Бурение скважин с кустовых оснований

1. Геонавигация в бурении

Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Институт природных ресурсов
Кафедра бурения скважин
Геонавигация в бурении
Курс лекций
Автор: Епихин А.В.
ст. преп. каф. бурения скважин
Томск-2017 г.

2. Тема №8

Бурение скважин с кустовых
оснований
2

3.

Определение
Кустовым бурением называется такой способ, при котором устья
скважин находятся на общей площадке сравнительно небольших
размеров, а
забои
в
соответствии с
геологической
сеткой
разработки месторождения.
3

4.

Преимущества кустового бурения
1. Сокращение
затрат средств
и времени на
обустройство
площадок под буровые установки, подъездных путей и других
коммуникаций.
2. Уменьшение затрат времени на вышкостроение.
3. Сокращение затрат на эксплуатационное обслуживание и
ремонт скважин.
4. Сокращение затрат на природоохранные мероприятия.
Недостатки кустового бурения
1. Дополнительные
затраты
средств
и
времени
на
искусственное искривления скважин.
2. Увеличение объемов бурения.
4

5.

Особенности проектирования скважин при кустовом бурении
Оптимальное направление движения станка
Оптимальным считается такое НДС, при котором направления на
проектные забои скважин близится к перпендикулярным по
отношению к НДС.
НДС
5

6.

Особенности проектирования скважин при кустовом бурении
Очередность бурения скважин
Очередность бурения скважин принимается следующей: в первую очередь
бурятся скважины, для которых угол, измеренный от НДС до проектного
направления на забои по часовой стрелке, составляет 120-240°(I сектор),
причем сначала бурятся скважины с большими зенитными углами; во вторую
очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 60-120°(II
сектор), и вертикальные скважины; в последнюю очередь бурятся
скважины, для которых указанный угол ограничен секторами 0-60° и 300-360°
(III сектор), причем сначала скважины с меньшими зенитными углами.
II
III
НДС
I
II
6

7.

Особенности проектирования скважин при кустовом бурении
Глубина зарезки наклонного ствола
Глубина зарезки наклонного ствола при бурении скважин I и II секторов
для первой скважины принимается минимальной, а для последующихувеличивается. Во II секторе допускается для последующих скважин
глубину зарезки наклонного ствола уменьшать только в том случае, если
разность в азимутах забуривания соседних скважин составляет 90° и
более. Для скважин III сектора глубина зарезки наклонного ствола для
очередной скважины принимается меньшей, чем для предыдущей.
Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола
для двух соседних скважин должно быть не менее 30 м, если разность в
проектных азимутах стволов составляет менее 10°, 20 м, если разность
азимутов 10-20°; и не менее 10 м во всех остальных случаях.
12345678
НДС
7

8.

Оптимальное число скважин на кусте
Число скважин в кусте определяется с точки зрения:
•Пожарной безопасности.
•Технических возможностей проходки скважин.
•Экономической целесообразности.
1.
В
целях
пожарной
безопасности
нормативно
установлено,
что
суммарный дебит скважин в кусте не должен превышать 4000 т/сут при
газовом факторе не более 200 м3/м3.
2. С технической точки зрения максимальное число скважин в кусте nmax
определяется из выражения
2
nmax
aпр
t
t b h
где aпр - максимальное нормативно установленное, либо
возможное отклонение скважины от вертикали для используемой
направленного бурения; t - плотность геометрической сетки
месторождения; b - расстояние по горизонтали между рядами
расстояние по горизонтали между скважинами в ряду.
предельно
технологии
разработки
сетки; h 8

9.

Оптимальное число скважин на кусте
С экономической точки зрения при кустовом бурении:
• сокращаются затраты средств на сооружение оснований под буровую,
монтажно-демонтажные работы, строительство подъездных путей, ЛЭП,
нефтепроводов и т. д.;
• возрастают затраты на бурение скважин в связи с необходимостью их
искусственного искривления;
• увеличивается длина скважин по стволу.
При оптимальном числе скважин в кусте стоимость каждой из них будет
минимальной.
Методика расчета
1. Для конкретных условий определяется себестоимость С строительства основания под одну
скважину куста.
Для Нефтеюганского УБР, например, она имеет вид:
4
С 0,2С о 1 ,
n
где Со - затраты средств на строительство оснований для одиночной скважины; n - число скважин в
кусте.
2. Определяется зависимость возрастания себестоимости метра скважины в связи с
дополнительными затратами на искусственное искривление.
Для большинства месторождений Среднего Приобья эта зависимость имеет вид:
0,4 о 1 1,5к ,
где о - себестоимость метра вертикальной скважины; к-коэффициент, равный отношению
производительности бурения наклонных и вертикальных скважин.
Этот коэффициент определяется по фактическим данным и колеблется в пределах от 1 до 2 в
зависимости от числа скважин в кусте.
9

10.

Методика расчета
3. Для конкретных условий определяется зависимость увеличения объема бурения от числа скважин
в кусте.
Для Самотлора эта зависимость выглядит следующим образом: h 13 ,5 n 2000 ,
где h -длина ствола наклонной скважины.
Себестоимость А одной скважины в кусте равна
А с h
или
4
А 0 ,2со 1 4 о 1 1 ,5 к 13 ,5 n 2000 .
n
Себестоимость одной скважины будет минимальной при равенстве первой производной
функции стоимости нулю, т.е.:
dA 0 ,8С о
5 ,4 о 1 1 ,5 к 0.
2
dn
n
Отсюда оптимальное число скважин в кусте nопт определяется из выражения:
nопт
0 ,8Со
.
5 ,4 о 1 1 ,5 к
10

11.

Специальные буровые установки
БУ 2500 ЭУК
БУ 3000 ЭУК
БУ 3000 ЭУК - 1
БУ 3200 /200 ЭУК - 2МЯ
БУ 3200 /200 ЭУК - 2М2
БУ 3200 /200 ЭК - БМ
БУ 3900 /225 ЭК - БМ
БУ 4000 /250 ЭК - БМ
БУ 4500 /270 ЭК - БМ
БУ 5000 /320 ЭУК - Я
11

12.

Специальные буровые установки
стационарно-кустовая буровая установка;
одноэшелонная буровая установка;
двухэшелонная буровая установка;
двухэшелонная многоэтажная буровая установка.
12

13.

Специальные буровые установки
стационарно-кустовая буровая установка;
одноэшелонная буровая установка;
двухэшелонная буровая установка;
двухэшелонная многоэтажная буровая установка.
13

14.

Специальные буровые установки
Мобильные буровые установки
14

15. Тема №9

Бурение горизонтальных скважин
15

16.

Определение
Горизонтальными называются такие скважины, которые
вскрывают продуктивный пласт на интервале не менее,
чем вдвое превышающем толщину пласта.
16

17.

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.
17

18.

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.
18

19.

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.
19

20.

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.
20

21.

Статистика по горизонтальным скважинам
Годовая добыча нефти,
приходящаяся на одну скважину
по годам разработки
Обводненность нефти,
приходящаяся на одну скважину
по годам разработки
21

22.

Статистика по горизонтальным скважинам
Изменение дебита нефти по годам разработки
22

23.

Классификация профилей
R=300-900 м
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
23

24.

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.
24

25.

Характеристики профилей
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.
25

26.

Характеристики профилей
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.
26

27.

Критерии выбора профиля скважины
• Глубина
залегания
продуктивного
горизонта
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.
27

28.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Наличие подошвенных вод
Наличие газовой шапки
Наличие подошвенных вод и газовой
шапки
28

29.

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
29

30.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Маломощные пласты
Неоднородные пласты
30

31.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Пласты с высоковязкими
нефтями и природными
битумами
31

32.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 вертикальная нагнетательная скважина; 3 глухой пакер; 4 - продуктивный пласт
высоковязкой нефти или битумов; 5 перфорационные отверстия; 6 - пакер; 7 интервал перфорации.
1.
2.
3.
Продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами T1,
Т2 (с разницей температур на практике в 15-20°С, что определяется периодическими замерами
температуры продукции, взятой из разных участков добывающей скважины, или по показаниям
температурных датчиков).
Закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину. В качестве теплоносителя применяется
пар, горячая вода и т.д.
Прогревают часть пласта до 100-110°С с температурным режимом T1 и производят постоянный
контроль температуры по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
32

33.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 вертикальная нагнетательная скважина; 3 глухой пакер; 4 - продуктивный пласт
высоковязкой нефти или битумов; 5 перфорационные отверстия; 6 - пакер; 7 интервал перфорации.
1.
2.
3.
4.
В области забоя нагнетательной скважины образуется зона прогрева скважинной среды. По мере
прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор производят из
нижней более прогретой зоны T1.
Прогрев пласта производят до момента достижения температуры продукции 80-90% от температуры
прорыва теплоносителя (до 120°С) между скважинами в зоне отбора T1.
При дальнейшем росте температуры отбор переносят в зону с более низкой температурой Т2, изолируя
зоны с высокой температурой глухими пакерами. Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой
зоне.
При понижении температуры продукции в зоне отбора до уменьшения текучести ниже необходимого
значения отбор переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры
прорыва теплоносителя, а пакеры извлекают. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
33

34.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
1.
2.
В подошве продуктивного пласта 1 бурят одноустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через
которую пойдет отбор продукции, и нагнетательные вертикальные скважины 3 с сеткой 50-100 м, через
которые будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Строительство вертикальных
нагнетательных скважин 3 идет перпендикулярно стволу добывающей скважины 2. От забоя
нагнетательных скважин 3, которые находятся по краям сетки, расстояние должно быть не менее 5-10 м во
избежание прорыва пара и неизбежной потери теплоносителя при его закачке.
Забой нагнетательных скважин 3 может находиться в области продуктивного пласта 1 с наибольшей
водонасыщенностью и проницаемостью для уменьшения времени прогрева продуктивного пласта 1. Забой
средних нагнетательных скважин 3 находится в верхней части продуктивного пласта 1. По стволу
добывающей скважины 2 расположены датчики 4 температуры, с помощью которых ведут непрерывный
контроль температуры на участках, например, 5, 5′, соответствующих крайним нагнетательным скважинам
3. Участки 5, 5′ определяют, разбивая условно горизонтальный участок добывающей скважины 2 с
датчиками 4 по расположению напротив них соответствующих крайних нагнетательных скважин 3.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
34

35.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Далее через вертикальные нагнетательные скважины 3 идет закачка теплоносителя, которым
является пар температурой 180°С. При достижении дебита ведется непрерывный мониторинг за
температурой датчиками 4 на участках 5, 5′ по стволу добывающей скважины 2, и при достижении
температуры, близкой к критической (на практике - 90-110°С), например, на участке 5′ от прорыва
теплоносителя производят последовательную изоляцию забоя той нагнетательной скважины 3,
которая расположена напротив соответствующего участка, например 5′, от забоя к устью с шагом 510 м. Закрытие перфорации производят, например, пакером или цементированием. Далее
нагнетательная скважина 3, на которой произвели закрытие перфорации, вводится в обычный режим
работы, и также ведется непрерывный контроль за температурой по соответствующему участку 5′
добывающей скважины 2 при помощи датчиков 4. Опять же при повторном повышении температуры
на этом участке 5′ до близкой к критической от прорыва теплоносителя ведется повторное закрытие
перфорации нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом 5-10 м.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
35

36.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Бурится одноустьевуая горизонтальная добывающая скважина 2, через которую пойдет отбор и
контроль продукции, и нагнетательную горизонтально-наклонную нагнетательную скважину 3, через
которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Поначалу строительство
нагнетательной скважины 3 идет параллельно стволу добывающей скважины 2, а потом постепенно
меняет направление в ее сторону с углом наклона 20-25°. От забоя нагнетательной скважины 3 до
ствола добывающей скважины 2 расстояние должно быть не менее 5 метров во избежание прорыва
пара и неизбежной потери теплоносителя при его закачке. Забой нагнетательной скважины 3 может
находиться в области продуктивного пласта 1 с наибольшей водонасыщенностью и проницаемостью
для уменьшения времени его прогрева в области ствола добывающей скважины 2.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
36

37.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Далее через нагнетательную скважину 3 идет закачка пара температурой 180°С. При достижении
дебита продукции ведется непрерывный контроль за его температурой и динамикой и при каждом его
снижении или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва
теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят
последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом 7-15 метров,
во избежание прорыва пара и неизбежной потери его энергии. Закрытие перфорации производится,
например, пакером или цементированием. Далее нагнетательная скважина 3 вводится в обычный
режим работы, и также ведется контроль за температурой и динамикой дебита добываемой продукции.
Алгоритм повторяется.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
37

38.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя использование оценочных
скважин 6, пробуренных вокруг горизонтальной скважины 1, размещение одной вертикальной
скважины 2 в районе середины горизонтального ствола горизонтальной скважины 1, для
последующей организации инициации внутрипластового горения в этой скважине. Остальные
оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт
горения. При достижении температуры продукции оценочной вертикальной скважины температуры
прорыва ее переводят в нагнетательную под закачку негорючих реагентов (воды, пара, азота и др.), а
соответственно, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой,
оценочную скважину 6, располагающуюся в зоне падения температуры, переводят под инициатор
горения, ее перекрывают до завершения горения. После завершения горения и снижения
температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта на дневную
поверхность эту оценочную скважину переводят в добывающую.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
38

39.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 с горизонтальным участком, причем бурение
горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2.
Добывающую скважину 1 оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка.
Над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 строят аналогично нагнетательную скважину 3 с горизонтальным
участком.
Расстояние между горизонтальными участками добывающей 1 и нагнетательной 3 скважин должно превышать величину
прорыва воздуха из горизонтального участка нагнетательной скважины 3 в горизонтальный участок добывающей
скважины 1 и составляет 5-8 метров.
Далее строят вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6, забои которых располагают в пределах этого же
продуктивного пласта 2 над горизонтальным стволом нагнетательной скважины 1.
Расстояние от забоя нагнетательных скважин 4, 5, 6 до горизонтального участка нагнетательной скважины 3 должно
превышать величину прорыва воздуха и топлива и составляет 3-5 метров.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
39

40.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
В качестве топлива используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо или т.п. Вертикальные
нагнетательные скважины 4, 5, 6 используют для подачи топлива в продуктивный пласт 2, а нагнетательную скважину 3
с горизонтальным участком используют для закачки воздуха (окислителя).
После прогрева паропередвижной установкой призабойной части продуктивного пласта 2 скважины производят закачку
топлива в вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 в необходимом объеме. Далее осуществляют закачку воздуха
в горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3, под расчетным давлением производят поджиг пласта и создают
очаг горения.
По мере продвижения по пласту 2 образуются зоны горения 7 и пара 8. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше,
чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 8, за счет сил гравитации нефть
стекает в подошвенную часть продуктивного пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола
добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса 9 (например, винтового).
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
40

41.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными
участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой
нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные
участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2
используется для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5.
Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 и 8' перфорированными
отверстиями 9 и 9' соответственно. Добывающую скважину 2 снабжают колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ)
10 и 10' с насосами 11 и 11' соответственно. Выше нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин на расстоянии,
исключающем прорыв теплоносителя (не менее 5 метров), производят строительство технологической скважины 12 с
горизонтальным участком 13, оборудованным фильтром 14. В технологическую 12 и добывающую 2 двухустьевые
скважины спущены на оптико-волоконных кабелях от обоих устьев и по всей длине стволов 13 и 4 соответственно
термодатчики 15 и 16.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
41

42.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Строят нагнетательную скважину в виде горизонтальной, расположенной над добывающей на
расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин
(закачкой пара, электронагревателями и т.п.) до создания гидродинамической связи между скважинами
и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины.
Вокруг пары горизонтальных скважин на расстоянии до 250 метров выделяют существующие либо
бурят новые вертикальные скважины, в которых одновременно с горизонтальными скважинами ведут
попеременную закачку теплоносителя и отбор продукции для раздренирования призабойной зоны.
При увеличении температуры в одной из вертикальных скважин выше допустимой ее переводят под
нагнетание негорючего агента (воду, пар, газы горения) для увеличения давления выше пластового,
одновременно из других окружающих вертикальных скважин ведут отбор продукции (жидкости и газов
горения) с сохранением давления на уровне пластового, тем самым обеспечивая равномерное
распространение зоны горения вокруг горизонтального ствола.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
42

43.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
Сначала производят строительство верхней двухустьевой нагнетательной скважины 1 и нижней
двухустьевой добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно,
расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или
битумом. При строительстве двухустьевой нагнетательной скважины 1 ее горизонтальный участок 3
выполняют в виде перфорированной обсадной колонны 6.
При строительстве двухустьевой добывающей скважины 2 на поверхности ее обвязывают с
парогазогенераторной установкой 15, а горизонтальный участок скважины 4 оборудуют секциями
скважинных щелевых фильтров 7.
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (продукты сгорания горючего топлива и
перегретый пар) от парогазогенератора 15 в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 9 через его
горизонтальный перфорированный участок 11 и горизонтальный участок 3 двухустьевой
нагнетательной скважины 1, выполненный в виде перфорированной обсадной колонны 6.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
43

44.

Положение и профиль ствола в продуктивном пласте
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от
эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого
теплоносителя, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.
По мере ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны и (или) засорения фильтра с левой стороны
добывающей скважины до горизонтального участка спускается и устанавливается пакер 13, а с правовой
стороны добывающей скважины по НКТ через щелевой фильтр 7 закачивается нефтесилорная эмульсия 14 и
полуторным объемом перепродавливается в пласт 5 пластовой водой или нефтью.
Перепродавливаемая нефтесилорная эмульсия 14 очищает изнутри щели фильтра 7, сцепляет песок и прочие
механические примеси за фильтром 7 в призабойной зоне. Присутствующая в составе нефтесилорной
эмульсии нефть создает поровые каналы в однородном нефтеносном пласте, тем самым улучшает
коллекторские свойства пласта в призабойной зоне.
Пласты с высоковязкими нефтями и природными битумами
44

45.

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.
45

46.

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 спускоподъемных операциях (через 100-500 м).
•Порционная промывка (высоковязкий раствор -обычный раствор).
•Обратная промывка.
46

47.

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 горизонтальных скважин
•Открытым стволом.
•Спуском перфорированного хвостовика.
•Спуском
эксплуатационной
колоны
с
последующим
цементированием и перфорацией.
•Спуском перфорированного хвостовика с последующей гравийной
набивкой.
47

48.

Факторы, влияющие на выбор способа заканчивания
•Тип коллектора.
•Устойчивость ствола.
•Необходимость изоляции зон нежелательного притока (вода, газ).
•Вынос песка. В горизонтальном стволе вынос песка существенно больше,
чем в вертикальном.
•Вид последующих работ с целью интенсификации притока флюида и
капитального ремонта.
48

49.

Общие рекомендации по выбору способа заканчивания
Заканчивание открытым стволом рационально при небольшой длине
горизонтального участка, что имеет место при малых радиусах искривления, в
устойчивых породах, когда вынос песка незначителен, а наличие зон водо- и
газопоступления маловероятно.
Заканчивание
с
использованием перфорированного
хвостовика
рационально в скважинах со средним радиусом кривизны, но может быть
использовано и в других случаях, когда породы относительно устойчивы, но
возможен значительный вынос песка, а продуктивный горизонт более менее
однороден.
Заканчивание цементированием обсадной колонны рационально в
неустойчивых породах со сложным строением пласта, однако, вынос песка
при этом должен быть невелик, скважина пробурена по профилю с большим
или средним радиусом искривления с большой длиной горизонтального
ствола.
49

50.

Вопросы для самопроверки
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
Что такое кустовое бурение?
Преимущества кустового бурения?
Недостатки кустового бурения?
Какое оптимальное направление движения станка при кустовом бурении?
Опишите особенности определения очередности бурения при кустовом бурении?
Опишите особенности определения глубины зарезки наклонного ствола при кустовом бурении?
По каким критериям определяется оптимальное число скважин на кусте?
Каковы значения максимального суммарного дебита, который допускается при строительстве куста
скважин?
Какую скважину называют горизонтальной?
Преимущества горизонтальных скважин?
Недостатки горизонтальных скважин?
Классификация профилей скважин по радиусу кривизны?
Достоинства и недостатки скважин с большим радиусом кривизны?
Достоинства и недостатки скважин со средним радиусом кривизны?
Достоинства и недостатки скважин с малым радиусом кривизны?
Как необходимо направлять горизонтальный ствол при наличии подошвенных вод у продуктивного
пласта?
Как необходимо направлять горизонтальный ствол при наличии газовой шапки у продуктивного пласта?
Как необходимо направлять горизонтальный ствол при наличии газовой шапки и подошвенных вод у
продуктивного пласта?
Как необходимо направлять горизонтальный ствол при бурении маломощных пластов с трещиноватым
коллектором?
Как необходимо направлять горизонтальный ствол при бурении однородных пластов большой мощности? 50

51.

Вопросы для самопроверки
21. Как необходимо направлять горизонтальный ствол при бурении пластов с АНПД и с высоковязкими
нефтями?
22. Как необходимо направлять горизонтальный ствол при бурении неоднородных пластов большой
мощности?
23. Дополнительные требования к буровым растворам при горизонтальном бурении?
24. Признаки плохой очистки скважины?
25. Принципы поведения шлама в наклонной скважине при остановке циркуляции раствора?
26. Мероприятия по полному удалению шлама из скважины?
27. Основные способы заканчивания горизонтальных скважин?
28. В каких случаях необходимо применять заканчивание скважин открытым стволом?
29. В каких случаях необходимо применять заканчивание скважин с применением перфорированного
хвостовика?
30. В каких случаях необходимо применять заканчивание закрытым способом?
31. Преимущества и недостатки заканчивания открытым способом?
32. Преимущества и недостатки заканчивания со спуском перфорированного хвостовика?
33. Преимущества и недостатки заканчивания закрытым способом?
34. Перечислите этапы сооружения скважины горизонтально-направленным способом?
35. Опишите первый этап строительства скважины методами ГНБ?
36. Опишите второй этап строительства скважины методами ГНБ?
37. Опишите третий этап строительства скважины методами ГНБ?
38. Опишите четвертый этап строительства скважины методами ГНБ?
39. Перечислите основное оборудование для ГНБ?
51

52. Спасибо за внимание!!!