Буріння горизонтальних свердловин та бічнихгоризонтальних стволів
В даний час одним із перспективних методів інтенсифікації видобутку нафти та повноти її вилучення з надр є розробка родовищ з використанням горизонтальних свердловин (ГС) та бічних горизонтальних стволів (БГС).
Прийнято вважати, що перша нафтова свердловина з горизонтальним ділянкою пробурена 1937 року на Ярегском родовищі (Республіка Комі). Однак, горизонтальне буріння не знайшло свого розвитку та промислового застосування у нашій країні. Станом на початок 2000 року у світі пробурено понад 20 тисяч горизонтальних свердловин, з них в Україну припадає орієнтовно 2000 ГС та БГС.
Спочатку буріння горизонтальних стволів застосовувалося при розробці покладів в умовах наявності пластової води в безпосередній близькості від краю пласта. Це спричиняло швидке обводнення звичайних вертикальних свердловин; горизонтальні свердловини, проведені вздовж кромки пласта, виявилися здатними забезпечувати більш тривалий період безводної експлуатації при кращих можливостях по відбору нафти і газу.
p align="justify"> Особливе значення ГС і БГС мають на родовищах, які знаходяться на пізній стадії розробки. У неоднорідних колекторах із різних причин залишаються невироблені пропластки, цілики та інші зони. Дані промислових та геофізичних досліджень у видобувних та нагнітальних свердловинах вказують на нерівномірність вироблення нафти з порід з високою пошаровою неоднорідністю.
В основному виробляються високопроникні прошарки. Охоплення виробленням продуктивної частини розрізу свердловини становить від 40 до 60 і більше відсотків. Через близькість водонафтових (ВНК) та газонафтових (ГНК) контактів часто не розкриваються перфорацією цілі прошаркипродуктивних порід, які не можуть бути залучені до розробки звичайними методами. Якщо розкривати продуктивний пласт поблизу ВНК, то можна одержати прорив води в свердловину, а якщо розкривати продуктивний пласт поблизу газонафтового контакту, то можливі прориви газу в нафтову частину нафтового пласта і т.д.
Досвід експлуатації горизонтальних нафтових та газових свердловин, а також бічних горизонтальних стовбурів у відпрацьованих, нерентабельних свердловинах у нас в країні та за кордоном показує, що горизонтальні свердловини та бічні горизонтальні стовбури дозволяють:
1. Підвищувати нафтовидобування з надр за рахунок збільшення площі фільтрації та інтенсифікації перетоків нафти та газу з покладу, а також за рахунок підвищення ефективності процесів на пласт.
2. Значно підвищувати дебіти нафти та газу порівняно з вертикальними свердловинами за рахунок збільшення площі фільтрації.
3. Продовжувати безводний чи малообводнений період нафтових свердловин.
4. Відновлювати продуктивність родовищ на пізній стадії розробки.
5. У недіючих та малодебітних свердловинах, фонд яких в Україні обчислюється десятками тисяч, не тільки відновлювати, а й значно збільшувати, порівняно з первісним (при введенні родовища у розробку), дебіт нафти та газу.
6. Підвищувати ефективність створення та експлуатації підземних сховищ газу.
7. Знижувати обсяги буріння свердловин під час введення у розробку нафтових і газових родовищ.
8. Знижувати обсяги капітальних вкладень, особливо у заболочених та заліснених місцях.
Буріння горизонтальної свердловини приблизно в 1,5 рази дорожче за вертикальну.
До недоліків розробки розробки нафтових родовищ з використанням горизонтальних свердловин належатьвисока вартість розробки та експлуатації; праце - та наукомісткість буріння та закінчення свердловин; складності при проведенні геофізичних досліджень свердловин (ГІС), перфорації та обробок привибійної зони (ОПЗ).
Всі горизонтальні свердловини класифікуються по радіусу викривлення стовбура свердловин при переході від вертикальної складової до горизонтальної: малим радіусом, з середнім радіусом, з великим радіусом. ГС з великим та малим радіусом найчастіше застосовуються при розробці морських родовищ.
Горизонтальні свердловини ефективніші за вертикальні свердловин (ВС) у резервуарах з низькою проникністю через те, що перфорована частина стовбура ГС у багато разів більша за перфоровану частину стовбура вертикальної свердловини. Отже, дебіти горизонтальних свердловин вищі. ГС у пластах з природною тріщинуватістю має більш високий дебіт, ніж ВС, тому що у ВС менше шансів перетнутися з природною системою тріщин.
За даними інституту «ВНДІнафта», для буріння горизонтальних свердловин в Україні є величезні перспективи: в нашій країні понад 6 млрд. т запасів нафти, що виймаються, в низькопроникних колекторах; понад 4 млрд. т нафти – у газонафтових родовищах; 2,5 млрд. Тонн важких нафт; 2,3 млрд. т нафти у карбонатних колекторах; близько 3 млрд. т у заводнених покладах зі ступенем виробленості запасів нафти понад 50%. Крім цього, в Україні є десятки млрд. т бітумів,
де метод горизонтальних свердловин може ефективно використовуватися.
Нині там розробці нафтових і газових родовищ переважно застосовують горизонтальні свердловини. Основний обсяг горизонтального буріння, за даними журналу «Нафта і газ» (США) за 1995 рік, припадав на США та Канаду, де нині горизонтальними свердловинамирозробляються 334 родовища.
З кінця 70-х років минулого століття в нашій країні все частіше стали застосовувати похило-спрямоване буріння свердловин, коли прохід свердловини ведеться в заданому напрямку зі штучним відхиленням від вертикалі. Штучне відхилення – це буріння стовбура свердловини у запланованому напрямку із досягненням вибою у заданій точці.
Свердловини зі штучним відхиленням бувають похилі, горизонтальні, розгалужено-горизонтальні, багатостовбурні і т.д.
Такі свердловини найчастіше застосовуються:
– розробки нафтових родовищ, що залягають під дном океанів, морів, озер, річок;
– при бурінні свердловин, розташованих на ділянках землі з сильно перетнутим рельєфом місцевості (гори, яри); – для гасіння пожеж (палаючих фонтанів нафти чи газу), ліквідації відкритих викидів нафти та газу;
– при кущовому бурінні з метою збереження орних ділянок земель, зниження капітальних вкладень на буріння та облаштування родовища, а також експлуатаційних витрат на обслуговування свердловин та обладнання;
– при бурінні нафтових свердловин, розташованих під соляними покладами, через труднощі буріння під час проходження цих покладів. При бурінні похилоспрямованих і горизонтальних свердловин як забійних двигунів використовуються турбобури, гвинтові двигуни та електробури. З метою штучного викривлення стовбура свердловини в заданому напрямку застосовуються пристрої, що відхиляють. Пристрої, що відхиляють, призначаються для створення на долоті відхиляючого зусилля або нахилу осі долота до осі свердловини. При бурінні горизонтальних свердловин із вибійними двигунами як відхиляючі пристрої застосовують турбінні відхилячі, відхилячі на базі гвинтових вибійних двигунів, механізми викривлення(МІ)
(В електробурінні), відхилячі з накладкою, вибійні двигуни з ексцентричним ніпелем. У роторному бурінні застосовують відхиляючі клини, шарнірні відхилячі і т.п. До переваг цієї технології відносяться скорочення числа вертикальних і похило спрямованих свердловин у 2-4 рази та зниження обсягу капітальних вкладень, збільшення поточного видобутку нафти та нафтовіддачі за рахунок підвищення коефіцієнта охоплення, можливість введення в розробку складнозбудованих покладів з низькопроникними та неоднорідними колекторами покладів. . Важливою особливістю є те, що горизонтальний ствол завдовжки сотню метрів може розкрити в неоднорідному пласті один або кілька ділянок підвищеної продуктивності.
В Україні в даний час роботи з буріння ГС і БГС здійснюються в різних нафтогазовидобувних регіонах (Західний Сибір, Удмуртія, Башкортостан, Татарстан та ін.).
У 2009 році було збудовано 443 свердловини у горизонтальному бурінні при середній глибині 3016 метрів. У попередньому році таких свердловин було збудовано на 15% більше: 523 за середньої глибини 3153 метри. Якщо порівнювати з 2005 роком, то зараз горизонтальних свердловин збудовано на 6,5% більше (було 416 свердловин завдовжки 2846 метрів). І п'ять років тому, і зараз у горизонтальному бурінні лідирує «Сургутнафтогаз». Щоправда, частка компанії зменшилася за цей час з 49% до 35%. Із загальної кількості нафтових свердловин, збудованих у 2009 році, на частку горизонтальних припадає близько 8%. 2005 року — 11%. Говорити про те, що будівництво свердловин горизонтального типу бурхливо розвивається, не доводиться.
Таблиця 10 Розподіл ГС та БГС за родовищами ВАТ «Удмуртнафта»
Чи не знайшли те, що шукали? Скористайтеся пошуком: