Особенности бурения горизонтальных скважин

1. ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ ГРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Преподаватель ГАПОУ «НГРТ»
Кобылкин Д.С.

2.

Определение
Лекция №4
Горизонтальными называются такие скважины, которые
вскрывают продуктивный пласт на интервале не менее,
чем вдвое превышающем толщину пласта.
73

3. Основная задача горизонтальных скважин

–
увеличение поверхности контакта с
коллектором и, таким образом, повышение
их производительности.
Для
горизонтальной
скважины
ее
продуктивность не столько зависит от
мощности пласта, сколько от длины
фильтровой зоны скважины.

4. СФЕРА ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Выбору горизонтальной скважины должен предшествовать
анализ геологической ситуации.
Горизонтальные скважины эффективно используют в
следующих случаях:
• в трещиноватых коллекторах с их помощью лучше
дренируют нефтяные пласты;
• в коллекторе с подошвенной водой или с газовой шапкой
горизонтальные скважины используют, чтобы уменьшить
опасность обводнения или прорыва пластового газа в
скважину;

5.

• в низкопроницаемых коллекторах горизонтальные
скважины лучше дренируют пласт, что позволяет
сократить число скважин;
• в
высокопроницаемых
газовых
коллекторах
горизонтальные скважины 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.

6. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

1. Опасность прихвата и обрыва колонн:
• в горизонтальных скважинах опасность прихвата и обрыва
бурильных труб меньше, так как искривление скважины
происходит
в
нижней
части
разреза,
который
характеризуется, как правило, сравнительно устойчивыми
породами;
• желобообразование имеет место в перегибах ствола, когда
бурильная колонна находится в растянутом состоянии, но в
горизонтальных скважинах обычно большая часть колонны
при бурении сжата и не вырабатывает желоб в одном и том
же месте;
• обычно
техническая
колонна
спускается
перед
разбуриванием продуктивной зоны пласта, что уменьшает
опасность прихвата в горизонтальной скважине.

7. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

• 2. Трение:
• горизонтальные скважины характеризуются высоким
уровнем трения бурильных колонн о стенки скважины,
особенно на ее горизонтальном участке;
• трение усиливается с увеличением протяженности
горизонтального участка, так как нагрузка на долото в этом
случае обычно создается почти всем весом бурильной
колонны;
• не последнюю роль играет качество бурового
промывочного раствора, прежде всего его смазывающая
способность.

8. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

• 2. Трение:
• горизонтальные скважины характеризуются высоким
уровнем трения бурильных колонн о стенки скважины,
особенно на ее горизонтальном участке;
• трение усиливается с увеличением протяженности
горизонтального участка, так как нагрузка на долото в этом
случае обычно создается почти всем весом бурильной
колонны;
• не
последнюю
роль
играет
качество
бурового
промывочного раствора, прежде всего его смазывающая
способность.

9. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

• 3.
В отличие от наклонной скважины забойная
компоновка при бурении горизонтального ствола
следующая:
долото – забойный двигатель – стабилизатор – MWD –
немагнитная УБТ – толстостенные бурильные трубы – ясс –
толстостенная бурильная труба – тонкостенные бурильные
трубы до устья.
• Важнейшая задача при горизонтальном бурении – не
допустить скручивания бурильных колонн, поэтому на
горизонтальных участках стремятся как можно меньше
использовать УБТ и тем самым уменьшать сопротивление
трению.
• Лучшее правило: компоновка должна быть по возможности
простой.

10. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

•4 Фактическая вертикальная глубина скважины.
• При бурении горизонтальной скважины большая
ответственность ложится на исполнителей работы
при определении глубины скважины по вертикали
по
данным
меры
бурового
инструмента.
Незначительная ошибка в глубине может оказаться
роковой, так как исключается вхождение долота в
пласт в заданной точке. А это приведет к ошибке в
размещении фильтровой части скважины в пласте
(разместят фильтр в водоносной или в газоносной
части нефтесодержащего пласта).

11. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

• 5 Контроль траектории скважины.
Бурение горизонтального участка будет медленным или даже
невозможным, если некачественно пробурена направляющая
часть ствола. Здесь не допустимы ошибки в навигации.
• При бурении непосредственно горизонтальной части скважины
ответственность за правильную навигацию повышается, хотя
управление траекторией по показаниям инклинометра и
магнитометра или гироскопа становится неэффективным. На
первый план может выступить контроль за параметрами
проходимого пласта (проницаемость, нефтенасыщенность,
фациальный
состав,
пористость,
водонасыщенность,
термодинамические параметры). Контроль этих параметров
осуществляют системы LWD (каротаж во время бурения).

12. Практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными

• 6. Горизонтальный участок сопоставим с направляющим
участком как по длине, так и по продолжительности
бурения.
• 7. Буровые промывочные и тампонажные растворы
должны обладать седиментационной устойчивостью, так как
существует опасность осаждения на нижней стенке скважины
шлама и тяжелых компонентов раствора, что осложнит бурение
и крепление горизонтальной скважины.
• 8. Нагрузка на долото. При бурении горизонтального
участка скважины нагрузка на долото создается не нижней, а
верхней частью бурильной колонны, причем определить ее по
индикатору веса затруднительно. В связи с этим в
горизонтальном бурении остро стоит вопрос измерения
режимных параметров бурения непосредственно на забое
скважины.

13. Элементы профиля горизонтальной скважины

• Горизонтальная
скважина
состоит
из
направляющей части и горизонтального участка.
Направляющая часть включает вертикальный
участок, участок начального искривления,
тангенциальный (прямолинейный) участок и
участки увеличения зенитного угла или состоит
только из вертикального участка и участка
увеличения зенитного угла.

14.

• Для
уменьшения
отклонения
применяют
компоновки низа бурильных колонн (КНБК)
самых
разнообразных
конструкций,
подразделяющихся на три основных типа:
маятниковые, жесткие и опорные.
• Эффективность работы КНБК при этом
определяют три основных элемента: жесткость,
зазор между компоновкой и стенками скважины и
длина компоновки.
В настоящее время применяют в основном жесткие
КНБК, расчет места установки в них опорноцентрирующих элементов проводят с допущением, что
отклоняющая сила на долоте равна нулю и угол между
осью компоновки и осью скважины также равен нулю.

15. КОНТРОЛЬ ПАРАМЕТРОВ ИСКРИВЛЕНИЯ

• Оперативный контроль параметров искривления ствола
скважины
осуществляется
одноточечными
инклинометрами с часовым механизмом сбросового и
встроенного типов.
• Инклинометры и геофизические приборы доставляются
по бурильной колонне к точке измерения потоком
бурового раствора с помощью специального устройства
(КТГ).

16. Многозабойные и горизонтально-разветвленные скважины

Многозабойные и горизонтальноразветвленные скважины
• Мощность
и
грузоподъемность
буровой
установки
необходимо выбирать с учетом дополнительных сил
сопротивления,
возникающих
на
участках
резкого
искривления
и
на
горизонтальных
участках
при
взаимодействии бурильной и обсадной колонн со стенками
скважины при осевых перемещениях.
• Напряженность бурильных и обсадных колонн дополнительно
возрастает вследствие изгиба труб на участках резкого
искривления стволов.
• Колонны для этого вида бурения следует выбирать по
допустимым напряжениям, возникающим в теле трубы, при
их деформированном положении в скважине. При этом
выбираемый при расчете коэффициент запаса прочности
должен быть минимальным, равным 1,25.

17.

Технические средства направленного
бурения скважин.
Компоновки низа бурильной колонны
для направленного бурения.

18.

Лекция №4
КНБК для вертикальных интервалов скважины
8
Назначение:
бурение
под
кондуктор
диаметром
245
мм
6
вертикального участка ствола и интервала стабилизации зенитного
угла и азимута.
7
6
5
4
3
Состав:
1.Долото III 295.3 СГВ (СЗГВ)
2.Калибратор 8 КС 295.3 МС
3.Турбобур Т12 РТ-240
4.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
5.Переводник Н 3-152/3-147
6.Калибратор 8К 290 МС (диаметром 285-290 мм)
7.УБТ-203 (178) -12 метров
8.ЛБТ-147* 11 - 360 метров
Назначение:
бурение
под
кондуктор
вертикального
участка
ствола
и
5
диаметром
интервала
245
мм
4
стабилизации
зенитного угла и азимута.
3
Состав:
2
1
1.Долото III 295.3 СГВ (СЗГВ)
2.Калибратор 8 КС 295.3 МС
3.Турбобур Т12 РТ-240 с двумя наваренными центраторами
диаметром 285 мм по корпусу
4.Переводник 3-147/ 3-171 с обратным клапаном
5.УБТ-203 (178) -12 метров
6.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
2
1

19.

Лекция №4
КНБК для вертикальных интервалов скважины
Назначение: бурение вертикальных участков ствола скважины.
9
Состав:
5
4
2
3
2
1
1.Долото
2.Калибратор
3.Маховик
4.Забойный двигатель
5.Бурильные трубы
8
6
Назначение: бурение вертикальных участков ствола скважины
под кондуктор диаметром 426 мм.
7
Состав:
1.Долото III 295.3 СГВ (СЗГВ)
2.Калибратор 8 КС 295.3 МС
3.Турбобур Т12 РТ-240
4.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
5.УБТ-203 (178) - 12 метров
6. Переводник З-152/3-147
7.Расширитель трехшарошечный 295/525
8.УБТ -178-12 м
9.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
Назначение: бурение под эксплуатационную
стабилизацией зенитного угла и азимута.
Состав:
1.Долото III 215.9 МЗГВ (СГВ)
2.Калибратор 9 К 215.9 МС
3. Шпиндель турбобура 3 ТСШ 1 195 с шестипланочным
центратором диаметром 213 мм
4.Турбобур 3 ТСШ 1-195
5.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
6.УБТ-178 - 25 метров
7.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
7
5
6
4
5
4
колонну
со
3
3
2
2
1
1

20.

Лекция №4
КНБК для наклонных интервалов скважины
Назначение: бурение под кондуктор диаметром 245 мм с
6
7
искривлением скважины в сторону увеличения зенитного угла с
6
интенсивностью 1-5 град/100 м и уменьшением азимута с
интенсивностью 1-5 град/100 м.
Состав:
1.Долото III 295.3 СГВ (СЗГВ)
2.Калибратор 8 КС 295.3 МС
3.Турбобур Т12 РТ-240
4.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
5.УБТ-203 (178) -12 метров
6.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
5
4
5
4
Назначение: бурение под кондуктор диаметром 245 мм в
3
интервалах искусственного искривления.
3
Состав:
2
1
1.Долото III 295.3 СГВ (СЗГВ)
2.Калибратор 8 КС 295.3 МС
3.Турбобур Т12 РТ-240
4.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном и перекосом осей 2 градуса
5.УБТ-203 (178) -12 метров
6.Универсальный магнитный переводник
7. ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
2
1

21.

КНБК для наклонных интервалов скважины
Назначение: бурение под кондуктор диаметром 245 мм в
7
интервалах искусственного искривления.
5
Состав:
1.Долото III 295.3 СГВ (СЗГВ)
2.Калибратор 8 КС 295.3 МС
3.Отклонитель ТО 2-240
4.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
5.Универсальный магнитный переводник
6.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
4
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну со
6
6
5
4
стабилизацией зенитного угла и искривлением скважины влево
по азимуту с интенсивностью 1-3 град/100 м.
3
2
1
Состав:
1.Долото III 215.9 МЗГВ (СГВ)
2.Калибратор 9 К 215.9 МС
3. Шпиндель турбобура 3 ТСШ 1 195 с шестипланочным центратором
диаметром 213 мм
4.Турбобур 3 ТСШ 1-195
5.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
6.УБТ-178 - 25 метров
7.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
3
2
1

22.

Лекция №4
КНБК для наклонных интервалов скважины
7
7
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну с увеличением
зенитного
угла
скважины
с
интенсивностью
1-3
град/100м
и
уменьшением азимута с интенсивностью 1-3 град/100 м.
6
5
Состав:
1.Долото III 215.9 МЗГВ (СГВ)
2.Калибратор 9 К 215.9 МС
3. Шпиндель турбобура 3 ТСШ 1 195 с центрирующей коронкой
СТК диаметром 214 мм
4.Турбобур 3 ТСШ 1-195
5.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
6.УБТ-178 - 25 метров
7.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
6
5
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну со снижением
4
зенитного угла с интенсивностью 1-3 град/100 м и уменьшением
4
азимута с интенсивностью1-3 гард/100 м.
3
2
1
Состав:
1.Долото III 215.9 МЗГВ (СГВ)
2.Калибратор 9 К 215.9 МС
3. Шпиндель турбобура 3 ТСШ 1 195
4. Турбобур 3 ТСШ 1-195
5.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
6.УБТ-178 - 25 метров
7.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
3
2
1
65

23.

Лекция №4
КНБК для наклонных интервалов скважины
9
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну с увеличением
зенитного угла с интенсивностью 1-5 град/100 м и уменьшением
8
7
азимута с интенсивностью 1-3 град/100 м.
Состав:
7
6
6
1.Долото III 215.9 МЗГВ (СГВ)
2.Калибратор 9 К 215.9 МС
3.Переводник ниппельный З-117 / 3-117
4.Калибратор 9 К 215.9 МС
5.Шпиндель турбобура 3 ТСШ 1-195
6.Турбобур 3 ТСШ 1-195
7.Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
8.УБТ-178 - 25 метров
9.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
5
4
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну в интервалах
искусственного искривления при глубинах до 2000 м.
5
4
3
2
1
3
Состав:
1.Долото III 215.9 СГВ
2.Калибратор 9 К 214 МС
3. Отклонитель ТО-2-195
4. Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
5. Рабочий переводник 3-147/3-147
6. Магнитный переводник 3-147/3-147
7.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
2
1

24.

Лекция №4
КНБК для наклонных интервалов скважины
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну в интервалах
7
искусственного искривления при глубинах до 3000 м.
8
Состав:
6
5
4
7
1. Долото III 215.9 СГВ
2. Калибратор 9 К 214 МС
3. Отклонитель ДВО-195
4. Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
5. Рабочий переводник 3-147/3-147
6. Магнитный переводник 3-147/3-147
7. ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
6
5
Назначение: бурение под эксплуатационную колонну в интервалах
3
4
искусственного искривления при глубинах до 3000 м.
Состав:
2
1
1.Долото III 215.9 СГВ
2.Калибратор 9 К 214 МС
3. Шпиндель-отклонитель ШО-195
4. Турбинная секция 3ТСШ-1-195 (2 секции) или турбинная секция А7 П3
5. Переводник 3-147/3-171 с обратным клапаном
6. Рабочий переводник 3-147/3-147
7. Магнитный переводник 3-147/3-147
8.ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
3
2
1
67

25.

Лекция №4
КНБК для горизонтальных интервалов скважины
Назначение: бурение горизонтального ствола в продуктивном пласте
7
7
со стабилизацией и незначительным уменьшением зенитного угла.
6
5
Состав:
1. Долото III 215.9 МСЗ ГНУ (СЗ ГАУ)
2. Калибратор МК 215.9
3. Винтовой забойный двигатель ОШ-172
4. Удлинитель диамагнитный
5. Забойная телеметрическая система ЗИС-4 (СИБ-1)
6. Фильтр-контейнер с обратным клапаном
7. ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
6
5
Назначение: бурение горизонтального ствола в продуктивном
4
пласте со стабилизацией и незначительным увеличением зенитного
угла.
3
2
1
Состав:
1. Долото III 215.9 МСЗ ГНУ (СЗ ГАУ)
2. Калибратор МК 215.9
3. Винтовой забойный двигатель ОШ-172 (СТК)
4. Удлинитель диамагнитный
5. Забойная телеметрическая система ЗИС-4 (СИБ-1)
6. Фильтр-контейнер с обратным клапаном
7. ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
4
3
2
1

26.

Лекция №4
КНБК для горизонтальных интервалов скважины
7
Назначение: бурение в продуктивном пласте с искусственным
6
искривлением с радиусом от 86 м.
6
5
Состав:
1. Долото III 215.9 МСЗ ГНУ (СЗ ГАУ)
2. Калибратор МК 215.9
3. Винтовой забойный двигатель ОШ-172 (с перекосом и МШ-172)
4. Удлинитель диамагнитный
5. Забойная телеметрическая система ЗИС-4 (СИБ-1)
6. Фильтр-контейнер с обратным клапаном
7. ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
5
4
Назначение: бурение в продуктивном пласте с искусственным
4
3
2
1
искривлением с радиусом от 54 м.
Состав:
1. Долото III 215.9 МСЗ ГНУ (СЗ ГАУ)
2. Калибратор МК 215.9
3. Винтовой забойный двигатель ОШ-172 (с перекосом) и МШ-172
4.Забойная телеметрическая система ЗИС-4 (СИБ-1)
5. Фильтр-контейнер с обратным клапаном
6. ЛБТ-147* 11 - 360 метров.
3
2
1

27.

Лекция №4
Зависимость интенсивности искривления от места
установки центратора
1,
град/100, м
1
2
а
3
2
0
-1
1, м
а
1,
град/100, м
2
0
диаметром 215,9 мм, диаметр центратора 1-
4
2
1
214 мм, 2-212 мм, 3-210 мм;
б - турбобур диаметром 195 мм, долото
2
диаметром 215,9 мм, диаметр центратора 11
3
-1
1, м
б
1,
град/100, м
3
1
-0,5
в
диаметром 295,3 мм, диаметр центратора 1-
290 мм, 2-285 мм, 3-280 мм.
4
2
214 мм, 2-212 мм;
в - турбобур диаметром 240 мм, долото
1
2
0
- турбобур диаметром 172 мм, долото
1, м
70

28.

Лекция №4
Размеры компоновок с центраторами для управления
искривлением наклонных скважин
Диаметр, мм
Стабилизация зенитного угла
Увеличение
зенитного угла
бурение ниже
1000 м
оптимальное
допустимое
диаметр
центратора, мм
расстояние до
центратора, мм
диаметр
центратора, мм
расстояние до
центратора, мм
210
208
1500
1200
212
1500
210-212
9000
215,9 215,9
195
214
214
2000
1800
214
1500
210-212 12000
295,3 295,3
240
280
280
3500
3000
290
2000
270-280 16000
турбобура
172
калибратора
215,9 215,9
долото
бурение до
1000м
диаметр
расстояние до
центратора, мм центратора, мм
Уменьшение
зенитного угла
Примечание: Принятое расстояние до центратора измеряется от торца
долота до конца центратора, включая его длину.
71

29.

Преимущества горизонтальных скважин
Общие преимущества горизонтальных
скважин
• Снижение общего количества скважин.
• Повышение степени извлечения углеводородов за счет более
интенсивного
перетока
флюидов
и
оптимальной
системы
разработки месторождения.
• Повышение дебита скважин за счет увеличения поверхности
фильтрации и зоны дренирования.
• Снижение удельных капитальных вложений на тонну добываемой
нефти.
74

30.

Преимущества горизонтальных скважин
Преимущества горизонтальных скважин на поздних
стадиях разработки месторождения
• Восстановление, а в ряде случаев и повышение продуктивности
месторождений.
• Снижение обводненности нефти.
• Повышение степени активного воздействия на пласт с целью
интенсификации притока флюида.
• Повышение эффективности нагнетательных скважин, буримых
для поддержания пластового давления.
75

31.

Лекция №4
Преимущества горизонтальных скважин
Преимущества горизонтальных скважин за счет
сокращения затрат на природоохранные
мероприятия
Экономия средств происходит в результате уменьшения:
• отчуждения земель;
• загрязнения поверхностных и подземных вод нефтепродуктами и
химреагентами;
• объема сооружаемых инженерных коммуникаций;
• объема отходов;
• воздействия на окружающую среду при кислотных обработках,
гидроразрывах пласта, термическом воздействии.
76

32.

Недостатки горизонтальных скважин
• 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.
77

33.

Статистика по горизонтальным скважинам
Годовая добыча нефти,
приходящаяся на одну скважину
по годам разработки
Обводненность нефти,
приходящаяся на одну скважину
по годам разработки
78

34.

Классификация профилей
R=300-900 м
Лекция №4
c большим радиусом кривизны
(i=0,6-2 град/10 м)
R=50-300 м
cо средним радиусом кривизны
(i=2-10 град/10 м)
R=6...12 м
c малым радиусом кривизны
(i=5-10 град/м)
R=0,2-0,6 м
cо сверхмалым радиусом
кривизны
80

35.

Лекция №4
Характеристики профилей
Скважины с большим радиусом кривизны
Преимущества:
возможность
использования
обычного
оборудования
и
инструмента
(забойные двигатели, УБТ, бурильные трубы);
отсутствие резких перегибов ствола;
большие отходы;
минимальные ограничения на длину горизонтального участка ствола;
возможно использование всех вариантов заканчивания.
Недостатки:
большая длина интервалов искусственного искривления;
увеличение общей глубины скважины;
возможны осложнения в связи с большой протяженностью открытого
наклонного ствола.
81

36.

Характеристики профилей
Лекция №4
Скважины со средним радиусом кривизны
Преимущества:
уменьшенная длина интервала бурения с отклонителем;
зоны возможных осложнений могут быть разбурены вертикальным стволом
и обсажены;
точка забуривания наклонного ствола расположена ближе к кровле
продуктивного горизонта, что повышает точность попадания в круг допуска.
Недостатки:
требуется
специальный
инструмент
для
искривления
скважины
со
значительной интенсивностью;
большие напряжения изгиба в колонне труб;
некоторые ограничения на длину горизонтального ствола.
82

37.

Характеристики профилей
Лекция №4
Скважины с малым радиусом кривизны
Преимущества:
точка забуривания наклонного ствола находится непосредственно в
продуктивном горизонте, поэтому горизонтальный ствол может быть
пробурен на строго заданном расстоянии от кровли (подошвы) пласта.
Недостатки:
длина горизонтального ствола существенно ограничивается;
низка механическая скорость бурения;
необходим специальный инструмент (забойные двигатели, бурильные
трубы);
возникают проблемы с исследованием и заканчиваем скважин, а также с
капитальным ремонтом.
83

38.

Критерии выбора профиля скважины
• Глубина
залегания
продуктивного
горизонта
Лекция №4
его
характеристика.
• Минимальная необходимая глубина вертикального участка.
• Требуемый отход (смещение).
• Конструкция скважины (диаметр ствола, глубина спуска
обсадных колонн).
• Длина горизонтального участка.
• Возможности применяемой техники и технологии бурения
(отклонители, КНБК, методы исследования скважин).
• Способ заканчивания.
84

39.

Лекция №4
Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
маломощные пласты с
трещиноватым коллектором
однородные пласты большой
мощности
пласты с АНПД и с
высоковязкими нефтями
неоднородные пласты
значительной мощности
85

40.

Лекция №4
Дополнительные требования к буровым растворам
• Минимальное воздействие на продуктивный пласт в связи с тем, что
время контакта раствора с коллектором многократно возрастает.
• Повышенные смазочных свойства для снижения сил сопротивления
движению колонны бурильных труб.
• Повышенная способность к выносу шлама.
Обеспечение устойчивости стенок скважины, так как напряжения в
висячей стенке скважины больше, чем в вертикальном стволе.
Признаки плохой очистки скважины
•Малый объем удаляемого из раствора шлама.
•Увеличение нагрузки на крюке при подъеме инструмента.
•Возрастание давления бурового раствора на стояке.
•Образование сальников на колонне бурильных труб.
86

41.

Лекция №4
Поведение шлама в наклонной скважине при останове
циркуляции раствора
При зенитных углах < 30о шлам оседает на забое скважины.
При зенитных углах от 30о до 60о шлам оседает на лежачей стенке скважины
и по мере накопления лавинообразно скатывается вниз, образуя шламовые
пробки. В результате возможны прихваты инструмента.
При зенитных углах >60о образуется устойчивая шламовая подушка на
лежачей стенке скважины.
Мероприятия по полному удалению шлама из скважины
•Увеличение расхода бурового раствора (до трехкратного).
•В процессе бурения периодическое расхаживание и вращение (если это
возможно) инструмента ротором.
•Перед
наращиванием
и
подъемом
инструмента
промывка
скважины
с
расхаживанием и вращением инструмента. Время промывки в 1,5-2,5 раза больше,
чем для вертикальных скважин такой же глубины и диаметра.
•Промежуточные промывки при спуско-подъемных операциях (через 100-500 м).
•Порционная промывка (высоковязкий раствор -обычный раствор).
•Обратная промывка.
87

42.

Лекция №4
Причины снижения проницаемости продуктивного горизонта
• Закупорка пор твердой фазой раствора.
• Диспергирование глин, находящихся в пласте, при взаимодействии с
фильтром раствора.
• Образование осадков и эмульсий при взаимодействии раствора и
пластового флюида.
• Увеличение вязкости флюида под действием полимеров.
Способы заканчивания скважин
•Открытым стволом.
•Спуском перфорированного хвостовика.
•Спуском
эксплуатационной
колоны
с
последующим
цементированием и перфорацией.
•Спуском перфорированного хвостовика с последующей гравийной
набивкой.
88

43.

Лекция №4
Другие области применения горизонтального бурения
Строительство подземных газохранилищ.
Дегазация угольных пластов.
Бурение
скважин
с
целью
водопонижения
перед
разработкой
месторождений полезных ископаемых.
Бурение скважин для сброса загрязненных вод.
Подземная газификация углей.
93

44. Спасибо за внимание!!!