Как бурят горизонтальные скважины. Применение горизонтальных скважин

Горизонтальные скважины эффективно использовались в следующих случаях:

• 1. В трещиноватых коллекторах горизонтальные скважины использовались для того, чтобы пересечь трещины с целью эффективного дренирования коллектора (примеры: Bakken formation, Северная Дакота, США; Austin Chalk, Штат Техас, США и Devonian Shale, Западная Вирджиния, США).
• 2. В коллекторах с опасностью водных и газовых прорывов горизонтальные скважины использовались, чтобы минимизировать проблемы обводнения и повышать нефтедобычу (например: месторождение Rospo Маге, морское бурение, Италия; месторождение Helder, морское бурение, Нидерланды; месторождение Bima, Индонезия; Prudhoe Bay, Штат Аляска, США и Empire Abo Unit, Новая Мексика, США).
• 3. При добыче газа горизонтальные скважины могут использоваться как в коллекторах с низкой проницаемостью, так и в коллекторах с высокой проницаемостью. В низко-проницаемых коллекторах горизонтальные скважины могут улучшить дренажную зону и сократить число скважин, которые требуются для дренирования коллектора. В коллекторах с высокопроницаемым коллектором, где скорости газа в прискважинной зоне высоки в вертикальных скважинах, горизонтальные скважины могут использоваться для того, чтобы снизить скорости газа в прискважинной зоне. Таким образом, горизонтальные скважины могут использоваться для уменьшения турбулентности в прискважинной зоне и увеличения производительности скважины в коллекторах с высокой проницаемостью. Недавнее применение технологии горизонтального бурения на газовом месторождении Zuidwal в Нидерландах подтверждает эффективность горизонтальных скважин в снижении турбулентности в прискважинной зоне.
• 4. Горизонтальные скважины использовались для увеличения нефтеотдачи пласта, особенно с применением термических методов воздействия на пласт. Длинная горизонтальная скважина обеспечивает большую область контакта с коллектором и поэтому повышает приемистость нагнетательной скважины. Это особенно выгодно в тех случаях увеличения нефтеотдачи, когда приемистость является проблемой. Горизонтальные скважины также использовались как эксплуатационные.

Надлежащая ориентация горизонтальных скважин, особенно в трещиноватых коллекторах, может также повысить эффективность вытеснения при интенсификации нефтеотдачи пласта. С недавних пор горизонтальные скважины используются в обводненных районах для закачки полимеров и других агентов для повышения эффективности вытеснения нефти.

Другие случаи применения горизонтальных скважин связаны, главным образом, с преодолением финансовых проблем, обусловленных бурением. На морских месторождениях, на отдаленных месторождениях в чувствительных к загрязнениям областях, где стоимость проекта может быть снижена только путем сокращения до минимума числа скважин, которые требуются для дренирования данного коллектора, горизонтальные скважины очень предпочтительны. В этих случаях горизонтальные скважины обеспечивают уникальные преимущества. Например, при бурении морских скважин затраты на содержание платформы пропорциональны количеству скважин, которые можно пробурить с этой платформы. Протяженные горизонтальные скважины могут использоваться не только для того, чтобы сократить число скважин, требуемых для дренирования данного объема коллектора, но они могут также увеличить объем коллектора, который может быть дренирован с Одной платформы, и значительно сократить проектные затраты. Аналогично в чувствительных к загрязнению областях и на месторождениях, находящихся под городами, горизонтальные (скважины могут использоваться для дренирования большого объема коллектора с минимальным поверхностным ущербом с позиций экологии).

Таблица 1.1 Пробуренные горизонтальные скважины

	Компания *	Месторождение	Кол-во скважин
		ЯРЕГА, СССР
	LEO RANNEY, et al.	McCONNESVILLE, OHIO
	FRANKLIN HENRY FIELD, VENAGO COUNTY, PENNSYLVANIA
	ROUND MOUNTAIN FIELD, KERN COUNTY, CALIFORNIA
	NEW TECH OIL, MALTA, OHIO
	MIDWAY SUNSET, SAN JOAQUIN VALLEY, CALIFORNIA
	VENEZUELAN OIL CONCESSIONS,LTD	LA PAS FIELD, WESTERN VENEZUELA.
	LONG BEACH OIL DEVELOPMENT CO	LOS ANGELES BASIN AREA (WILMINGTON FIELD)
	MAPKOBO, ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ, СССР
		COLD LAKE, ALBERTA
		TISDALE, WYOMING
		FORT McMURRY, ALBERTA
		NORMAL WELLS UNDER McKENZIE RIVER, ALBERTA, CANADA
	ELF-AQUITAINE ELF-AQUITAINE	LACQ FIELD,SOUTHWEST FRANCE LACQ FIELD, SOUTHWEST FRANCE
	ELF-AQUITAINE ELF-AQUITAINE	ROSPO MARE, OFFSHORE ITALY CASTERLA LOU, SOUTH FRANCE
		EMPIRE ABO UNIT, NEW MEXICO
		EMPIRE ABO UNIT, NEW MEXICO
		LEHRTE FIELD, W.GERMANY
		COLD LAKE, ALBERTA
		FAZENDA BELAM FIIELD
		McMULLEN CO., TEXAS
		GLASSOCK CO., TEXAS
		PRUDHOE BAY, ALASKA
		NIAGARAN REEF TREND RESERVOIR, MUSKEGAN COUNTY, MICHIGAN
	TEXAS EASTERN SKYLINE	GRASSY TRAIL, UTAH
		JAVA SEA, RAMA 1-7
		AUSTIN CHALK, ROCKWELL COUNTY, TEXAS
		SPRABERRY TREND, TEXAS
		WAYNE COUNTRY, WEST VIRGINIA
		САЛЫМСКОЕ, ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ

В результате применения одной из технологий бурения созданная горизонтальная скважина должна быть отклонена от оси, по которой проходит на определенном уровне глубины вертикальная скважина. Это позволяет препятствовать попаданию скважины в слои нефти, поскольку она должна располагаться параллельно слою залегания нефти.

Бурение в большей степени относится к нефтяной отрасли, чем к другим отраслям промышленного хозяйства. Технология бурения предполагает перед началом выполнения работ проведение исследования грунта. Обязательно оформляется документальное разрешение, позволяющее проведение подземных работ.

Бурить горизонтальные скважины, являющиеся разновидностью наклонных, можно тремя различными методами, связанными со следующими видами способов бурения, включая:

• направленный;
• сервисный инсталляционный;
• внутриразломный направленный.

Сервисный инсталляционный способ зачастую связан с осуществлением прокладки внутренних подземных коммуникаций, а при внутриразломном способе – в залежах угля, что может быть связано с газоотводом.

Особенности технологии

По причине сниженной продуктивности устаревших скважин нефтегазодобывающие компании занимаются наращиванием объемов производства путем усиленной эксплуатации разработанных нефтяных месторождений.

Эффективный метод увеличения притока добычи сырья основан на технологии ГНБ, связанной с горизонтальным бурением.

Этот метод связан с увеличением площади поступления в ствол нефти либо газа. Обычно в результате ГНБ происходит образование скважин, имеющих горизонтальные участки, что представляет собой один из способов бурения, которое называется наклонно-направленным.

Существует несколько аспектов, позволяющих сгладить влияние технологии бурения горизонтальных скважин на окружающую среду. К производственно-техническим способам относится бестраншейное строительство в местах установки высоковольтных ЛЭП, в местах расположения плотных жилищных застроек или трасс.

Использование для бурения горизонтальных скважин высокотехнологичного бурового комплекса в значительной степени способно сокращать рабочие сроки. При этом не требуется привлечения значительного количества техники или рабочей силы. Не требуется производить процесс водопонижения, если грунтовые воды расположены на более высоком уровне.

С позиций финансово-экономического аспекта при сокращении сроков выполнения работ уменьшается сметная стоимость при строительстве трубопровода. Экономичность при использовании агрегатов позволяет минимизировать все энергозатраты. Важным является и социально-экологический аспект, связанный с минимизацией оказания негативного воздействия на условия проживания людей.

Вернуться к оглавлению

Возможные ситуации

Метод не только позволяет повысить объемы добычи нефти с месторождений, которые уже находились долгое время в эксплуатации. Одновременно он связан с началом промышленной разработки участков, ранее считавшихся малоэффективными, или участков с низкой рентабельностью либо с полным ее отсутствием. Пользоваться данным методом целесообразно в нескольких типах ситуаций, предполагающих:

1. Поломку бура.
2. Труднодоступные по причине сложного рельефа либо близости водоемов к добыче нефти места.
3. Разработку месторождений на океаническом или морском дне.

Если при бурении скважин сломался бур, что может произойти по причине ведения проходки в очень крепких породах, то зачастую его уже невозможно вытащить из пласта. Обойти данную ситуацию, то есть заклинивание бура, позволяет бурение ствола под углом к первоначальному направлению.

В определенных ситуациях вертикальный способ проходки заменяется горизонтальным по причине сложности рельефа местности, близости месторождения к водоему и т.п.

При горизонтальном бурении можно этим методом наиболее комфортно добраться до необходимого пласта, подобрав удобное место для начала работ.

Если месторождение находится на дне моря или океана, то процесс бурения связан с наименьшими затратами. При необходимости монтажа специальной морской платформы процесс строительства и дальнейшей эксплуатации потребует значительных расходов. Аналогичная ситуация может возникнуть и при возведении нефте- и газохранилищ под землей.

Вернуться к оглавлению

Особенности выбора

Процесс ГНБ, что расшифровывается как горизонтальное направленное бурение, связан с внедрением новых технологий, позволяющих делать скважины, имеющие большое отклонение от оси по вертикали. Данные возможности являются очень ценными, так как расположение слоев с содержанием нефти чаще является горизонтальным. Горизонтальные скважины обладают высокой производительностью, если их сравнивать с вертикальными скважинами, сделанными в одних и тех же слоях, содержащих нефть.

Осуществляют проходку в слоях в установленном технологическом режиме бурения, что характерно для ГНБ. При этом весь процесс должен сочетаться с четко поставленными условиями работы установки, то есть устройства, разрушающего забой горизонтальной скважины. Показателями эффективности разрушения являются следующие:

1. Нагрузка на устройство (долото), связанная с осевым давлением.
2. Число оборотов при вращении долота.
3. Уровень качества глины в слоях и ее количество.
4. Способ подачи инструмента для забоя и др.

Если принять во внимание комплекс всех факторов, характерный для режима процесса бурения, то можно выявить способ бурения, который является наиболее эффективным. При этом выполнение условий работы обычно соответствует . Поэтому соблюдение оптимальных условий технологии режима бурения сочетается с ростом показателей эффективности проходки в результате горизонтального бурения.

Точка бурения может находиться по отношению к слоям с содержанием нефти зачастую на определенном расстоянии, составляющем несколько километров, поэтому результат будет связан с положительным эффектом. Вертикальный же способ бурения способен нанести значительный урон экологической чистоте в местах нахождения месторождений, поэтому метод создания скважин горизонтальных является оптимальным.

Преимуществом ГНБ является сохранение существующего экологического баланса и природного ландшафта. Процесс бурения не связан с техногенным воздействием на ландшафт, что не наносит вреда существующей флоре и фауне. Происходит минимизация отрицательного воздействия на условия жизни населения той зоны, где производится бурение нефтеносных слоев.

Вернуться к оглавлению

Подготовительные работы

Проводить процесс бурения горизонтальных скважин на нефть или газ, а также прочие виды полезных ископаемых можно с применением установки по глубокому . С этой целью осуществляется составление геолого-технического наряда, режимно-технической карты. Процесс выполнения работ определяет технологический регламент.

Основные этапы процесса бурения включают следующие виды операций:

1. Укладка и сборка инструментов для бурения.
2. Проведение спуско-подъемных операций с использованием автоматики.
3. Ориентированное бурение.
4. Создание бурового раствора.
5. Операции по утяжелению и химической обработке бурового раствора.
6. Герметизация устья горизонтальных скважин.
7. Глушение газоводонефтепроявлений.
8. Подготовка сделанных скважин к геофизическим исследованиям.
9. Подготовка горизонтальной скважины к приему испытателя пластов.
10. Использование креноотборочных снарядов с целью отбора крена.
11. Освоение горизонтальной скважины.
12. Транспортировка комплексных буровых машин.

В ходе выполнения каждого этапа осуществляется дополнительный контроль над свойствами приготовленного раствора при тщательном анализе системы очистки раствора. Для устьев скважин должны быть предусмотрены противовыбросовые установки, что позволит уменьшить отрицательный результат от возможных аварий при бурении.

Уровень технического состояния подземного и наземного оборудования для бурения должен подвергаться своевременному оперативному контролю. Для проверки правильности протекания всех процессов используются контрольно-измерительные приборы в исправном состоянии, а также автоматы и предохранительные устройства.

Все осложнения в ходе бурения должны быть ликвидированы. После подготовки скважины должны осуществляться работы, связанные с испытанием пластов. После каждого бурения все использованное оборудование должно подвергаться обязательному профилактическому ремонту, монтажу и демонтажу.

2.

4.

2) Стоимость.

Область дренирования ГС

1) Квадратная область.

2) Круговая область.

3) Прямоугольная область.

4) Эллиптическая область.

5) Полосообразная область.

Перечислить методики расчета дебита нефти, газа к горизонтальным скважинам

7. Условия перечисленных методик (режим фильтрации, форма пласта, свойства флюида)

Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi.

Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса, представляющий собой среднюю величину между полуосями.

Giger предлагает использовать формулу, где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение

Коэффициент продуктивности горизонтальной скважины

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии

Влияние анизотропии на продуктивность горизонтальных скважин

Горизонтальные скважины рентабельны в анизотропных пластах и с увеличением анизотропии пласта увеличивается рентабельность ГС.

Влияние скин-фактора на продуктивность горизонтальных скважин

ПЗП загрязнен, - ПЗП чище пласта, 0 ПЗП = пласт

12. При малых депре ссиях, образуется устойчивый конус газа, скважина может работать в течение длительного периода времени без прорыва (гравитационный режим). С увеличением депрессии конус газа снижается и при некоторой максимальной величине, называемой критической депрессией, достигает уровня ствола скважины, происходит прорыв. Естественным образом возникает задача выбора оптимального значения рабочей депрессии, которое обеспечит приемлемый уровень дебита и не приведет к слишком раннему прорыву газа/воды. Помимо этого важной становится задача выбора оптимального положения скважины относительно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. В данной работе описывается метод определения оптимальных параметров горизонтальных скважин: рабочей депрессии и положения скважины относительно поверхностей водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контакта на основе полуаналитических решений и корреляций полученных путем секторного гидродинамического моделирования на типовых моделях пласта.

Параметры, определяющие допустимую депрессию на пласт в горизонтальных скважинах. В горизонтальной скважине степень вскрытия пласта не является фактором, влияющим на депрессию. Для горизонтальной скважины её совершенство по степени вскрытия определяется не толщиной пласта , а длиной полосы и горизонтальной части ствола. Поэтому допустимая депрессия на пласт , при которой достигается максимальное значение дебита, определяется не степенью вскрытия, а положением ствола относительно кровли и подошвы пласта.

Перемещение ствола относительно кровли и подошвы незначительно снижает дебит горизонтальной скважины по сравнению сдебитом получаемом при симметричном по толщине расположением ствола (приблизительно на 3%). Поэтому при наличии подошвенной воды вполне естественно, что горизонтальная часть ствола должна быть приближена к кровле. Это позволяет получить некоторое преимущество в надежности безводной эксплуатации горизонтальной скважины , если депрессия на пласт заранее установлена. При этом, увеличение длины ствола линейно увеличивает безводный дебит при заданной допустимой величине депрессии на пласт . Т.о. главная задача обоснования технологического режима эксплуатации горизонтальной скважины заключается в установлении величин допустимой депрессии на основе геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта.

Места определения максимально допустимой депрессии в ГС. Если скважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, т.к. на этом месте происходят максимальные потери давления по длине фильтра. Если скважина оборудована фонтанными трубами, то допустимая депрессия определяется у башмака фонтанных труб.

13. Оборудование заканчивания горизонтальных скважин (перечислить);

1) Открытый ствол.

2) Фильтр с щелевидными отверстиями (гравийный фильтр).

3) Хвостовик с пакерами для частичной изоляции.

4) Зацементированная и проперфорированная обсадная колонна.

31.Оборудование, используемое при проведении ПГИ в ГС (перечислить, средства доставки, спускаемые приборы)

Используемый комплекс ПГИ в ГС:

Термометрия; СТД; барометрия; влагометрия; резистивиметрия.

Способы доставки:

Жесткий кабель; ГНКТ (coiled tubing); Well tractor; Автономные технологические

комплексы.

Аппаратура:

1.Стандартная аппаратура для вертикально-наклонных скважин (приборы типа КСАТ).

2. Прибор промыслового каротажа Flagship (Schlumberger)

3. RST (Reservoir Saturation Tool) – основан на импульсно-нейтронном каротаже.

4. Прибор SONDEX:

5. Многозондовый емкостной прибор (CAT)

6. АГАТ-КГ-42

50

Классификация залежей по фазовому состоянию (МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАСПОРЯЖЕНИЕ от 5 апреля 2007 г. N 23-р)

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи V’н=Vн/(Vн+Vг) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V`н >> 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < V’н < 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V’н < 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V’н < 0,25).

53. Причины конусообразования воды, газа при разработке нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой

Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела вода-нефть или нефть-газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса, различны.

1). Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Происходящее при этом продвижение водонефтяного контакта (ВНК) приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус характеризует локальное продвижение поверхности вода-нефть или газ-нефть, то, рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между продвижением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае продвижение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов, залегающих с малым углом наклона.

2)Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине.

3)Экономически невыгодна эксплуатация скважин с максимально возможным (потенциальным) дебитом, т.к. вода или верхний газ мгновенно прорываются в скважину и начинается совместный приток нефти и воды или нефти и газа.

Горизонтальная скважина (определение)

Горизонтальная скважина – это скважина интервал вскрытия, которой в два и более раза превышает мощность пласта.

2. Основные объекты применения горизонтальных скважин

1) Маломощные пласты (5 – 10 метров) с низкой и неравномерной проницаемостью.

2) Объекты с подошвенной водой и верхним газом с целью ограничения конусообразования.

3) Коллектора с вертикальной трещинноватостью.

4) Шельфовых и труднодоступных продуктивных зон.

3. Преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными;

1)Равномерное стягивание контура нефтеносности и увеличение коэффицента заводнения и конечной нефтеотдачи

2) высокий охват пласта вытеснением за счёт соединённых друг с другом линз, участков повышенной и пониженной проницаемости, каверны и трещины

3)высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой

4)снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважины.

5)высокая производительность при фиксированном забойном давлении, равном критическому давлению смятия обсадной колонны, в случае разработки объектов с АВПД

4. Недостатки горизонтальных скважин

1) Только одна продуктивная зона может дренироваться в горизонтальной скважине.

2) Стоимость.

3) Трудности связанные с освоением, исследованиями, ремонтными работами.

Область дренирования ГС

1) Квадратная область.

2) Круговая область.

3) Прямоугольная область.

4) Эллиптическая область.

5) Полосообразная область.

Горизонтальные скважины имеют длительную историю применения во многих нефтегазодобывающих провинциях мира и России. В России с 1947 (65-летний период) было пробурено около 3000 горизонтальных скважин. Текущий темп бурения составляет приблизительно 300 скважин в год.

В первое время сообщалось о впечатляющем увеличении добычи, в 10-20 раз по сравнению с добычей из вертикальных скважин. О меньших коэффициентах увеличения сообщается в последнее время из Татарстана, в 1,3-1,6 раз в пластах, сложенных известняком и в 1,5-3,5 раз в пластах, сложенных песчаником, но в одном случае в Западной Сибири сообщается о коэффициенте увеличения добычи в 10+ раз. На месторождениях тяжелой нефти дебит увеличивается в 5-10 раз. Успешно испытано бурение на депрессии с использованием смеси нефти-азота в качестве бурового раствора. Добыча из горизонтальных скважин, пробуренных на таком растворе на репрессии, увеличивается в 4 раза.

Рисунок 3: Карта Российской Федерации с обозначением некоторых центров нефтяной промышленности

Первые горизонтальные скважины (ГС) появились в России в 1947 г. Их пробурили на Ишимбайском месторождении в Башкирии (столица Уфа, см. карту на Рис. 3) под руководством А.М.Григоряна и В.А.Брагина. Позже разветвленно-горизонтальные скважины (РГС) бурили в Башкирии в 1952-53 гг. на Карташевском нефтяном месторождении НГДУ «Ишимбайнефть». Скважины 65/45 и 66/45 имели соответственно 8 и 10 дополнительных ответвлений, пробуренных до глубины около 600м с максимальным горизонтальным смещением 224м (Библ. 1 и 2 и Рис. 3 и 4). Технология бурения горизонтальных и многоствольных скважин была внедрена в Закарпатье (нынешняя Украина) и Краснодарском крае; объектами бурения были песчано-глинистые последовательности; мощность залежей превышала 40м на глубинах менее 2000м. Большая часть скважин была пробурена на истощенных месторождениях со средними дебитами по нефти меньше 10 т/сут. Полученные дебиты более чем в 20 раз превышали дебиты соседних вертикальных скважин. Лучшие результаты были достигнуты в «Бориславнефти» (Закарпатье, Украина), где 4 горизонтально-разветвленные буровые скважины удвоили дебит по нефти, и в «Черноморнефти» (Южно-Кайрская площадь), на месторождении высоковязкой нефти, где 3 горизонтально-разветвленные скважины дали до 300 т/сут., в то время как из 11 вертикальных скважин получили около 110 т/сут .

Рисунок 5: Вертикальный разрез первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан

Рисунок 4: Вид сверху первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан

Другой пример применения ГС в этот период - использование горизонтальных скважин в системе шахтных стволов на Ярегском месторождении вязкой нефти недалеко от г.Ухта, Республика Коми. Добыча началась из вертикальных скважин, затем из наклонных скважин, и с 1971 г. начали закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, в то время как нефть добывают из шахтного ствола (Рис. 5).

Рисунок 6: Подземные работы на Ярегском месторождении, Республика Коми, Россия

В течение двадцати лет эта корреляция наиболее обычно использовалась в России. В дальнейшем корреляция была дополнена Джоши (Joshi), где он включил влияние анизотропии в 1988 г., и Ренару и Дюпуи (Renard and Dupuy) в 1990 г.

Технология, использовавшаяся в вышеупомянутых случаях, не давала возможности ориентировать бурение скважины, что приводило к недостаточной точности в достижении объекта бурения. Скважины были обсажены перфорированными хвостовиками. «Грознефтегеофизика» разработала инклинометры, которые могли измерять отклонения буровой скважины в диапазоне 30o - 105o и были испытаны в скважинах до 160м длиной при толщине пласта менее 2м. Григорян, Лепешинский и Михайлов разработали каротажные приборы, устанавливаемые в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), что позволило измерять ориентацию ствола скважины и пластовые параметры. Опыт в использовании данной технологии позволил увеличить дебиты горизонтальных скважин в 2-20 раз по сравнению с соседними вертикальными скважинами. В 1950-1970 гг. в СССР было пробурено около 80 горизонтальных и многозабойных скважин.

Вслед за этими начальными достижениями, в 1972-1976 гг. 7 ГС были пробурены на турнейские отложения на месторождениях Сиреневское и Тавельское в Татарстане (столица г.Казань), . В течение 1978-1980 гг. были пробурены 3 скважины со схождением забоев (использование системы «Паук») и одной ГС . Применение местной технологии в бурении в береговом секторе месторождения Одопту на острове Сахалин в 1971-73гг., позволило пробурить несколько ГС, включая скважину с рекордным горизонтальным смещением 2345м; ее измеренная конечная глубина равна 3406м.

В конце 1970-ых гг. интерес к горизонтальным скважинам, стимулируемый ценой на нефть $35/баррель, принял международный характер, и крупнейшие сервисные компании начали предоставлять системы бурения, возможность проведения каротажа и инклинометрии. В то же самое время возможность моделировать и прогнозировать поведение ГС улучшилась . В 1987 г. в СССР добыча снижалась, и правительство страны приняло решение начать систематическую программ «Горизонт», чтобы внедрить горизонтальные скважины в разработку месторождений газа и нефти. Первая ГС в Западной Сибири, пробуренная на Салымском месторождении в 1986г., имела длину ствола 376м . Опорную скважину пробурили на Самотлорском месторождении примерно в то же время. Разработка месторождения с использованием горизонтальных скважин становилась успешной, и к 1990 г. была одобрена Центральной комиссией по разработке (ЦКР) для применения в Башкирии, Удмуртии, Татарстане, Тюменской области и Якутии.

Согласно протоколам совещания по разработке с помощью технологии горизонтального бурения, к началу 1990-ых гг. было пробурено 126 горизонтальных скважин, но из них только третья часть была в удовлетворительном состоянии.

Табл. 2 Рост количества горизонтальных скважин в России

	Пробуренные скважины	Суммарное количество скважин

Опыт по бурению и эксплуатации ГС показывает, что для достижения высокой эффективности ГС (увеличения дебита в 2-10 раз по сравнению с сопоставимыми вертикальными скважинами), требуется не только учитывать особые геологические и эксплуатационные характеристики пласта, но также и применять эффективные методы бурения и вскрытия пласта. Проблему достижения и увеличения продуктивности ГС можно решить с использованием недавно разработанных технологий, например, бурения на депрессии, бурения с большим отходом от вертикали и применения методов гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Планы разработки месторождения при представлении в ЦКР РФ теперь должны включать вариант с применением бурения ГС.

Увеличения охвата пласта

Горизонтальные скважины, безусловно, могут рассматриваться как один из инструментов увеличения охвата пласта воздействием, поскольку имеют значительную протяженность стволов в продуктивном пласте и обеспечивают значительно более существенный контакт с пластом, чем вертикальные скважины. За счет использования горизонтальных скважин, в значительной мере, может быть увеличен коэффициент охвата пласта в залежах с газовыми шапками и подошвенной водой, а также в карбонатных пластах с системой естественных трещин. В залежах с обширными газонефтяными и водонефтяными зонами эффект от применения горизонтальных скважин определяется не только «геометрическим фактором» (охватом горизонтального ствола значительных площадей залежи), но и еще возможностью существенно уменьшить проявление водяных и газовых конусов за счет снижения депрессии на пласт. Тем самым, наряду с улучшением текущих показателей добычи (уменьшение обводненности скважин и газовых факторов), повышается выработка запасов нефти пласта, особенно в его приконтактных зонах. Повышение охвата пласта за счет использования горизонтальных скважин в карбонатных трещиноватых коллекторах достигается за счет обеспечения большего контакта основных фильтрационных каналов пласта - трещин со стенками скважин. При рациональных технологических режимах эксплуатации скважин это позволяет вовлечь в дренирование больший объем пласта. И наконец, за счет горизонтальных скважин возможно вовлечение в разработку низкопродуктивных зон пластов, которые оказываются по экономическим причинам не привлекательными для эксплуатации вертикальными скважинами.

Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (Рис.6) и в 2007 году оно достигло значений около 400 ед. Годовая добыча по введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила больше 4 млн.т нефти. Горизонтальные скважины используются на различных по своим характеристикам месторождений и для решения разнообразных задач, в том числе и для указанных выше проблем повышения охвата пласта воздействием. Применяются как одиночные горизонтальные скважины на участках, разбуренных вертикальными и наклонно-направленными скважинами, так и системы горизонтальных скважин.

Рисунок 7. Ввод горизонтальных скважин по годам

Результаты бурения горизонтальных скважин наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет их применения. Кроме того, довольно эффективно используются боковые стволы с горизонтальным окончанием. В тоже время, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются также отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

Снижение темпов роста добычи нефти наблюдается во всем мире. Добывающие компании, стараясь не потерять драгоценные баррели черного золота, совершенствуют методы извлечения углеводородов из открытых залежей. Одним из передовых методов является бурение горизонтальных стволов скважин в продуктивных пластах, о котором мы поговорим в этой статье.

Наклонно-направленное бурение скважин на кустах предшествовало усовершенствованию методов ориентации бурильного инструмента в скважине. На смену телеметрического контроля с использованием кабеля пришли инновационные цифровые технологии, позволяющие в реальном времени контролировать и управлять заданным азимутом и зенитным углом скважины. Теперь стало возможным бурить углеводородную залежь горизонтально. Подсчитано, что затраты на бурение горизонтальных скважин превышают стоимость вертикальных в 2 раза, а иногда и больше. Зато производительность горизонтальных скважин в 3 и более раз выше, чем у вертикальных. Очевидно, что затраты окупаются уже в первые годы добычи.

Технология горизонтального бурения

Перед строительством скважины разрабатывается проектная документация, в которую входит геологическая, техническая и экономическая части проекта. Основным документом на бурение скважины является ГТН (геолого-технический наряд).

Бурение горизонтальной скважины выполняют в несколько этапов:

• бурение вертикального ствола с креплением обсадной колонной (кондуктор)
• бурение с набором кривизны (зенитный угол) и направления (азимут), крепление ствола технической колонной
• бурение с набором кривизны, стабилизация угла, вход в продуктивный пласт под малым углом, проходка горизонтального участка, спуск эксплуатационной колонны или хвостовика.

Наиболее сложный этап – бурение с набором кривизны. Приходится работать с применением телеметрии и специальных отклонителей. Информация о положении бурильной колонны выводится на экран, где оператор видит реальное положение колонны в скважине, сравнивает с проектным, передает бурильщику команды, корректируя направление.

При бурении технической колонны важно набрать необходимый зенитный угол и азимут. После крепления технической обсадной колонны начинается ответственный участок продолжения набора кривизны и стабилизации угла, чтобы ствол скважины перед заходом в продуктивный пласт имел угол близкий к 80 градусам, а в пласте двигался горизонтально.

Современные методы бурения используют забойные двигатели и долота, которые могут изменять направление бурения с использованием промывочной жидкости. В таком случае инженер может ориентировать буровое долото компьютерной программой с использованием сигналов позиционирования для определения местоположения долота относительно нефтяного или газового пласта.

Протяженность горизонтальных участков постоянно растет и отклонение от вертикального ствола на 1000 м уже давно перекрыто, рекорд составляет более 11 000 м.

Преимущество горизонтального бурения очевидно: повышение нефтеотдачи пласта. Даже на давно разведанных и эксплуатируемых площадях применяют метод боковой перфорации вертикальных колонн с последующим бурением горизонтальных ответвлений в продуктивном пласте.

Горизонтальное бурение выполняют специальным, иногда импортным дорогостоящим оборудованием. Здесь нужна повышенная технологическая дисциплина, требующая высокого исполнительского мастерства. Это, скорее, сложность, чем недостаток. Именно поэтому многие нефтяные компании имеют свои образовательные центры, где их специалисты обучаются новым технологиям. При наличии высококлассных специалистов, конечно, такой проблемы нет. Например, в компании «Нафтагаз » порядка 70% скважин бурятся именно горизонтальным способом.

Время больших открытий месторождений углеводородов заканчивается, впереди перспектива разработки месторождений с применением горизонтального бурения и последующим ГРП (гидроразрывом пласта).