектору к добывающей скважине
под действием перепада давления. Движение
происходит при условии, что в пласте давление
выше, чем на забое скважины.В начальной
стадии разработки нефтяного месторождения
пластового давления, как правило, достаточно
для обеспечения притока нефти к скважине.
Впоследствии пластовое давление постепенно
снижается и для его поддержания требуется
проведение специальных мероприятий (организация
закачки воды, газа и т.п.). В зависимости
от того, за счет чего происходит восполнение
энергии пласта и обеспечивается продвижение
нефти к добывающей скважине, способы
разработки подразделяют на 3 класса:
Первичные способы; Вторичные способы;
Третичные способы. Обычно система разработки
месторождения последовательно видоизменяется
(если мы говорим о месторождении традиционной
легкой нефти): от Первичных способов на
I стадии разработки переходят к Вторичным
способам на II и III стадиях и к Третичным
способам на III и IV стадиях разработки
месторождения. Последовательное изменение
способов разработки нефтяной залежи
Месторождения нетрадиционной (тяжелой,
сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой)
нефти требуют нетрадиционного подхода.
Разработку таких месторождений начинают
сразу с Третичных способов, разрабатывая
зачастую совершенно новый уникальный
метод. 2.1. Первичный способ Первичные
способы - это способы разработки, основанные
на извлечении нефти с использованием
потенциала внутренней энергии пласта.
Приток нефти обеспечивается за счет естественных
сил. Всего при добыче нефти различают
5 режимов: – Водонапорный (жестко-водонапорный)
– Упругий (упруго-водонапорный) – Газонапорный
(режим газовой шапки) – Режим растворенного
газа – Гравитационный Водонапорный –
основной силой, двигающей нефть к забою
скважины, является напор пластовых вод,
при котором происходит компенсирование
отбора жидкости продвижением пластовой
воды в продуктивную часть пласта. Такой
режим обычно формируется в водонапорных
комплексах литологически однородных
и выдержанных высокопроницаемых пластов
при относительной близости залежей к
областям питания водонапорного комплекса.
Конечная нефтеотдача при таком режиме
достигает 65-80%. Упругий – основной силой
является упругое расширение пластовой
жидкости и породы при снижении пластового
давления. При этом режиме отбор жидкости
не компенсируется полностью продвижением
законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача
– до 50-70%. Газонапорный – основной силой
является напор расширяющегося газа газовой
шапки, при котором отбор жидкости полностью
не компенсируется продвижением пластовой
воды в продуктивную часть пласта. Конечная
нефтеотдача – до 40-60%. Режим растворенного
газа – основной силой является расширение
газа, выделяющегося из нефти при снижении
пластового давления. При этом режиме
также отбор жидкости полностью не компенсируется
продвижением пластовой воды в продуктивную
часть пласта. Формируется при усиленном
отборе жидкости из пласта, приводящем
к снижению пластового давления до значений,
ниже давления насыщения нефти газом.
Конечная нефтеотдача – до 10-30%. Гравитационный
– основной силой является сила тяжести
самой нефти. Такой режим может проявляться
при полной изоляции залежи от водоносной
части, а также при отсутствии газа (свободного
или растворенного). Довольно редкий режим,
обычно возникает на последней стадии
разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся
при режиме растворенного газа. Конечная
нефтеотдача – до 10-20%. 2.2. Вторичный и третичный
способы Вторичные способы – это способы
разработки, в которых извлечение нефти
из пласта происходит с использованием
поддержания внутрипластовой энергии
за счет закачки воды или газа (в газовую
шапку). Другими словами, вторичные способы
основаны на искусственном поддержании
пластового давления. Есть только два
метода, которые относятся к вторичным:
Поддержание пластового давления закачкой
воды. В этом случае реализуется водонапорный
режим эксплуатации залежи. Поддержание
пластового давления закачкой газа в газовую
шапку (для залежей с наличием газовой
шапки). В этом случае реализуется газонапорный
режим. Вторичные способы разработки нефтяных
месторождений – наиболее распространенные.
К третичным способам относят методы увеличения
нефтеотдачи (МУН). Это методы основанные
на извлечении нефти с использованием
потенциала внутрипластовой энергии за
счет закачки агентов, отличающихся от
используемых при вторичных способах
повышенным потенциалом вытеснения нефти
– тепловые, газовые, химические, микробиологические.
Существует 4 пути повышения степени извлечения
нефти из пласта: Снижение объема нефти
остающейся в порах горной породы; Уменьшение
количества (или площади) недренируемых
зон Снижение вероятности кинжальных
прорывов воды. Предотвращение возникновения
зон пониженного давления. Методы увеличения
нефтеотдачи: Тепловые методы (вытеснение
нефти теплоносителями, воздействие с
помощью внутрипластовых экзотермических
окислительных реакций); Газовые методы
(закачка углеводородных газов, жидких
растворителей, углекислого газа, азота,
дымовых газов); Химические методы (заводнение
с применением поверхностно-активных
веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное
заводнение и др.); Микробиологические
методы (введение в пласт бактериальной
продукции или ее образование непосредственно
в нефтяном пласте). Практическое применение
МУН – штука довольно сложная. Нет однозначного
ответа, как и каким образом применять
тот или иной метод. Каждое месторождение
требует индивидуального подхода. 3.Сважина
и ее виды Скважина — горная выработка
круглого сечения, пробуренная с поверхности
земли или с подземной выработки без доступа
человека к забою под любым углом к горизонту,
диаметр которой намного меньше ее глубины.
Виды скважин: Опорные скважины бурят
для изучения геологического строения
и гидрогеологических условий регионов.
Параметрические скважины бурят для изучения
глубинного геологического строения и
сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности
возможных зон нефтегазонакопления. Структурные
скважины бурят для выявления перспективных
площадей и их подготовки к поисково-разведочному
бурению. Поисковые скважины бурят с целью
открытия новых месторождений нефти и
газа. Разведочные скважины бурят на площадях
с установленной промышленной нефтегазоносностью
с целью подготовки запасов нефти газа.
Эксплуатационные скважины бурят для
разработки и эксплуатации залежей нефти
и газа. Специальные скважины бурят для
сброса промышленных вод, ликвидации открытых
фонтанов нефти и газа и др. В зависимости
от геологических условий нефтяного месторождения
бурят различные типы скважин. Нефтяная
скважина может быть пробурена как: вертикальная;
наклонно-направленная; горизонтальная;
многоствольная или многозабойная Рисунок
1-Виды скважин 4.Вертикальная и горизонтальная
скважины Вертикальная скважина- это скважины,
у которой угол отклонения ствола от вертикали
не превышает 5°. Горизонтальная скважина-
называется скважина, у которой угол отклонения
ствола от вертикали составляет 80-90°. В
более широком смысле , горизонтальная
скважина- это скважина имеющая протяженную
фильтровую зону-ствол, пробуренный преимущественно
вдоль напластовывания целого пласта
в определенном направлении. Рисунок 2-Горизонтальная
и вертикальная(наклонно-направленная)
скважины Рисунок 3- Бурение скважин на
нефть и газ 5.Вертикальное бурение Наиболее
распространенным, универсальным является
вертикальное бурение, которое включает
в себя множество способов и видов бурения
скважин самого разного назначения. Другими
словами термин «вертикальное бурение»
подразумевает направление скважины (вертикально),
а способов осуществления вертикального
бурения на сегодняшний момент существует
множество. К наиболее распространенным
механическим способам вертикального
бурения относят Вращательный; Ударно-вращательный;
Ударный; Роторный; Турбинный; Электрогидравлический
и гидравлический способы. Каждый из способов
имеет свои собственные недостатки и преимущества,
а выбор соответствующего конкретному
случаю способа бурения зависит от расположения
скважины, ее технических характеристик,
глубины, профиля, конструкции скважины,
а так же геологического строения в зоне
бурения. Если осуществление выбора на
основе анализа статистических материалов
и экономических расчетов не представляется
возможным, то специалисты выбирают способ
вертикального бурения на основании геолого-технических
условий бурения. Например, роторное бурение
вертикальных скважин (наиболее популярное
во всем мире) выбирают в тех случаях, когда
скважина должна пролегать в толще пластичных
глин, сланцах глинистых, в тех условиях,
где требуются утяжеленные буровые растворы,
а температура в забое достаточно высокая.
Турбинное бурение, обладающее высокими
скоростями вращения, актуально для прокладки
скважин на сравнительно малых глубинах,
а редукторные турбобуры позволяют производить
бурение глубоких и сверхглубоких вертикальных
скважин, при очень высоких значениях
температур. Вне зависимости от того, какой
способ разрушения горных пород был избран
для проходки той или иной скважины, технологический
процесс вертикального бурения включает
в себя ряд строго определенных, последовательных
операций. В первую очередь происходит
спуск буровой колонны, оснащенной необходимым
породоразрушающим инструментом в скважину,
затем происходит процесс разрушения
пород в забое (тем или иным способом).
На следующем этапе вертикального бурения
разрушенная порода выносится на поверхность
скважины, бурильные трубы поднимают на
поверхность, сменяют инструменты породоразрушения
на новые и операция повторяется до момента
достижения заданной глубины скважины.
На завершающем этапе, происходит укрепление
стенок скважины обсадными трубами, цементирование
свободных пространств между стенками
скважины и трубами, так называемый процесс
«разобщения пластов». В настоящее время,
в нашей стране, других странах СНГ, а так
же за рубежом, активно ведутся многочисленные
научно-исследовательские, конструкторские
разработки, в области создания и совершенствования
способов вертикального бурения. К наиболее
перспективным направлениям относят изучение
разрушения горных пород при помощи ультразвука,
лазера, вибрации, эрозионное и взрывное
разрушение. Рисунок 4-Схема бурения скважины
5.1. Наклонно-направленное(горизонтальное)
бурение Наклонно-направленное бурение
нефтяных и газовых скважин осуществляется
по специальным профилям. Профили скважин
могут варьироваться, но при этом верхний
интервал ствола наклонной скважины должен
быть вертикальным, c последующим отклонением
в запроектированном азимуте. При геолого-разведочных
работах на твёрдые полезные ископаемые
наклонно-направленное бурение осуществляется
шпиндельными буровыми станками c земной
поверхности или из подземных горных выработок.
Бурение таких скважин отличается тем,
что вначале они имеют прямолинейное направление,
заданное шпинделем бурового станка, a
затем в силу анизотропии разбуриваемых
пород отклоняются от прямолинейного
направления. Рост объемов наклонно-направленного
бурения скважин с углами отклонения ствола
скважин от вертикали более 50° обусловили
ограничения по применению традиционных
методов исследований с помощью аппаратуры,
спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали
необходимость разработки специальных
технологий доставки скважинных приборов
в интервал исследований. Решение этой
проблемы возможно с помощью бескабельных
измерительных систем, доставляемых на
забой с помощью бурового инструмента.
Получив широкое распространение, одноствольное
наклонное бурение не исчерпало своих
резервов. Возможность горизонтального
смещения забоя относительно вертикали
(проекции устья скважины на пласт) позволила
создать вначале кустовой, а затем многозабойные
методы бурения. Техническое усовершенствование
наклонного бурения явилось базой для
расширения многозабойного и кустового
бурения. Под кустовым бурением понимается
способ, при котором устья скважин группируются
на общей площадке, а конечные забои находятся
в точках, соответствующих проектам разработки
месторождения. 5.2.Искусственное отклонение
скважин Искусственное отклонение скважин
широко применяется при бурении скважин
на нефть и газ. Искусственное отклонение
скважин делится на наклонное, горизонтальное
бурение, многозабойное (разветвленно-наклонное,
разветвленно-горизонтальное) и многоствольное
(кустовое) бурение. Бурение этих скважин
ускоряет освоение новых нефтяных и газовых
месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу
пластов, снижает капиталовложения и уменьшает
затраты дорогостоящих материалов. Искусственное
отклонение вплоть до горизонтального
применяется в следующих случаях: 1) при
вскрытии нефтяных и газовых пластов,
залегающих под пологим сбросом или между
2-я параллельными сбросами; 2) при отклонении
ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва)
в направлении продуктивного горизонта;
3) при проходке стволов на нефтеносные
горизонты, залегающие под соляными куполами,
в связи с трудностью бурения через них;
4) при необходимости обхода зон обвалов
и катастрофических поглощений промывочной
жидкости; 5) горизонтальное бурение незаменимо
при вскрытии продуктивных пластов, залегающих
под дном океанов, морей, рек, озер, каналов
и болот, под жилыми или промышленными
застройками, в пределах территории населенных
пунктов 6) при проходке нескольких скважин
на продуктивные пласты с отдельных буровых
оснований и эстакад, расположенных в
море или озере; 7) при проходке скважин
на продуктивные пласты, расположенные
под участками земли с сильно пересеченным
рельефом местности (овраги, холмы, горы);
8) при необходимости ухода в сторону новым
стволом, если невозможно ликвидировать
аварию в скважине; 9) при забуривании 2-го
ствола для взятия керна из продуктивного
горизонта; 10) при необходимости бурения
стволов в процессе тушения горящих фонтанов
и ликвидации открытых выбросов; 11) при
необходимости перебуривания нижней части
ствола в эксплуатационной скважине; 12)
при необходимости вскрытия продуктивного
пласта под определенным углом для увеличения
поверхности дренажа, а также в процессе
многозабойного вскрытия пластов; 13) при
кустовом бурении на равнинных площадях
с целью снижения капитальных затрат на
обустройство промысла и уменьшения сроков
разбуривания месторождения; 14) при бурении
с целью дегазификации строго по угольному
пласту, с целью подземного выщелачивания,
например, калийных солей и др. Искусственное
отклонение скважин в нефтяном бурении
в основном осуществляют забойными двигателями
(турбобуром, винтовым двигателем и реже
электробуром) и при роторном способе
бурения. В настоящее время применяют
следующие основные способы искусственного
отклонения скважин. -Использование закономерностей
естественного искривления на данном
месторождении (способ типовых трасс).
В этом случае бурение проектируют и осуществляют
на основе типовых трасс (профилей), построенных
по фактическим данным естественного
искривления уже пробуренных скважин.
Способ типовых трасс применим только
на хорошо изученных месторождениях, при
этом кривизной скважин не управляют,
а лишь приспосабливаются к их естественному
искривлению. Недостаток указанного способа
- удорожание стоимости скважин вследствие
увеличения объема бурения. Необходимо
также для каждого месторождения по ранее
пробуренным скважинам определять зоны
повышенной интенсивности искривления
и учитывать это при составлении проектного
профиля. - Управление отклонением скважин
посредством применения различных компоновок
бурильного инструмента. В этом случае,
изменяя режим бурения и применяя различные
компоновки бурильного инструмента, можно,
с известным приближением, управлять направлением
ствола скважины. Этот способ позволяет
проходить скважины в заданном направлении,
не прибегая к специальным отклонителям,
но в то же время значительно ограничивает
возможности форсированных режимов бурения.
- Направленное отклонение скважин, основанное
на применении искусственных отклонителей:
кривых переводников, эксцентричных ниппелей,
отклоняющих клиньев и специальных устройств.
Перечисленные отклоняющие приспособления
используются в зависимости от конкретных
условий месторождения и технико-технологических
условий. К наклонным скважинам при турбинном
и роторном бурении на нефть и газ относятся
в основном скважины, забуриваемые с поверхности
вертикально с последующим отклонением
в требуемом направлении, вплоть до горизонтального,
т.е. под углом в 90 градусов. 6.Заключение
Несмотря на существенный опыт бурения
горизонтальных скважин в России и за
рубежом, опыт их эксплуатации явно недостаточен.
Решение вопросов повышения нефтеотдачи
не устраняет проблем, связанных с эксплуатацией
таких скважин, а в большинстве случаев
некоторые из осложнений обостряются.
Основные эксплуатационные объекты нефтяных
месторождений Западной Сибири находятся
на поздней стадии разработки, которая
характеризуются значительной выработанностыо
запасов нефти и высокой обводненностью
скважинной продукции. В данных условиях
все большую роль приобретает освоение
залежей с трудноизвлекаемыми запасами.
К залежам с трудноизвлекаемыми запасами
можно отнести коллектора характеризующиеся
высокой изменчивостью фильтрационных
свойств пласта по разрезу и площади, наличием
контактного залегания нефтяной части
с водоносным горизонтом, высокой расчлененностью
коллектора, большие перепады абсолютных
отметок кровли и подошвы залежи.На практике
вовлечение в разработку таких залежей
с использованием традиционных систем
разработки наклонно-направленными скважинами,
как правило, реализуется недостаточно
эффективно.Технология бурения многоствольных
горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные
перспективы, связанные с возможностью
повышения эффективности добычи нефти,
продления срока эксплуатации нефтяных
месторождений и увеличения коэффициента
извлечения нефти. До недавнего времени
данная технология не находила широкого
применения из-за отсутствия опыта и недостаточной
теоретической изученностью. В связи всё
возрастающим интересом во всем мире по
применению многоствольных горизонтальных
скважин возникает необходимость в разработке
теории, исследовании процессов вытеснения
нефти к забоям горизонтальных стволов
и технологических принципов ведения
таких работ.