Длина горизонтальной скважины. Особенности бурения горизонтальных скважин. Компании по бурению горизонтальных скважин на выставке

9 БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ

ГЛАВА И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

9.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

СКВАЖИН

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет следующее:

повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

продлить период безводной эксплуатации скважин; увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки;

повысить эффективность закачки агентов в пласты; вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

улучшить технологию подземных хранилищ газа.

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

при бурении в обход осложненных зон горных пород; при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

при глушении открытых фонтанов;

при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Горизонтальная скважина - это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

морские месторождения углеводородов;

месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации; низкопроницаемые, неоднородные пласты-коллекторы малой мощности; карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью; переслаивающиеся залежи нефти и газа; залежи на поздней стадии разработки.

Основной недостаток направленных скважин - их сравнительно высокая стоимость. В начале 1980-х годов стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины в 6 - 8 раз. В конце 1980-х годов это соотношение понизилось до 2 - 3 раз. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономически целесообразно, если извлекаемые запасы из направленной скважины во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикальной, причем это количество нефти должно быть добыто в более короткие сроки.

9.2. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Направленное бурение используется широко и разнообразно. Проект на каждую скважину составляют применительно к конкретной ситуации. Расположение глубинной цели (например, коллектора), поверхностный ландшафт, экологические условия, геологические и технические препятствия, характеристика проходимых пород, потенциальные возможности оборудования - все это играет роль при создании проекта на сооружение направленной скважины.

Направленная скважина представляет собой сложное подземное сооружение, включающее вертикальную или наклонную выработку в глубь земной коры, переходящую в горную выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных колонн и цементных оболочек, фильтр в зоне разрабатываемого нефтяного или газового пласта.

Сконструировать направленную скважину значит выбрать элементы ее конструкции такими, чтобы достичь глубинной цели и при этом обеспечить безаварийную проходку ствола, его крепление обсадными колоннами и тампонажным материалом, надежную гидродинамическую связь с продуктивным горизонтом, длительную безаварийную эксплуатацию.

Проект на сооружение направленной скважины включает все разделы стандартного проекта: геологическое и технико-технологическое обоснование координат места заложения и глубинной цели, конструкцию скважины и фильтра, поверхностное оборудование и бурильный инструмент, режимы бурения различных интервалов, технологию вскрытия продуктивных горизонтов и заканчивания скважины. Обсудим особенности проектирования направленных скважин.

ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ (ТРАССЫ)

НАПР АВЛЕНН ОЙ СКВАЖИНЫ

Конфигурация ствола скважины обусловливается многими причинами, главные из которых следующие:

одиночная скважина или куст скважин сооружается в данном месте; наличие препятствий для заложения устья над забоем скважины; расположение фильтра (вертикально, наклонно или горизонтально). Конфигурация ствола скважины должна обеспечить: высокое качество скважины как эксплуатационного объекта; минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях;

свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств; надежную работу внутрискважинного оборудования; возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов в многопластовых залежах;

минимальные затраты на сооружение скважины.

При кустовом бурении профиль направленных скважин должен обеспечить заданную сетку разработки месторождения и экономически рациональное число скважин в кусте.

Проектирование конфигурации направленной скважины заключается в выборе типа и вида профиля, в определении необходимых параметров: глубины и отклонения ствола скважины от вертикали; длины вертикального участка;

значений предельных радиусов кривизны и зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования и на проектной глубине.

Конфигурацию направленной скважины выбирают с учетом:

назначения скважины;

геологических и технологических особенностей проводки ствола;

установленных ограничений на зенитный угол ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования, связанных с его конструктивными особенностями и условиями работы;

установленных ограничений на угол наклона ствола скважины на проектной глубине.

Профили направленных скважин, как правило, подразделяют на три основных типа (рис. 9.1):

1 - тангенциальные скважины;

2 - S-образные скважины;

3 - J-образные скважины.

Скважины типа 1 отклоняют вблизи поверхности до угла, соответствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Такой тип часто применяют для скважин умеренной глубины в простых геологических условиях, когда не используют промежуточные колонны. В более глубокой скважине, когда требуется большое смещение, промежуточная обсадная колонна может быть установлена внутри интервала искривления или за ним, а необсажен-ный ствол бурят под неизменным углом наклона до проектной глубины. Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, поэтому его предпочитают применять в случае кустового бурения.

Тип 2 скважин предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижении которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановления вертикального положения ствола. Промежуточная колонна может быть установлена в интервале второго отклонения, после чего скважину добуривают вертикальным стволом; S-образный профиль используют там, где наличие газовых зон, соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины в целях глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также

рационален, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы (например, при бурении в открытом море).

Тип 3 скважин предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах, чем типы 1 и 2. Угол наклона ствола постоянно растет, пока не достигнута проектная глубина или продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих объектов. К J-образным можно отнести также горизонтальные скважины.

Приведем несколько примеров применения направленных скважин различных типов.

Направленное бурение делает возможным добычу нефти из пластов, расположенных под морским дном на большом удалении от берега. Для эффективной разработки большинства морских нефтяных и газовых месторождений необходимо пробурить много скважин. Однако стоимость эксплуатационных платформ в открытом море намного больше стоимости добытой нефти или газа из одиночной скважины. Метод направленного бурения позволяет бурить много скважин с одной платформы в разные точки коллектора, располагая забои скважин по оптимальной сетке (рис.

9.2, скв. А). Для этого случая наиболее предпочтителен 2-й тип скважин.

Многие месторождения под дном открытого моря достаточно близки к берегу и могут быть достигнуты с суши направленными скважинами (см. рис. 9.2, скв. В). Однако в этом случае применимы скважины не только 2-го, но и 1-го типа.

Использование направленных скважин для глушения открытого вы-

Рнс. 9.2. Направленные скважины при бурении на море и для глушения открытых неуправляемых фонтанов

броса стало обычным (см. рис. 9.2, скв. С). Специальная разгрузочная скважина выполняет свою функцию даже тогда, когда ее забой находится на некотором расстоянии от ствола фонтанирующей скважины; эта технология допускает расстояние между забоями до 3,5 м.

Большое число направленных скважин пробурено на пласты, недосягаемые вертикальными скважинами с поверхности из-за таких препятствий, как холмы, озера, крупные строения (рис. 9.3, скв. А). Другие скважины пробурены в обход геологических препятствий. Так, скв. В была пробурена в солевом куполе, зацементирована и перенаправлена в нефтеносный пласт под куполом.

Бурение стволов скважин через соль осложнено их размывом, ухудшением свойств бурового раствора, потерей циркуляции. Эти осложнения настолько тяжелые, что часто приходится бурить в обход соляного купола (см. рис. 9.3, скв. С), чтобы избежать осложнений как внутри солевых отложений, так и над ними. Отметим, что скв. А пробурена по 1-му типу, а скв. В и С - по 3-му типу скважин.

Бурение через разлом лучше осуществлять под прямым углом к плоскости сдвига (скв. D), однако возникает опасность осложнений при прохождении разлома, которые можно исключить проходкой скважины под ним (скв. Е).

Другие случаи (рис. 9.4) включают эксплуатацию многопластовой залежи одиночной скважиной (А), выпрямление самопроизвольно отклонившейся скважины (В), обход прихваченного в скважине инструмента (С). Скважина, пробуренная в газовую шапку нефтяной залежи, может быть частично затампонирована (D) и отклонена в нефтеносную зону для того,

Рис. 9.4. Направленные и многозабойные скважины, в том числе с исправленными траекториями

чтобы сохранить выталкивающую энергию газа. Суммарная продуктивность может быть максимизирована посредством бурения горизонтального дренажного ствола (Е), чтобы эксплуатировать залежь равномерно. Также можно вовлечь большую площадь в эксплуатацию одиночной скважиной (F).

ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКЦИЙ

СТВОЛА НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Приняв во внимание информацию о типе скважины, ее назначении, глубине вертикальной части ствола, горизонтальном расстоянии до цели, специалист по направленному бурению использует компьютер для построения горизонтальных и вертикальных проекций, демонстрируя, как можно пробурить скважину с наименьшими затратами при соблюдении правил безопасности и сохранении окружающей среды. Среди других факторов, которые учитываются при окончательном выборе конфигурации скважины, основными являются:

1) состав проходимых пород;

2) подъемные, вращательные и гидравлические мощности буровой установки;

3) тип бурового раствора и конструкция скважины;

4) размеры ствола;

5) потенциальные возможности оборудования.

На рис. 9.5 показан план ствола скважины по 1-му типу. На плане изо-

Рис. 9.5. Плановые проекции наклонно направленной скважины:

а - вертикальная; б - горизонтальная

бражены две проекции ствола: вертикальная и горизонтальная. Вертикальную проекцию вычерчивают на плоскости, проходящей через устье и точку, обозначающую глубинную цель. Отклонение забоя - это горизонтальное расстояние от ротора до глубинной цели. Его вычерчивают в масштабе глубины. На рис. 9.5 отклонение составляет 900 м, а истинная вертикальная глубина (TVD) - 3000 м; измеренная глубина (MD) - длина ствола скважины - 3100 м. Значение MD всегда больше значения TVD, причем разность между ними зависит от угла наклона, скорости набора кривизны и выполаживания, незапланированных отклонений.

Вид в плане показывает расположение проекции скважины на горизонтальной плоскости с истинным направлением севера (географического) вверх листа. В прямоугольной системе координат горизонтальное направление ствола скважины указывают числом градусов на восток или запад по отношению к северу или к югу. Рассматриваемая скважина имеет ствол, направленный к юго-востоку под углом 20°45". Это обозначается следующим образом: S20°45"E. Направление скважины можно также обозначить азимутом - числом градусов по часовой стрелке от севера (север - 0, юг - 180, восток - 90, запад - 270). Азимут скважины 159°15". На горизонтальном плане также показывают в масштабе величину отклонения, при этом горизонтальный масштаб может отличаться от вертикального (в данном случае горизонтальный масштаб больше вертикального в 2 раза).

Скважина, изображенная на рис. 9.5, бурится вертикально до глубины 600 м, после чего ее забой отклоняют до конечного угла 20°45" на юго-восток (точка начала отклонения обозначается аббревиатурой КОР - kick-off point). Этот угол отклонения набирают на длине 300 м в интервале 600 - 900 м и достигают его конечного значения 22°30" на глубине 900 м. Среднюю скорость набора кривизны можно определить по формуле

10 (конечный угол - начальный угол)/(конечная MD -начальная MD).

Для данной скважины 10(22,5 - 0,0)/(900-600) = 0,8°/10 м.

Дуга окружности, по сравнению с другими формами профиля, позволяет достичь минимального сопротивления участка скважины движению труб при одинаковом изменении ее зенитного угла на данном участке, поэтому целесообразно все искривленные участки профиля направленной скважины проектировать в виде дуги окружности. При этом длину каждого участка профиля, а также вертикальную и горизонтальную проекции, можно подсчитать по формулам, приведенным в табл. 9.1.

Направленные скважины, которые бурят по 2-му типу профиля, имеют следующие технологические недостатки:

требуется увеличенный интервал бурения с отклонителем, что ухудшает технико-экономические показатели;

интервал уменьшения зенитного угла реализуется за счет фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота, что сокращает ресурс его работы;

при подъеме бурильной колонны из скважины возникают большие нагрузки на талевую систему;

значительные суммарные углы охвата и изменение знака кривизны профиля приводят к появлению прижимающих усилий, способствующих желобообразованию и изнашиванию обсадных колонн.

Расчеты показывают, что нагрузка при подъеме колонны бурильных труб из скважины в случае бурения по 2-му типу скважин на 35 % выше, чем при бурении по 3-му типу, и на 20 % выше, чем при бурении по 1-му типу скважин.

Применение 1-го и 3-го типов направленных скважин взамен 2-го позволяет на практике:

уменьшить суммарный угол охвата и связанные с ним нагрузки на буровое оборудование;

минимизировать длину участка начального искривления;

Таблица 9.1

Формулы для расчета проекций и длин участков профиля скважины

Вид участка профиля	Проекция участка		Длина участка
	горизонтальная	вертикальная
Вертикальный Начального искривления Увеличения зенитного угла Уменьшения зенитного угла Тангенциальный длиной L Примечание. стка начального искри тангенциального участ!	R(cos Z 2 - cos Zi) R(cos Z 1 - cos Z 2) L sin Z L Обозначения: Z, Z 1 , Z 2 вления, в начале и конг са; R - радиус кривизн!	Нв R sin Z R(sin Z 2 - sin Z 1) R(sin Z 1 - sin Z 2) L cos Z L - зенитные углы соотв е искривленного участк л участка профиля.	ZR/57,296 (Z2 - Z1)R/57,296 (Z1 - Z2)R/57,296 L этственно в конце учал; Z L - зенитный угол

осуществить проходку скважин с большими отклонениями от вертикали;

наиболее полно использовать вес бурильной колонны для создания осевой нагрузки на долото.

К сожалению, 1-й и 3-й типы направленных скважин требуют более сложной технологии для проходки ствола по сравнению со скважинами 2-го типа.

ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ КОНСТРУКЦИИ

НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Геометрические размеры обсадных колонн, глубины их спуска, наличие цементной оболочки за ними определяют так же, как и для вертикальных скважин, исходя из геологической и промысловой характеристик конкретной площади. Однако выбор элементов конструкции направленной скважины должен включать дополнительно: а) выбор рациональной глубины вертикального участка ствола; б) выбор допустимой величины выхода ствола направленной скважин из-под башмака предыдущей обсадной колонны; в) выбор конструкции фильтра (для горизонтальных скважин).

При сооружении направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали при глубине залегания продуктивного горизонта, соизмеримой с величиной отклонения, проектировщик сталкивается с необходимостью выполнения противоречивых требований. Для обеспечения эффективной нагрузки на долото глубина вертикальной части ствола скважины должна быть по возможности больше, но при этом зенитный угол достигает больших значений. В то же время, чтобы сократить число рейсов с применением отклонителя и обеспечить проектное отклонение, необходимо начинать искривление ствола как можно ближе к устью. Но тогда возникает необходимость спуска кондуктора в ствол, искривленный до 70°. В связи с этим приходится решать вопрос о технической оптимизации глубины вертикального участка ствола скважины.

Как правило, под кондуктор бурят вертикальный ствол, если коэффициент отклонения, равный отношению горизонтального смещения забоя к длине вертикального участка скважины, не более 0,7. Выбор глубины спуска первой технической колонны необходимо увязывать не только с геологическими условиями разреза и степенью осложненности условий бурения, но и с конфигурацией направленной скважины, определяющей возможность спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном наклонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.

ОСОБЕННОСТИ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

При расчете профиля этой части горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения забоя от вертикали необходимо задавать значение зенитного угла на проектной глубине. Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную плоскости. Вертикальную и горизонтальную проекции, а также длину каждого участка профиля можно определить, используя приведенные выше формулы (см. табл. 9.1).

По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним, коротким (ультракоротким) радиусом.

Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (>190 м) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных скважин со значительной протяженностью горизонтального участка (600-1500 м). Для таких скважин используются стандартная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7 - 2° на 10 м проходки).

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60-190 м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3-10° на 10 м при длине горизонтального участка 450 - 900 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности.

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления (10 - 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляют 0 - 25° на 1 м проходки при длине горизонтального участка 90 - 250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб, поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в компоновку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (<10 м) радиусом кривизны невозможна без специальных труб и инструмента.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характеристики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5-15 м) при глубине их залегания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельными горизонтальными стволами. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуются с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном пироге» недостаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до подошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.

Скважины с коротким и ультракоротким радиусами кривизны используют для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение которого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ

НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Профиль направленной скважины должен удовлетворять скоростному и качественному сооружению скважины при обязательном достижении поставленной цели. При этом следует иметь в виду применение трех основных типов профилей, описанных выше:

1) тангенциальный, состоящий из трех участков - вертикального, набора зенитного угла и наклонного прямолинейного;

2) S-образный, состоящий из пяти участков - вертикального, набора зенитного угла, наклонного прямолинейного, уменьшения зенитного угла и вертикального;

3) J-образный, состоящий из двух участков - вертикального и набора зенитного угла.

Любые другие профили скважин являются либо промежуточными, либо комбинацией упомянутых трех типов.

Расчет профиля указанных типов сводится к определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля, радиуса кривизны участков набора и уменьшения зенитного угла.

При проектировании любого профиля направленной скважины необходимо располагать следующими исходными данными:

глубина проектного забоя;

отклонение проектного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины;

азимут цели по отношению к устью;

конструкция скважины с поинтервальным указанием диаметров ствола и глубин спуска обсадных колонн.

Первый (вертикальный) интервал для 1-го и 2-го типов профилей должен быть по возможности коротким, что позволяет свести к минимуму затраты времени на ориентированный спуск бурильной колонны; для 3-го типа профиля длина вертикального участка должна быть максимальной, что позволяет минимизировать длину второго участка и тем самым сократить время работы в скважине с отклоняющими устройствами.

Наиболее целесообразно начинать искривление скважины (КОР) и заканчивать его в устойчивых сравнительно твердых породах, причем траектория набора и уменьшения кривизны должна соответствовать окружности определенного радиуса. Это позволит свести к минимуму опасность образования желобов и силы трения при спускоподъемных операциях.

Интервалы набора и уменьшения кривизны ствола скважины должны быть по возможности минимальными, чтобы обеспечить минимальные затраты времени на их проходку. С этих позиций радиус искривления ствола должен быть как можно меньше, однако его значение часто ограничено снизу следующими требованиями:

при спуске и подъеме бурильного инструмента в нем не должны возникать запредельные напряжения;

обсадные колонны должны быть спущены в скважину и зацементированы без осложнений;

должны быть обеспечены спуск и нормальная работа как в открытом стволе, так и в обсадной колонне глубинных приборов и погружного оборудования.

РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВ ТРАЕКТОРИИ НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Для профиля 1-го типа (рис. 9.6) необходимое значение максимального зенитного угла находят по формуле

I"R(R - A) + H>/h 2 + A 2 - 2AR

cos a = i=-=-=-=,

(R - A) 2 + H 2

где R - радиус искривления 2-го участка ствола, м; А - смещение забоя от вертикали, м; Н - интервал глубин по вертикали 2-го и 3-го участков ствола скважины, м.

Длину 2-го и 3-го участков, их вертикальных и горизонтальных проекций определяют по формулам, приведенным в табл. 9.2.

При расчете профиля 2-го типа (рис. 9.7) сначала устанавливают длину 5-го вертикального участка. Если проектируется нефтяная или газовая скважина на многопластовую залежь, то длина этого участка ствола должна быть не менее общей мощности залежи плюс 5-10 % от нее. Указанная величина превышения длины 5-го участка над мощностью залежи обусловлена часто возникающей необходимостью корректировки положения забоя в пространстве в конце 4-го участка ствола.

Необходимый зенитный угол 3-го участка ствола определяют из следующей формулы:

|R0H(R0 - A^[(H2) 2 - A(2R0 - A)] sin a = J=-=-=-^,

A(2R0 - A)

где R 0 = R 1 + R 2 ; H = H0 - Нв - H3.

Длину участков профилей, их горизонтальных и вертикальных проекций определяют с помощью формул, приведенных в табл. 9.3.

При расчете профиля 3-го типа (рис. 9.8), когда известны глубина скважины, длина 1-го вертикального участка и отклонение забоя от вертикали, определяют радиус искривления 2-го участка. Кроме того, может быть задан угол с продуктивным пластом (угол между осью ствола скважи-

Рис. 9.6. Вертикальная проекция направленной скважины тангенциального (1-го) типа

ны и плоскостью напластования). Тогда зенитный угол в месте входа в пласт

а = 90 - у - р,

где у - угол встречи скважины с пластом; р - угол падения пласта.

Формулы для расчета профиля 1-го типа (см. рис. 9.6)

Таблица 9.2

Кроме того, cos а = 1 - A/R.

Длину вертикальной части ствола скважины можно при необходимости корректировать, изменяя угол входа скважины в пласт.

Рис. 9.8. Вертикальная проекция направленной скважины J-образного (3-го) типа

Для расчета длин участков, вертикальных и горизонтальных проекций ствола скважины используют формулы, приведенные в табл. 9.4.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАДИУСА ИСКРИВЛЕНИЯ ПРИ НАБОРЕ КРИВИЗНЫ СКВАЖИНЫ

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины должен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела интервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превышать 1,5°/10 м проходки.

2. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

3. Должно быть исключено образование желобов в искривленных интервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оценено величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > 12P/Q,

где P - осевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q - допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 - средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Q можно принимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердости - 20 - 30 кН, для пород твердых и крепких - 40 - 50 кН.

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испытывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб ст т:

R > dE/(2а т),

где d - наружный диаметр бурильных труб; E - модуль Юнга.

5. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

R > 0,25L 2 ,

где Lj, d t - соответственно длина и наружный диаметр забойного двигателя; D - диаметр долота; K - зазор, выбираемый на основании геологических условий (K = 0 для твердых пород, K = 0,003^0,006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряжения, превышающие предел текучести их материала. Это требование обеспечивается при условии

R > Е,^ т /(2ст т),

где Е к, ст т - соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; d^_ - наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и располагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

R > L 2 /,

где L - длина спускаемого в колонну погружного устройства; d в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d H - диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; k - зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройства (в большинстве случаев можно принять k = 0,0015^0,003 м).

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус искривления ствола скважины увеличивают на 5-10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Значение радиуса искривления корректируют на основании сравнения осевого усилия, возникающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым его значением для данной бурильной колонны и буровой установки.

Профиль направленной скважины строят следующим образом.

Чтобы построить горизонтальную проекцию, сначала наносят точку, обозначающую устье скважины, затем с помощью транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вертикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозначающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окружность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (границы возможного отклонения фактической траектории ствола от проектной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проекцию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проекции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по вертикали. Затем наносят интервалы отдельных участков профиля, которые предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямолинейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.

9.3. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ТРАЕКТОРИЮ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Термин «забойная компоновка» относится к комбинации утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, оборудования и устройств, расположенных непосредственно над долотом. При направленном бурении, особенно роторном, в забойной компоновке используют эффекты, которые приводят к увеличению, уменьшению или стабилизации угла наклона. Забойная компоновка для роторного бурения не может применяться для управления горизонтальным направлением ствола или в точках начала изменения направления (КОР); однако специфические забойные компоновки бывают полезны для изменения угла наклона скважины, если она уже искривлена.

Все части бурильной колонны до некоторой степени гибкие. Стандартная бурильная труба очень гибкая и легко искривляется при сжатии; по этой причине верхнюю часть бурильной колонны обычно в процессе бурения поддерживают в растянутом состоянии. И даже толстостенные утяжеленные бурильные трубы (УБТ), устанавливаемые в призабойной части бурильной колонны, достаточно гибкие, чтобы изогнуться там, где они лишены боковой опоры.

Изменение забойной компоновки дает возможность бурильщику управлять величиной и направлением изгиба бурильной колонны и таким образом увеличивать, уменьшать или поддерживать угол отклонения забоя так, как это желательно.

Бурение направленных скважин большого диаметра (8-12”) обычно легче, чем бурение скважины малого диаметра. Утяжеленные и обычные бурильные трубы большего размера жестче и, следовательно, менее подвержены изгибу и закручиванию в одних и тех же проходимых породах. Они также больше весят, давая бурильщику большую возможность изменять диапазон нагрузки на долото. И хотя их большая внешняя поверхность создает большие сопротивления на контакте со стенкой ствола, этот недостаток менее значителен, чем преимущества, и поэтому их использование стало обычной практикой в направленном бурении.

ОПОРНЫЕ ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ

Стабилизатор, установленный непосредственно над долотом, действует как боковая опора.

В скважинах, составляющих с вертикалью 3° и более, утяжеленные бурильные трубы выше разгруженной части опираются на нижнюю часть стенки скважины, вынуждая долото прижиматься к верхней части. При этом по мере углубления ствола увеличивается угол его наклона (рис. 9.9). Такая тенденция называется опорным эффектом. Забойные компоновки, использующие опорный эффект для увеличения угла наклона ствола скважины, также называют наращивающими.

Скорость наращивания угла с опорными компоновками можно регулировать выбором соответствующего размера утяжеленных бурильных труб путем использования коротких утяжеленных труб и переводников между стабилизатором и долотом, распределением других стабилизаторов

Рис. 9.9. Опорный эффект от провисания УБТ

соответственно выше забойной части утяжеленных труб и регулированием нагрузки на долото и скорости циркуляции.

Более гибкие компоновки выше точки опоры ускоряют наращивание угла наклона ствола скважины. Утяжеленные трубы меньшего диаметра провисают и изгибаются легче, чем большего диаметра.

Увеличение нагрузки заставляет забойную компоновку изгибаться далее в направлении начального прогиба. Если применяется умеренная циркуляция, достаточная для очистки долота и стабилизаторов, то наращивание угла наклона интенсифицируется, особенно в мягких породах.

МАЯТНИК ОВАЯ КОМПОНОВКА

В гибких компоновках, поддерживаемых стабилизатором, установка одной или двух утяжеленных труб над долотом вместо наддолотного стабилизатора приводит к тому, что УБТ под стабилизатором стремятся занять вертикальное положение (рис. 9.10).

В рассматриваемой скважине гравитационные силы на долоте действуют в направлении нижней стенки ствола, создавая при бурении условия для уменьшения угла наклона ствола скважины. Этот принцип известен как эффект маятника (отвеса). Забойную компоновку, используемую для уменьшения угла отклонения от вертикали, иногда называют «падающей» компоновкой (эффект маятника также используют, чтобы сохранить вертикальный курс в местах самопроизвольного искривления ствола).

В маятниковых компоновках расстояние между стабилизатором и долотом зависит от жесткости утяжеленных труб. Если используют гибкие утяжеленные трубы меньшего диаметра, то стабилизатор желательно поместить в бурильной колонне ниже, чтобы удерживать утяжеленные трубы от чрезмерного провисания на противоположную стенку скважины. Эффект маятника аннулируется, если УБТ контактируют с нижней стороной ствола между долотом и стабилизатором.

Утяжеленные трубы малого диаметра также способствуют уменьшению нагрузки на долото, в результате чего снижается скорость бурения.

Рис. 9.10. Эффект маятника (отвеса) от провисания УБТ

Чтобы предотвратить чрезмерное провисание в сильно искривленных скважинах, стабилизаторы могут быть установлены так низко, что долото будет создавать малое усилие или вообще не будет создавать усилия на нижнюю стенку ствола. В этих случаях подкали-берный стабилизатор, установленный вблизи долота, будет способствовать постепенному уменьшению угла. Однако если все-таки угол невозможно уменьшить по желанию, то возникает необходимость подъема бурильной колонны и спуска отклоняющего устройства.

Комбинированная (жесткая) компоновка. Удваивание толщины стенки утяжеленной трубы увеличивает ее жесткость в 8 раз. Чтобы сохранить угол наклона ствола скважины, бурильщик может использовать комбинацию толстостенных утяжеленных труб по возможности большого диаметра и стабилизаторов для минимизации или ограничения искривления, т.е. компоновки, ограничивающие как эффект маятника, так и эффект опоры. Такие компоновки называют комбинированными, или жесткими (рис. 9.11).

Компоновка с забойным двигателем. Забойные двигатели могут использоваться не только для изменения угла и направления ствола, но также для бурения прямых интервалов (вертикальных или наклонных) направленной скважины.

Когда забойный двигатель применяют для сохранения угла, ребра лопастного стабилизатора могут быть приварены к нижней части его корпуса, а стабилизатор установлен сразу над ним. Для ограничения трения и передачи осевой нагрузки на долото бурильную колонну иногда медленно вращают, чтобы бурение велось в прямом, уже созданном направлении. В этом случае ни кривой корпус забойного двигателя, ни кривой переводник не используются.

Особые проблемы в направленном бурении. Направленные скважины бурить труднее, чем вертикальные. Почти все обычные операции при бурении усложняются, когда скважины бурят под углом. При подъеме и спуске бурильной колонны требуется большая мощность, необходимо большее усилие на роторе для преодоления силы трения; буровой раствор и гидравлическая система требуют более внимательного отношения; прихваты труб и поломки оборудования становятся более типичными, обсадные колонны труднее спускать и цементировать.

Желоб в резком перегибе ствола скважины. Многие проблемы могут быть исключены благодаря особому вниманию к интенсивности набора кривизны.

Рис. 9.12. Схема образования желоба в виде замочной скважины

В идеале угол наклона должен увеличиваться или уменьшаться постепенно: обычно 6°/100 м; максимально в безопасном пределе до 15°/100 м. Однако изменение угла наклона от 6 до 15° автоматически нельзя считать безопасным. Темп изменения угла наклона должен соблюдаться на всем искривляемом интервале. Если 1° угла искривления добавляется каждые 10 м и при этом не изменяется азимут ствола, вероятно, не будет проблемы при следующем долблении. Но если этот угол добавляют каждые 5 м проходки и искривление 10° достигается в интервале 100 м, то это значит, что первые 50 м пройдены с темпом искривления 20°/100 м (10-100:50 = 20).

Создание желобов в резко искривленных интервалах ствола скважины является серьезным осложнением.

Когда анализируют инклинометрические данные, следует учесть как вертикальные, так и горизонтальные изменения траектории ствола. Если набор кривизны произведен плавно от 8 до 12°/25 м, то темп набора угла составляет 1,7°/10 м. Но если в это же время азимутальное направление скважины изменено на 25°, то желобообразующий фактор становится почти 2,5°/10 м (или более 20°/100 м), а ствол имеет вид спирали или штопора.

В верхней части сильно искривленных скважин могут образоваться желоба в форме замочной скважины (рис. 9.12). Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и утяжеленные бурильные трубы. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам быстро набирать кривизну безопаснее в нижних интервалах ствола, чем в верхних.

Влияние геологических факторов. Иногда проходимые породы имеют тенденцию отклонять долото. Его управление становится более трудным при бурении через слоистые породы, которые залегают не горизонтально.

Когда угол падения пород (угол между плоскостью напластования и горизонтальной плоскостью) меньше 45°, долото стремится отклониться в сторону восстания пласта или принять положение, перпендикулярное к на-

пластованию (рис. 9.13, а). Если угол падения больше 45°, то долото имеет тенденцию бурить вниз по падению пласта, или стремится принять положение, параллельное напластованию (рис. 9.13, б). Иногда скважину планируют, используя эти тенденции долота. В других случаях для предотвращения влияния пород необходимо использовать жесткие забойные компоновки.

Долото также имеет тенденцию отклоняться в горизонтальном направлении параллельно наклонному напластованию вследствие разной прочности проходимых пород. Этот эффект называют «блужданием». Даже там, где напластование горизонтальное, вращаемое вправо долото имеет тенденцию двигаться вправо в искривленной скважине («уход» долота).

«Блуждание» и «уход» долота труднее контролировать, чем изменения вертикального направления, потому что они не могут быть скорректированы простым изменением вращения или нагружения забойной компоновки.

Если жесткая компоновка не обеспечивает контроль за «блужданием» или «уходом» долота, обычно требуется отклоняющий инструмент. В большинстве случаев, однако, бурильщик может предвидеть влияние геологических факторов или «уход» долота и компенсировать это проводкой скважины, например, в точке начала искривления выбрать направление, которое отличается от показанного на плане (обычно влево) и использовать «уход» долота для проводки ствола к цели.

Гидравлика. Как правило, направленное бурение наиболее эффективно при высокой скорости проходки, при которой требуются высокие давления циркуляции для очистки скважины от шлама.

Однако чтобы достичь наилучших общих результатов при наименьшей стоимости, бурильщик должен учитывать многие факторы, такие, как скорость проходки, изменение угла искривления, ожидаемый абразивный износ или прихват бурильного инструмента, регулирование давления.

Скорость проходки, например, ограничивают, когда набирают кривизну, так как нагрузка на долото совместно с давлением циркуляции должны быть ограничены, чтобы контролировать интенсивность отклонения ствола. В искривленных интервалах, особенно в стволах с большим углом наклона, шлам имеет тенденцию оседать на нижней стенке ствола. Бурильная колонна также провисает на нижнюю стенку, ухудшая очистку восходящим потоком бурового раствора. Стабилизаторы помогают частично решить проблему, удерживая бурильную колонну на некотором удалении от стенки ствола скважины.

Увеличение скорости циркуляции может заставить компоновку отклоняться слишком быстро или блуждать.

Трение. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны и увеличивает опасность истирания замков, изнашивания и поломки труб. В мягких породах это даже может привести к образованию желоба на нижней стенке ствола.

Трение бурильной колонны о стенки ствола не может быть исключено полностью, но его можно уменьшить посредством использования нефтеэмульсионных буровых растворов.

Трение также затрудняет спуск обсадных колонн в направленные скважины. Колонна ложится на нижнюю стенку ствола, в результате чего цемент плохо распределяется по заколонному пространству. Используя безмуфтовые обсадные колонны и центраторы, можно уменьшить трение в скважинах; центраторы также улучшают распределение цемента за колонной посредством отвода ее от стенки ствола.

9.4. ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ

ДЛЯ БУРЕНИЯ НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола скважины применять укороченный забойный двигатель. В целях увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные компоновки низа бурильных колонн (КНБК) в соответствии с геологотехническими условиями бурения (рис. 9.14).

1) долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 9.14, а); угол перекоса осей присоединительных резьб переводника обычно 1,5 - 3°, длина УБТ (при коротких турбобурах) 12 - 25 м;

2) долото, секционный турбобур, секции которого соединены под углом 0,5-1,5° (рис. 9.14, б);

3) долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ (рис. 9.14, в); рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1 -2°;

4) долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и бурильные трубы (рис. 9.14, г); при сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклонителя должны быть обращены в одну сторону;

5) долото, турбобур, отклонитель Р-1 и бурильные трубы (рис. 9.14, Э); угол перекоса осей резьбы отклонителя, соединяющей отклонитель с турбобуром, рекомендуется принимать равным 1,5 - 3°;

6) долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, переводник с перекошенными осями соединительных резьб, устанавливаемый в плоскости накладки, обычные или утяжеленные трубы (рис. 9.14, е);

7) долото, турбобур с установленной на ниппеле эксцентричной металлической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные бурильные трубы (рис. 9.14, ж).

Различная интенсивность искривления ствола скважины достигается за счет изменения угла перекоса осей присоединительных резьб переводника и длины прямого переводника, размещаемого между долотом и отклонителем. При использовании эксцентричного ниппеля не следует устанавливать на шпинделе турбобура переводник длиной более 0,3 м.

Проектирование отклоняющих компоновок включает: выбор компоновки, расчет ее геометрических размеров и проверочный расчет. Компоновку выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требований точности искривления. Компоновки 1 и 3 рекомендуется применять при бурении скважины в устойчивых геологических разрезах, где не ожидается значительное увеличение диаметра ствола. Предпочтительнее компоновка 3, так как она позволяет при одинаковой интенсивности искривления получать более высокие показатели бурения - механическую скорость и проходку на долото. Компоновки 4

Рис. 9.14. Компоновки низа бурильной колонны для искривления скважин:

а - с переводником, имеющим перекошенные оси присоединительных резьб; б - с искривленным секционным трубобуром; в - с турбинным отклонителем; г - с турбинным отклонителем и кривым переводником; д - с отклонителем; е - с накладкой и кривым переводником; ж - с эксцентричным ниппелем

Геометрические размеры компоновки низа бурильных колонн рассчитывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. При использовании компоновок 6 и 7 следует выбирать их размеры такими, чтобы можно было получать приращение угла искривления скважины не более 1° на 10 м проходки. При этом углублять скважину можно долотом, диаметр которого равен диаметру скважины.

для медленного уменьшения зенитного угла - долото, забойный двигатель и бурильные трубы;

для уменьшения зенитного угла со средней интенсивностью - долото, сбалансированная толстостенная труба в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 - 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

для интенсивного уменьшения зенитного угла - одну из компоновок, используемых для набора кривизны (см. рис. 9.14).

долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с накладкой, приваренной к его корпусу или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

9.5. МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Вертикальная (ненаправленная) скважина бурится при постоянном угле наклона, который поддерживается в заданных пределах, в то время как при направленном бурении угол и азимут траектории ствола должны быть определенными.

Чтобы определить изменения конфигурации ствола, проводят единичные выборочные измерения. Эти измерения часто можно совместить с непродолжительными перерывами в работе бурового станка, в течение вспомогательных операций, например, непосредственно перед подъемом бурильных труб для замены долота. Более прогрессивные системы, такие, как контролирующие инструменты или измерительные системы в процессе бурения (MWD), в конкретные моменты времени предоставляют данные о направлении ствола, которые показывают, что происходит на забое в процессе бурения.

В целом для сервисного обслуживания направленного бурения используют различные системы: от более старых простейших инструментов до новейших, постоянно действующих забойных регистраторов. Наилучшую систему для каждого конкретного случая определяет заказчик с учетом расположения площади, применяемого бурового оборудования, необходимой точности измерений.

Для определения конфигурации ствола скважины в отечественной практике чаще всего применяют приборы с плавиковой кислотой и инклинометры: первые позволяют измерять лишь зенитный угол, а вторые - зенитный угол и азимут направления ствола в точке измерения.

После окончания бурения определенного интервала или всей скважины работники каротажной партии регистрируют с помощью глубинного инклинометра изменения зенитного угла и азимута оси ствола скважины по глубине и строят инклинограмму, на основании которой вычерчивают горизонтальную проекцию ствола скважины с указанием направлений с севера на юг и с запада на восток, отклонения проекции забоя от проекции устья. Иногда на графике указывают характерные глубины резкого изменения азимута или зенитного угла, границ горизонтов и мест аварий.

Среди приборов с плавиковой кислотой наиболее распространен сбрасываемый в бурильную колонну аппарат В.А. Петросяна, принцип действия которого основан на том, что плавиковая (фтористоводородная) кислота на границе с воздухом протравливает (разъедает) стекло по периметру горизонтального мениска.

Схему действия этого прибора иллюстрирует рис. 9.15. В стальной корпус 1 с крышками помещен на осях 3 с заостренными концами полуцилиндр 5. Его центр тяжести смещен относительно оси корпуса, в результате чего при наклоне прибора полуцилиндр поворачивается на осях 3 до тех пор, пока его центр тяжести не займет низшее положение. В полуцилиндре размещается прямоугольный пенал 6 с резиновой пробкой 4, в пазы которого вставляют стеклянную пластину. В бурильной колонне прибор центрируется резиновыми кольцами 2.

Перед спуском в скважину пенал наполовину заполняют 20%-ной плавиковой кислотой и вставляют в полуцилиндр. Собранный прибор помещают в длинную желонку между двумя пружинами, служащими для амортизации толчков (рис. 9.16). В таком виде прибор сбрасывают или опускают на тросе с помощью специальной лебедки в бурильную колонну. После достижения прибором глубины измерения его необходимо оставить в покое на 10-15 мин для протравливания пластины кислотой и после этого извлечь на поверхность. В искривленной скважине пенал прибора повторит наклон оси ствола. При этом полуцилиндр повернется так, что плоскость стеклянной пластины совместится с плоскостью искривления скважины в этой точке и от горизонтального уровня кислоты на пластине про-травится след под углом к шлифованной грани пластины, равным зенитному углу скважины.

Для одновременного измерения зенитного и азимутального углов часто используют автономный забойный инклинометр - ЗИ (рис. 9.17). Прибор ЗИ имеет измерительную систему, установленную в корпусе, которая состоит из вращающейся рамки 10, на которой расположены буссоль с магнитной стрелкой 13 для измерения азимута ствола скважины в зоне измерения, отвес 8 для измерения зенитного угла и вспомогательный лимб 9 для определения положения отклонителя относительно направления искривления скважины или относительно меридиональной плоскости север - юг.

Вращающаяся рамка эксцентрична относительно оси вращения, поэтому она сама устанавливается в плоскости искривления скважины подобно тому, как это происходит с полуцилиндром в приборе Петросяна.

При спуске в скважину вся измерительная система закрепляется фиксатором 14. В момент посадки прибора на «ножи» на свинцовой печати 1 образуются отпечатки ножей, нижняя часть 4 корпуса прекращает движение, тогда как верхняя часть 7 вместе с измерительной системой продолжает спускаться, надвигаясь на цилиндрический груз 19, который телескопически соединен с обеими частями с помощью пальцев 5 и прорезей 20.

Рис. 9.15. Прибор В.А. Петросяна

Рис. 9.16. Желонка с прибором В.А. Петросяна:

1 - верхнее направление - замок; 2 - «рыбка»; 3 - пробка; 4 - прокладка; 5 - корпус; 6 - пружина; 7 - деревянные диски, между которыми размещается прибор; 8 - соединительный ниппель; 9 - труба; 10 - направляющая пробка

Рис. 9.18. Принцип действия фотографического измерительного прибора:

1 - изображение на фотографическом диске; 2 - источник света; 3 - отвес; 4 - собирающая линза; 5 - компас

При этом диск 15 садится на нажимной шток 17 и освобождает измерительную систему.

Освобожденная рамка инклинометра устанавливается в плоскости искривления скважины, а стрелки буссоли и отвеса занимают положения, соответствующие азимуту и углу наклона скважины в точке измерения.

Нажимной шток 17 имеет специальное гидравлическое реле 16, которое после определенной, заранее заданной и отрегулированной выдержки во времени устраняет нажатие диска. Как только диск 15 возвращается на свое место, фиксатор 14 закрепляет стрелки буссоли и отвеса в тех положениях, которые соответствуют азимуту и зенитному углу искривления в точке измерения. Для проверки правильности показаний инклинометра в стакан 2 можно вставить пробирку 3 с плавиковой кислотой для контрольного измерения угла искривления.

Средняя часть корпуса инклинометра заполнена маслом. Через компенсатор 6 гидростатическое давление столба промывочной жидкости передается на масло, вследствие чего происходит выравнивание давления внутри и снаружи прибора и достигается высокая герметичность сальника 18, штока и резьбовых соединений. Масло оказывает также демпфирующее влияние на стрелки буссоли и отвеса и используется для работы гидравлического реле времени.

На нижней части прибора выполнен кольцевой лимб 21, а вдоль одной из образующих корпуса нанесена глубокая риска 11. Лимбы 9, 21 и риска

11 позволяют связать отпечатки ножей на свинцовой печати с показаниями измерительной системы и провести ориентирование отклонителя.

Инклинометр спускается в бурильную колонну с помощью вспомогательной лебедки на тонком стальном канате, прикрепленном к кольцу колпака 12. Измерение длится 3 - 5 мин, если не считать времени на спуск и подъем прибора.

Подняв прибор на поверхность, снимают колпак 12 и определяют зенитный угол скважины по показанию стрелки отвеса 8, а азимут - по показанию магнитной стрелки буссоли 13.

В зарубежной практике наиболее простым считают обслуживание с помощью фотографических устройств.

Контролирующие инструменты, применявшиеся ранее, записывают информацию на забое скважины, которую затем, после подъема на поверхность, анализируют.

Фотографическое устройство доставляют в скважину и извлекают из нее одним из трех способов.

1. Оно может быть спущено в бурильную колонну и извлечено из нее с помощью троса или кабеля малого диаметра.

2. Оно может быть свободно сброшено в бурильную колонну, а затем извлечено с помощью овершота, спущенного в бурильную колонну на гибком тросе.

3. Оно может быть свободно сброшено внутрь бурильной колонны и при необходимости (например, для замены долота) извлечено из скважины вместе с поднимаемой бурильной колонной.

Простейшая магнитная установка. Простейшее магнитное устройство фотографирует маятник, подвешенный к фотографическому диску и расположенный над компасом (рис. 9.18). Вращающийся магнитный диск ориентируется на север магнитного поля Земли; маятник установлен вертикально, подобно отвесу. Электрический свет, сфокусированный на края диска со светочувствительной пленкой, освещает вертикальную сборку и компас. В искривленной скважине проекция вертикально подвешенного маятника не совпадает с центром диска компаса на фотографии.

В результате длительной работы бурильный инструмент намагничивается от магнитного поля Земли, в связи с чем расположенный в нем компас дает искаженные результаты. Чтобы получить качественные магнитные данные, магнитный инструмент должен быть расположен вблизи долота в специальных бурильных трубах, металл которых трудно намагничивается, (например, коррозионно-стойкая сталь или алюминий). Измерительная сборка должна быть расположена достаточно далеко от ближайшего магнитного металла. Длину и число немагнитных участков следует выбирать в зависимости от магнитной ситуации, угла искривления и направления скважины. Если скважина обсажена в местах измерения намагничиваемой стальной колонной, то магнитные измерения в такой скважине невозможны.

Фотографический диск должен быть помещен в камеру, периодически впускающую импульс света. Таймер, встроенный в сборку устройства, в определенные моменты времени фиксирует маятник и компас, чтобы зафиксировать информацию об их взаимном положении.

Инструментальную сборку спускают в скважину и устанавливают в немагнитной части инструмента. Таймер включает свет, который направлен мимо маятника и фиксирует его на фотографическом диске. После необходимой экспозиции диска свет выключается, и инструмент возвращается в исходное положение. На поверхности диск проявляют и читают информацию.

На рис. 9.19 показана типичная фотография. Угол скважины прямо зависит от того, как далеко от центра находится изображение маятника. В рассматриваемом примере центр изображения маятника находится в окружности, соответствующей 15° в точке 86° на восток от севера по показаниям компаса. Скважина в данной точке углубляется под углом 15°. Это магнитные данные, потому что компас реагирует на магнитный полюс Земли. Север магнитного полюса удален на несколько сотен километров от се-

верного географического полюса. Но план направленной скважины наносят на стандартные карты и схемы, базируясь на истинных сведениях, поэтому магнитные данные на диске должны быть откорректированы в географические.

Магнитное устройство для многократных измерений. Проект направленного бурения требует обстоятельного обследования скважины в определенные периоды времени, такие, например, как перед спуском обсадной колонны. Эти сервисные работы используют для построения всей траектории скважины по одиночным измерениям.

При этом применяют магнитное устройство для многократных точечных измерений.

Принцип работы многоразового устройства такой же, как и одноразового. Основное различие состоит в том, что он снабжен встроенной пленкопротяжной камерой с таймером, который автоматически экспонирует и перемещает пленку в определенных интервалах (рис. 9.20). Результаты исследований анализируют, и сервисная компания представляет их в виде графических материалов.

Гироскопический многоразовый аппарат. Обсадные колонны в скважинах, подобно обычному бурильному инструменту и трубам, намагничиваются и выводят из строя магнитный компас. Магнитные исследования становятся невозможными в обсаженных скважинах или в открытых стволах, вблизи которых находятся обсаженные скважины, например скважины, пробуренные с морских платформ. Гироскопический многоразовый прибор можно использовать для управляющих сервисных действий в обсаженных скважинах, вблизи обсаженных стволов или в спущенных в скважину бурильных трубах.

Гироскоп (рис. 9.21) представляет собой диск, установленный так, чтобы он мог быстро вращаться вокруг одной оси (АВ), но свободно менять положение около одной или обеих из двух других взаимно перпендикулярных осей (KG и ED). Инерция вращающегося диска имеет тенденцию удерживать свою ось в установленном направлении, несмотря на то, как поворачиваются другие оси.

Гирокомпас в гироскопическом многоразовом приборе представляет собой катушку компаса, шарнирно подсоединенную к гироскопу. Собст-

12 3 4 5

Рис. 9.20. Схема глубинного фотографического инструмента многократного действия:

1 - батарея; 2 - таймер; 3 - мотор; 4 - камера; 5 - линзы; 6 - шкала; 7 - жидкость; 8 - стеклянная крышка; 9 - отвес; 10 - фокусирующая линза

венно гироскоп - это массивный ротор электрического мотора, вращающийся с частотой 40 000 мин -1 . В отличие от магнитного компаса гирокомпас не подвержен влиянию магнитного поля Земли. Однако так как на гироскопы влияют вибрация и даже легкие удары, их надо опускать в бурильную колонну и извлекать из нее с помощью троса. Гироскоп должен также комплектоваться установкой времени, потому что гироскопы имеют тенденцию дрейфовать постепенно от начального отрегулированного положения. Поэтому желательно проводить измерения при спуске внутрь скважины, а не при подъеме из нее (так же, как и для магнитных приборов).

На рис. 9.22 показана компоновка рабочих частей в гироскопическом приборе. Перед тем как спустить этот прибор в скважину, направляющий визир устанавливают на известное направление (обычно это истинный север). Ротор приводят во вращение с постоянной скоростью электрическим мотором, получающим энергию от батарей или от поверхностного источника по кабелю.

Рис. 9.23. Запись на фотопленке многократных показаний гироскопа

Прибор спускают на тросе или кабеле в бурильный инструмент и устанавливают вблизи долота. Подобно магнитному многоразовому устройству, этот прибор выполняет измерения в обозначенных интервалах (рис. 9.23). Крест на каждой фотографии - это изображение маятника, показывающее угол и направление искривления. Стрелка, установленная на гироскопе, указывает направление оси вращения.

Иногда при направленном бурении требуется выполнить единичные измерения в обсаженной скважине или в открытом стволе вблизи обсаженных скважин. В этом случае вместо магнитного одноразового прибора можно использовать одноразовый гироскопический.

Обслуживание посредством забойной телеметрии. Преимущества фотографического обслуживания: его простота и низкая стоимость. Недостатки: необходимость спускать и поднимать прибор или все начинать сначала в случае, если предыдущая попытка оказалась неудачной. Чем дольше бурильный инструмент находится в скважине, тем больше опасность его прихвата. Прибор, который может в короткий срок предоставить расшифрованную информацию (показать, что происходит в момент измерения), хотя первоначально может быть дорогим, в конечном счете может уменьшить издержки производства.

Телеметрические приборы имеют измерительную глубинную сборку и монитор на поверхности, известный как считывающее устройство. Данные о направлении скважины должны быть преобразованы в электрические сигналы или в сигналы пульсаций и переданы из скважины на монитор. Одни приборы передают эти сигналы по кабелю, другие - посредством бурового промывочного раствора. На буровой площадке портативные компьютеры или микропроцессоры преобразуют поступающие данные в читаемую форму и показывают их на шкале прибора или на дисплее, иногда - в виде таблицы или графика. Круговая шкала дисплея показывает азимут от 0 до 360°.

Глубинная часть телеметрических приборов обычно включает гироскоп или магнитометр.

Кабельная телеметрическая система. Управляющий инструмент - это кабельный телеметрический прибор, который измеряет искривление и направление скважины в процессе ее углубления. Так как в нем используется кабель, управляющий инструмент можно применять только с забойным двигателем, который приводит в действие долото, когда бурильная колонна не вращается (зафиксирована).

Управляющий инструмент включает магнитометры, которые продолжительно измеряют направление скважины и ее искривление, и устройства поверхностной ориентации. Сигналы от магнитометров передаются по кабелю из скважины на поверхность в компьютер, который конвертирует сигналы и позволяет считывать данные с дисплея. Этот инструмент позволяет как выполнить измерения, так и сориентировать забойный двигатель с отклоняющим устройством для проходки скважины по плану.

Искривляющий инструмент изменяет курс скважины отводом долота в одну из сторон. Эта сторона инструмента называется «лицом». «Лицо» искривляющего инструмента поворачивают, ориентируя по направлению курса скважины.

Телеметрия посредством пульсаций бурового раствора. Другой тип телеметрической системы передает сигналы из скважины посредством бурового раствора, позволяя бурильщику получать во временной шкале направление и другие параметры скважины без кабеля, и, следовательно, в периоды работ в скважине, связанные с вращением бурильной колонны. Как и другие телеметрические системы, система пульсации бурового раствора имеет два основных блока: забойную сборку, определяющую направление и искривление, и поверхностную сборку, дисплей которой показывает эти данные. Микропроцессор и передатчики в забойной сборке конвертируют измеренные величины в серию пульсаций давлений. Положительные импульсы бурового раствора - серия увеличения давления, отрицательные - уменьшения давления. Сигналы могут быть переданы на несущей волне подобно радиосигналам. Компьютер на поверхности расшифровывает сигналы и передает их для считывания.

В отечественной практике бурения наклонно направленных скважин чаще всего применяют телеметрические системы типа СТ. Использование телеметрической системы СТЭ при электробурении позволяет непрерывно управлять траекторией скважины в пространстве. Глубинные датчики этой системы размещают в корпусах диаметрами 164 и 215 мм (СТЭ 164 и СТЭ 215).

Комплект телеметрической системы включает следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (ПНТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП).

Компоновка аппаратуры СТЭ включает скважинное измерительное устройство, спускаемое в скважину, и наземное приемно-регистрирующее устройство. Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанавливают над электробуром. В контейнере размещают датчики и электронные преобразователи. Информацию передают по проводному каналу связи на поверхность. В приемном устройстве сигналы, полученные с забоя, преобразуются и поступают на приборы, шкалы которых градуируют в значениях измеряемых величин.

Рис. 9.24. Схема измерительной части телеметрической системы СТ:

1, 3 - эксцентрично расположенные грузы датчиков соответственно азимута и зенитного угла; 2 - груз рамы; 4 - заданное направление; 5 - метка отклонителя; 6, 7 - реперная ось соответственно отклонителя и УГИ; 8 - метка «0» УГИ; 9 - след апсидальной плоскости; X - угол поворота бурильной колонны; р - угол установки отклонителя; ю - угол смещения (угол между меткой «0» и «лицом» отклонителя); ф - проектный азимут скважины

Телеметрическая система СТЭ рассчитана на работу при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до 100 °С. Пределы измерений параметров забойных данных: угол наклона 0-110°, азимут 0 - 360°.

Датчики измерения глубинных параметров скважины размещены в контейнере, который закреплен в корпусе. В контейнере размещены датчики для измерения азимута, угла установки отклонителя и зенитного угла (рис. 9.24). Принцип действия датчика азимута (ДА) основан на применении магнитного чувствительного элемента в виде стержня, устанавливающегося по направлению магнитного меридиана. Чувствительный элемент связан с ротором синусно-косинусного вращающегося трансформатора (СКВТ), работающего в режиме фазовращателя. Компас датчика азимута имеет груз 1 для приведения прибора в горизонтальное положение.

Принцип действия датчика наклона (ДН) основан на применении эксцентричного груза 3, центр тяжести которого всегда находится на вертикали, проходящей через ось груза. С осью груза 3 связан ротор СКВТ, преобразующий угол поворота в фазу выходного сигнала, пропорционального зенитному углу скважины. Одному градусу механического поворота ротора соответствует изменение фазы выходного сигнала на 6°.

Принцип действия датчика положения отклонителя (ДПО) основан на повороте рамки с эксцентричным грузом 2 и укрепленными на ней датчиками ДА и ДН. Груз 2 стабилизирует рамку в апсидальной плоскости. Статор ДПО жестко связан с электронным блоком и немагнитным корпусом телеметрической системы. Угол поворота рамки преобразуется трансформатором в фазу выходного сигнала. Одному градусу поворота соответствует изменение фазы выходного сигнала на 1°.

Пятидесятипериодные сигналы, передаваемые датчиками ДН, ДПО и ДА, имеют различную фазу (от 0 до 360°) и в зависимости от изменений измеряемого параметра поступают в глубинный передающий блок. Последний осуществляет последовательный опрос во времени глубинных датчиков, формирует суммарный широтно-импульсный модулированный сигнал и передает его в токоподвод электробура.

На базе телеметрической системы СТЭ разработаны телеметрические системы типа СТТ, предназначенные для использования при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобурами и винтовыми забойными двигателями). Телеметрические системы типа СТТ выпускаются диаметрами 172, 190 и 215 мм. Разрабатываются телеметрические системы меньших диаметров, что существенно расширит возможности применения указанных систем в горизонтальном и многозабойном бурении. Связь глубинной аппаратуры с наземной осуществляется по проводному каналу связи сбросового типа, выполненному в виде стандартного каротажного кабеля, который снабжен контактными разъемами. Возможны два варианта спуска линии связи: через уплотнение вертлюга с использованием узла ввода кабеля в вертлюг и через специальное устройство для ввода кабеля (УВК) в составе бурильной колонны.

Глубинное измерительное устройство размещают непосредственно над отклонителем или над отрезком УБТ, устанавливаемым для регулирования интенсивности изменения пространственного положения скважины. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частотного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность в виде времяимпульсной информации. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга. В ходе наращивания инструмента контактный стержень извлекают на поверхность и при дальнейшем бурении ориентирование инструмента повторяют заново.

Наземное оборудование телеметрической системы СТТ включает при-емно-регистрирующее устройство, в котором сигналы дешифруют и регистрируют с помощью записывающей аппаратуры. Предварительно в глубинном контейнере сигнал информации усиливается и через глубинный фильтр верхних частот и наземный присоединительный фильтр вводится в наземный пульт телеметрической системы.

Принцип действия скважинных датчиков и наземной аппаратуры в телеметрических системах для турбинного бурения и для бурения с применением электробуров аналогичен.

В процессе бурения скважины телеметрические системы обеспечивают:

ориентирование отклоняющих устройств в заданном азимуте с учетом угла закручивания бурильной колонны при забуривании наклонного или горизонтального ствола скважины;

определение угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя;

постоянный (периодический) визуальный контроль зенитного угла, азимута и положения отклонителя по приборам наземного пульта, а также запись указанных параметров в процессе бурения.

Контроль траектории ствола скважины осуществляется путем непрерывного измерения азимута, зенитного угла и положения отклонителя.

9.6. ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ И НАВИГАЦИИ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Как уже отмечалось, горизонтальные скважины являются частным случаем наклонно направленных скважин. В последние несколько лет в мире было пробурено большое число горизонтальных скважин. Основная задача горизонтальных скважин - увеличение поверхности контакта с коллектором и, таким образом, повышение их производительности. Аналогичную задачу решают для нагнетательных скважин.

Следует понимать, что любая скважина, которой пересекают пласт вдоль напластования, может называться горизонтальной, в то время, когда вертикальные скважины бурят перпендикулярно к напластованию, а наклонные - под углом к напластованию. Таким образом, скважины, вскрывающие вертикально расположенные пласты вертикальным стволом, являются горизонтальными. Для горизонтальной скважины ее продуктивность не столько зависит от мощности пласта, сколько от длины фильтровой зоны скважины. В настоящее время возможно бурение горизонтальных участков скважины длиной более 1000 м. Горизонтальный участок может вскрыть как однопластовую, так и многопластовую залежь в виде лестницы или путем последующего гидроразрыва в вертикальном направлении.

Утверждение о том, что бурить горизонтальные скважины всегда целесообразно и выгодно, - неверное. Так, в гомогенном пласте большой мощности без газовой шапки и подстилающей воды при низкой вертикальной и высокой горизонтальной проницаемости фильтровую часть скважины лучше бурить наклонно или даже вертикально. Аналогичен подход к вскрытию скважиной многопластовой или тонкослоистой толщи, а также зоны с естественной системой равномерной трещиноватости. Очевидно, что крутопадающий пласт надо вскрывать вертикальной или наклонной скважиной. Часто многопластовую залежь вскрывают многозабойными горизонтальными скважинами. Такие скважины предпочтительнее бурить в пласте с высокой вертикальной проницаемостью или при наличии подошвенной воды. Таким образом, 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; 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.

Рассмотрим некоторые 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.

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.

3. В отличие от наклонной скважины забойная компоновка при бурении горизонтального стола 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.

В зарубежной практике в составе бурильных колонн при горизонтальном бурении применяют один или два ясса, причем верхний ясс срабатывает как вверх, так и вниз, а нижний должен срабатывать только вверх во избежание его срабатывания в процессе бурения. Надо избегать спуска ясса в искривленные части скважины. Иногда ясс не применяют вообще.

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 (например, разместят фильтр в водоносной или в газоносной части нефтесодержащего пласта).

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, фа-циальный состав, пористость, водонасыщенность, термодинамические параметры). Контроль этих параметров осуществляют системы LWD (каротаж во время бурения).

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.

Как указывалось, основная цель бурения горизонтальных скважин - создание фильтровой зоны по простиранию пласта. Поэтому проектирование горизонтальной скважины следует начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка, которые непосредственно зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза. Следует предусмотреть мероприятия по минимизации загрязнения пласта буровыми и тампонажными растворами с учетом длительности и протяженности интервала их воздействия.

Эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

пластовое давление;

состояние разработки залежи;

режим работы пласта;

способы эксплуатации, предполагаемая частота ремонтов, их причины и характер;

эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.

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.

Одним из главных участков такой скважины является вертикальный. В процессе бурения вертикального участка его ось отклоняется от вертикали и скважина приобретает вид спирали. Такое искривление препятствует дальнейшему нормальному ходу бурения скважины: ухудшаются условия продвижения инструмента в ней в процессе спускоподъемных операций, создания достаточной нагрузки на забой, проведения инклинометрических и геофизических работ и т.д.

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 опорно-центрирующих элементов проводят с допущением, что отклоняющая сила на долоте равна нулю и угол между осью компоновки и осью скважины также равен нулю.

При уравнении искривленных и прямолинейных участков горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин в отечественной практике используют КНБК и их элементы, приведенные на рис. 9.25.

КНБК для набора зенитного угла по большому радиусу представлена на рис. 9.25, а. В ней используются турбинные отклонители Т02-240 и ШО-195. В зависимости от угла искривленного переводника и диаметра долота обеспечивается интенсивность искривления 0,8 -2,0° на 10 м (R = = 286^716 м). КНБК для набора зенитного угла по среднему радиусу собирается в соответствии со схемами на рис. 9.25, а, б.

При использовании в качестве отклонителя винтового двигателя Д2-172 (см. рис. 9.25, а) в зависимости от угла искривленного переводника обеспечивается интенсивность искривленного ствола скважины в диапазоне 2,9 -3,8° на 10 м (R = 150^200 м). В случае применения двигателей ДГ-172, ДГ-155 и искривленного переводника с подпором (см. рис. 9.25, б) интенсивность искривления в пределах 5,7-10,0° на 10 м (R = 57^100 м).

При бурении горизонтальной скважины по малому радиусу КНБК собираются в соответствии со схемами на рис. 9.25, в, г. При использовании отклонителей ДГ2-106, ДГ-155, ОШ-172 с шарнирным соединением (см. рис. 9.25, в) обеспечивается интенсивность искривления в диапазоне 1,1 -1,4° на 1 м (R = 40^50 м). Применение отклонителей ДГ-106, ДГ2-106 и ДГ-155 в сочетании с корпусным шарниром (см. рис. 9.25, г) дает возможность получить интенсивность искривления в пределах 1,9 -2,9° на 1 м (R = 20^30 м).

Схемы КНБК для стабилизации, малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла представлены на рис. 9.25, д, е. КНБК базируются на использовании серийных турбобуров и винтовых забойных двигателей с центратором на корпусе забойных двигателей. Конструкция КНБК обеспечивает ее проходимость в искривленном стволе скважины и бурение горизонтального участка с интенсивностью искривления 0 - 5° на 100 м. Ориентирование отклонителя и постоянный контроль параметров искривления ствола скважины при наборе зенитного угла проводятся телеметрической

Рис. 9.25. Схемы компоновок низа бурильной колонны (КНБК) для искривления горизонтальных скважин:

1 - наддолотный калибратор; 2 - забойный двигатель-отклонитель; 3, 4 - нижний и верхний кривые переводники; 5 - телесистема с кабельным каналом связи; 6 - переводник с боковым выводом для кабеля; 7 - подпор кривого переводника; 8 - шарнирное соединение; 9 - корпусный шарнир; 10 - центратор забойного двигателя; 11 - диамагнитные трубы

системой с проводным каналом связи при турбинном бурении СТТ, а при электробурении СТЭ с использованием долот диаметрами 295,3 и 215,9 мм, а также инклинометрами (серийными) в сочетании со специальным устройством «Зенит».

При забуривании дополнительного ствола из обсаженной скважины ориентирование отклонителя проводится с помощью устройств, включающих гироскопические инклинометры ИГ-50, ИГ-36.

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).

Многозабойные и горизонтально-разветвленные скважины бурят обычными буровыми установками с помощью серийно выпускаемого оборудования.

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.

В монолитных устойчивых породах дополнительные стволы не закрепляют обсадными трубами. Верхнюю часть разреза при этом закрепляют до кровли продуктивного пласта. Такая конструкция позволяет облегчить проходку и освоение всех ответвлений скважин. В продуктивных пластах, сложенных неустойчивыми породами, основной ствол должен быть закреплен хвостовиком (разъемным). На хвостовики устанавливают воронки для облегчения ввода труб. Это необходимо в том случае, если скважина многозабойная. Если скважина заканчивается одним пологим стволом, пройденным в продуктивном пласте, проблема крепления скважины упрощается. Стол до продуктивного пласта закрепляют обсадной колонной и цементируют. В горизонтальную часть скважины спускают заранее перфорированный хвостовик с таким расчетом, чтобы его верхний конец оставался внутри основной эксплуатационной колонны.

Кустовое бурение. Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки пласта, месторождения.

При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от кустового бурения обеспечивается в условиях моря, в болотистых местностях и др. Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н.С. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане. В настоящее время в кустах бурят 8 - 24 скважины и более.

Основными подготовительными работами являются подготовка площадки к строительству наземных сооружений и прокладка коммуникаций. На заболоченной или затопляемой территории технически возможны следующие методы их освоения: сооружение дамб, ограничивающих площадку; сооружение искусственных островов; при высоком уровне вод - сооружение эстакад.

Применяют различные типы и варианты кустований в зависимости от природных условий.

Кусты делят на локальные, т.е. не связанные постоянными дорогами с базой, кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты, находящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины, как правило, направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в куст максимальное число устьев скважин. При разбуривании многопластовых залежей число скважин в кусте увеличивается. В случае расположения кустов вдоль транспортной магистрали (Азербайджан - море, Западная Сибирь) число скважин в кусте уменьшается по сравнению с числом скважин на локальном кусте.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами - необходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности; увеличение опасности пересечения стволов скважин; трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения и др.

Многозабойное бурение. Сущность этого способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают.

Первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 г. на Карта-шевском рифовом месторождении Башкортостана. Первая горизонтальная скважина, проходящая 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской (ныне Самарской) области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин.

Во ВНИИБТ в результате работ по многозабойному и горизонтальному бурению разработаны специальные укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые была применена проточная пята, отработана технология безошибочного попадания в дополнительные стволы, разработана система доставки геофизических приборов в горизонтальные стволы, которая используется с некоторыми модификациями по настоящее время как в РФ, так и за рубежом (система «Симфор»). ВНИИБТ разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить горизонтальные стволы в заданном направлении.

При использовании электробура в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м и менее и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле за пространственными параметрами ствола.

Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помощью гидравлических забойных двигателей. В этой области основным направлением работ в последние годы было создание технических средств и отработка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с минимальными отклонениями от расчетной траектории. ВНИИБТ созданы комплексы технических средств «Горизонт-1», включающие отклонитель на основе укороченного забойного двигателя объемного типа диаметром 172 мм, и специальные средства для доставки геофизических приборов в скважину при больших углах наклона ствола. Создан универсальный отклонитель ОШ-172, который используют как при искривлении ствола скважины, так и при бурении горизонтальных участков ствола, что достигается путем замены сменных деталей отклонителя в условиях механического цеха или буровой. Обеспечивается радиус искривления ствола скважины 275,9-мм долотом, равный 40 м и более.

Отработана технология выхода на горизонтальное направление и проводки горизонтального ствола длиной 150 - 200 м с отклонением от вертикальной отметки в пределах 4 м. Это достигается за счет высокой степени совпадения расчетной и фактической интенсивности искривления ствола при работе с отклонителем ОШ-172, непрерывного контроля за положением отклонителя при помощи прибора с кабельной линией связи, использования специальных шарнирных компоновок при проводке горизонтального ствола, а также периодических инклинометрических измерений. Крепление стволов скважин проводится эксплуатационной колонной диаметром 140- 146 мм, оборудованной в продуктивной зоне фильтром такого же диаметра. Эксплуатационная колонна цементируется выше башмака 245-мм промежуточной колонны с применением пакера типа ПДМ-140 (ПДМ-146). Геофизические исследования горизонтального ствола проводят с применением радиационных методов.

В зарубежной практике этот метод, а главное узел управления, сбора информации и корректировки ствола скважины и, кроме того, специальные трубы и другой инструмент разработаны в нескольких вариантах, которые обеспечивают проводку скважин по пласту мощностью всего несколько метров. Система измерений при бурении позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме.

В этом году в ЦВК «Экспоцентр» пройдет международная выставка на тему «Оборудование технологии нефтегазового комплекса». Один из вопросов, который будет представлен – водоизоляция в горизонтальных скважинах.

Сейчас на добывающих районах активно ведется борьба с обводнением и выполняется целый ряд работ по устранению воды в скважинах. Это актуальный вопрос, требующий совершенствования и поиска новых методов.

Для устранению воды в скважинах ставят конкретные задачи:

1. Изучают систему проведения ремонтных и изоляционных работ, а также водонепроницаемых материалов.


2. Разрабатывают метод водоизоляции с помощью однородного раствора, перед этим закачав в пласт сжатый газ.


3. Испытывают новые технологии на основе состава из геля и цемента.


4. Исследуют вопрос использования струйного насоса для очистки зоны пласта после проведения водоизоляционных работ.

При осуществлении водоизоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах используются такие тампонажные материалы: цемент, биополимеры жидкое стекло. Также делают смеси на базе минеральных и органических веществ и совершают тампонажные растворы. Все перечисленное эффективно помогает не допустить скопления воды в скважинах.

Преимущество горизонтальных скважин

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на труднодосягаемые месторождения.

Сложность добычи в том, что они характеризуются высокой вязкостью нефти и шельфами морей. Анализ и эффективность применения горизонтальных скважин подтверждается запасами нефти, которые извлекаются в Западной Сибири и России, что примерно в общей сумме составляет 12 млрд. тонн.

Применение горизонтальных технологий во много раз увеличивает эффективность разработки запасов. Они подразумевают процесс бурения и, собственно, сами горизонтальные скважины. Имеют наиболее значительную протяженную зону.

При строительстве этих скважин используется зарубежное и российское оборудование, а главный показатель – эффективность. Максимально стараются использовать отечественное снаряжение, но в виду отсутствия некоторой необходимой продукции, приходится прибегать к покупке импортного.

Несмотря на то, что строительство горизонтальных скважин затратнее на 10-15%, чем вертикальных, их применение имеет немало преимуществ:

• уменьшение суммарного количества скважин на месторождениях;


• рост уровня извлечения нефти;


• привлечение в разработку новые залежи нефтяных пластов и высоковязкой нефти.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – популярный метод, интенсивной добычи нефти при разработке низкопроницаемых коллекторов.

Многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах (МГРП) – последовательное выполнение гидроразрывов пласта в одной скважине. Этот метод позволяет повышать уровень рентабельности от добычи нефти, в то время как, ГРП в наклонно направленных скважинах не дает должного объёма рентабельности в разработке.

МГРП делится на 2 вида: общая технология и технология применения пакерных компоновок. Продуктивность горизонтальных нефтяных скважин после ГРП значительно повышает уровень дополнительной добычи нефти и сокращает затраты на бурение.

Основная идея проведения ГРП состоит в изменении геометрии участка горизонтального ствола скважины и организации благоприятных условий для следующего ГРП.

Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями достаточно обширная. В нее входит упрощение добычи нефти из труднодосягаемых месторождений, разработка участков сложных пород и т.д.

Такого рода скважины разумно использовать для предварительной промысловой добычи из недр земли.

Перед осуществлением нефтедобычи проводятся следующие действия:

1. Анализ и оценка целесообразности применения пластов. Для предварительной дегазации высокогазоносных угольных пластов бурение опережающих пластовых скважин – наиболее оптимальный способ понижения газовыделения в очистных забоях и промежуточных выработках угольных шахт. Подходящий диаметр дегазационных скважин равен 80 – 250 мм, а рациональная длина – от 5 до 250 м. скважин для заблаговременной дегазации угольных пластов.


2. Обобщение условий применения и результативности использования горизонтальных скважин при разработке месторождений газа и нефти доказало, что нынешние технологии и специальное аппаратное обеспечение позволяют бурить скважины почти любой траектории с возможным люфтом не более 2м. Горизонтально разветвленные скважины по сравнению с вертикальными намного эффективнее. Использование таких скважин повышается при снижении мощности пласта и возрастании неоднородности его строения. Одна горизонтальная скважина способна заменить 5 вертикальных, а если учесть фактор неоднородности, то соотношение может быть 1:20.


3. Прогнозирование возможности использования скважин для добычи метана из угольных пластов. Наиболее развивающимися углеметановыми месторождениями России являются Печорский и Кузнецкий угольный бассейны. Разработан целый комплекс подходов к вскрытию таких мест земли, которые осуществляют профили горизонтальных скважин.

Все перечисленные действия направлены на оценку возможности уместности освоения метаноугольных залежей. Так как задача сложная она требует еще более детального изучения газоотдачи пластов с применением скважин с горизонтальным стволом, при этом следует учитывать множество факторов.

Особенности строения горизонтальной скважины

Конструкция горизонтальной скважины напрямую зависит от геологических условий. Высокая продуктивность достигается за счет бурения скважины простой конструкции породоразрушающим инструментом.

Скважины рекомендуется бурить в коренных горных породах. При выборе конструкции буровых руководствуются принципами безопасности. Помимо этого, от сделанного выбора зависит объем расхода материалов и конечная стоимость строительства.

Также учитывают, что искривленная и вертикальная часть горизонтальной скважины рассмотрена не только со стороны верного выбора конструкции, а и – удовлетворительного забойного давления. Не берется во внимание лишь горизонтальная часть ствола.

Существуют основные требования к горизонтальной скважине:

• выполненная конструкция не должна допускать разрушение стен;


• предоставить герметизацию устья;


• обеспечивать свободный доступ к забою.

От соблюдения данных требований зависит надежность всей конструкции.

Элементы горизонтальной скважины:

• цементные оболочки;
• обсадная колонна;
• наклонная и вертикальная выработка.

Для построения данного типа скважины подбираются такие элементы, с помощью которых поставленная цель достигается без происшествий и позволяет в течение долгого времени эксплуатировать горизонтальную скважину.

Крепление горизонтальных скважин приводит:

• устойчивость стенок скважины в неустойчивых породах;


• изолирование зон поглощения промывочной и пластовой жидкости;


• размежевание интервалов продуктивных горизонтов и их изоляция от водных пластов;


• формирование должного канала для добычи нефти и газа;


• установка надежного оборудования для устья.

Изучение горизонтальных скважин

Чтобы получать максимальный объём добычи углеводородов следует использовать новые технологии и проводить исследование горизонтальных скважин.

Тщательное их изучение позволяет добиться результатов:

• увеличить площадь фильтрации;


• улучшить технологию подземных газовых хранилищ:


• приумножить интенсивность закачивания в пласт.

Кроме этого, на основе исследований появляется возможность оценить продуктивное использование горизонтальных скважин в разработке месторождений вязкой нефти при умеренной фильтрации и в тех случаях, когда не выходит провести полноценные буровые работы. Недостатком горизонтальных скважин является затратная стоимость их построения.

Технологии не стоят на месте, и если раньше цена горизонтальных скважин была дороже в 8 раз, чем вертикальных, то сейчас разница сократилась в 2 раза. В нефтяной промышленности, используют метод горизонтального бурения.

Как бурят горизонтальные скважины?

Наиболее популярным является механический способ, который направлен на разрушение породы. Этот вид скважин зачастую бурят в породах высоких категорий, но в последнее время и в породах средней твердости.

Технологии бурения горизонтальных скважин на выставке

Нефтегазовая промышленность стремительно развивается. Представители данной индустрии продемонстрируют свои достижения в нефтегазодобывающей сфере на международной выставке «Нефтегаз» , которая пройдет в ЦВК «Экспоцентр».

Посетить выставку можно весной в городе Москва. Рекомендуется предварительно зарегистрироваться на сайте «Экспоцентра» и получить по электронной почте билет на посещение выставки. Мероприятие посвящено передовым технологиям в данной сфере.

Среди экспонентов есть российские и иностранные представители. Их цель – поддержка и укрепление имиджа компании, установление прямых контактов с заказчиками, и увеличение объёма продаж. Одна из тем, которая будет затронута на проекте в достаточной мере – горизонтальные скважины, которые занимают важное место в нефтегазовой отрасли.

Экспозиция использует новые маркетинговые и выставочные технологии, предоставляя всем присутствующим максимально удобные условия для создания деловых контактов в формате «B2B».

«Нефтегаз» – мощная основа для развития бизнеса и совершенствования технологий.

Ежегодно в ЦВК «Экспоцентр» проходит международная выставка «Нетфегаз» на тему «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». Одна из тем, которая будет рассмотрена на выставке – это «бурение горизонтальных скважин».

В 1846 году недалеко от города Баку было выполнено первое бурение. Целью его проведения была и остается добыча нефти в месторождениях, которые имеют трещины с вертикальным уклоном.

С помощью технологии горизонтального бурения появилась возможность сделать горизонтальными те скважины, которые имеют сильное отклонение от вертикальной оси. Под сильным отклонением подразумевается угол глубины не менее 80 градусов, чтобы скважина оказалась в нефтеносном слое и располагалась параллельно ему.

Горизонтальное бурение скважин позволяет достигнуть нефтеносных слоев, расположенных в нескольких километрах от места бурения. Такой метод бурения не только эффективный, но и безопасный для сохранения экологии и природного ландшафта.

Для создания горизонтальных скважин применяют кабельные технологии, которые помогают добиться нужных результатов в геофизических исследованиях.

Особенности бурения горизонтальных скважин

В нефтяной отрасли для достижения нужного слоя в породе, которая подвергается бурению, используют 2 основные технологии:

1. Многоствольное бурение. Увеличивает дренажную зону и образующаяся скважина заменяет несколько «обычных» и снижает затраты на проведение работы.


2. Роторное бурение. Применяется при автоматическом управлении процессом. Данный метод эффективный, но дорогостоящий, поэтому многие компании продолжают бурить традиционным способом.

Скважины могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными. Наклонные скважины появляются естественным и искусственным способами.

Бурение горизонтально-направленных скважин – отдельная технология наклонного бурения, которая используется для увеличения нефтеотдачи при первом же освоении земли. Она имеет перспективное направление, ведь коэффициент добычи углеводородов вырастает, а затраты сокращаются из-за уменьшения сетки бурения.

Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин производится по специальным профилям, которые могут меняться, но при этом ствол скважины должен оставаться вертикальным.

Увеличение объёмов ствола вызвало необходимость разработки новых технологий.

Сейчас разработка новых месторождений ведется с помощью горизонтальных многозабойных скважин. Эту технологию, по праву, можно считать передовой в нефтедобывающей промышленности.

Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин ускоряет изучение новых нефтегазовых месторождений, умножает нефтегазоотдачу пластов, уменьшает материальные вложения.

Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин применяется в таких случаях:

• при отклонении ствола от зоны разрыва пласта;


• при необходимости повторного бурения нижней части ствола в рабочей скважине;


• когда производят бурение наклонных и горизонтальных скважин;


• для дегазации угольного пласта;


• при вскрытии продуктивных пластов.

С помощью разветвленных скважин в технологии направленного бурения решаются приоритетные задачи освоения месторождений:

• разработка нефтяных недр земли с низкими коллекторскими свойствами продуктивного пласта;


• уменьшение числа скважин, необходимых для разработки локаций нефти и газа;


• добыча высоковязкой нефти с большой глубины.

Многозабойное бурение развивается стремительными темпами. Его суть состоит в том, что из базового ствола скважины с определенной глубины проводят один или несколько стволов, а значит, ствол может неоднократно использоваться.

Первая многозабойная скважина была сделана в 1953 году недалеко от Башкортостана.

Преимущества горизонтального бурения и способы его применения

В нынешнее время в нефтедобывающей наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на труднодосягаемые месторождения. Сложность добычи в том, что они характеризуются высокой вязкостью нефти и шельфами морей.

Чтобы облегчить этот процесс применяют горизонтальное бурение нефтяных и газовых скважин. При их строительстве используется иностранное и российское оборудование, главным критерием которого является эффективность.

Максимально стараются использовать отечественное оборудование, но в виду отсутствия некоторых специальных приборов приходится прибегать к покупке импортных.

Несмотря на то, что строительство горизонтальных скважин выше на 10-15%, чем вертикальных, их применение имеет немало плюсов:

• добыча нефти на дне крупных водоемов;


• рост добычи нефти и газа;


• исключение негативного влияния на окружающую среду;


• прокладка подземных коммуникаций.

Основой успешного строительства подземных коммуникаций является наличие специализированного и мощного оборудования. Когда кабельные системы или коммуникации нужно проложить там, где делать этого категорически нельзя, используют технологию бестраншейного строительства.

Бурение пилотной скважины машиной горизонтального бурения – один из наиболее популярных способов рытья траншеи. Он появился сравнительно недавно и является уникальным в своем роде.

При бурении не затрагивается верхний слой почвы и позволяет прокладку различных коммуникаций в густонаселенных городах. Благодаря такому методу рельеф местности остается без изменений, сохраняется слой почвы и зеленые насаждения.

В основном, к выполнению работ привлекается одна бригада, что позволяет сократить затраты примерно на 20%. Перед тем как начать работу, досконально изучают свойства и состав грунта, обязательно оформляют необходимые документы на согласие производимых работ.

Бурение скважин с горизонтальным окончанием разумно использовать для предварительной промысловой добычи из недр земли. Данный способ бурения требует подробного изучения газоотдачи пластов с применением скважин с горизонтальным стволом, при этом следует учитывать множество факторов.

Перед выполнением действий проводятся следующие работы:

1.Анализируют и оценивают целесообразность применения пластов. Для предварительной дегазации высокогазоносных угольных пластов, бурение опережающих пластовых скважин – наиболее разумный метод для понижения газовыделения в очистных забоях и промежуточных выработках угольных шахт.

2. Подводят итоги применения и оценивают бурение горизонтальных нефтяных скважин при разработке месторождений газа и нефти. Использование таких буровых увеличивается при снижении мощности пласта и возрастании неоднородности его строения. Одна горизонтальная скважина может заменить примерно 5 вертикальных.

3. Прогнозируют возможность использования скважин для добычи метана из угольных пластов.

Компании по бурению горизонтальных скважин на выставке

Нефтегазовая промышленность стремительно развивается. Поэтому стало уместным проведение различных семинаров, форумов и выставок в международном формате. Одним из таких мероприятий является международная выставка «Нефтегаз» , которая пройдет в ЦВК «Экспоцентр».

Посетить выставку можно весной в городе Москва. Мероприятие посвящено современным технологиям в сфере нефтегазовой промышленности.

Среди экспонентов есть российские и зарубежные представители. Их цель – поддержка и укрепление имиджа компании, заключение выгодных контрактов и обмен опытом со своими единомышленниками.

Одна из тем, которая будет затронута на проекте в достаточном размере – бурение горизонтальных скважин на нефть и газ. Она является одной из наиболее перспективных в нефтегазовом производстве.

Экспозиция использует новые маркетинговые и выставочные технологии, предоставляя всем присутствующим максимально удобные условия для создания деловых контактов в формате «B2B».

«Нефтегаз» – мощная основа для развития нефтегазового бизнеса и совершенствования технологий.

Издание: Оренбург, 1998 г., 480 стр.

Язык(и) Русский

Минерально-сырьевые проблемы в конце XX и в начале XXI века становятся острейшими глобальными. Они жизненно важны для всех без исключения стран мира и должны рассматриваться, исходя из общих экономических и политических тенденций, сложившихся на современном этапе.

Научно-техническая революция во второй половине XX века привела к огромному потреблению нефти и газа. В настоящее время мировая годовая добыча нефти и газа составляет соответственно 3 млрд. т и 1,8 трлн. м3.

Издание: УИИ, Ухта, 1995 г., 80 стр., УДК: 622.24 (075), ISBN: 5-88179-028-6

Язык(и) Русский

Учебное пособие предназначено для вузовской и послевузовской подготовки специалистов по направлению 553600 "Нефтегазовое дело".

Учебное пособие охватывает вопросы разработки месторождений с использованием горизонтальных и разветвленных скважин, а также дроблены их строительства, управление траекторией и навигационногеофизических исследований.

Издание: Советская Кубань, Краснодар, 2008 г., 424 стр., УДК: 622.24 , ISBN: 978-5-7221-0742-8

Язык(и) Русский

В книге показана роль горизонтальных скважин в разработке нефтяных и газовых месторождений, описаны особенности их конструирования и технологии бурения, использование специального бурового инструмента и комплексных систем управления траекторией направляющей и горизонтальной частей ствола; подробно изложены методы и технические средства для навигации проводки горизонтальных стволов; приведены основы теории фрикционного взаимодействия бурильных и обсадных колонн, перемещаемых в горизонтальных скважинах, со стенками ствола.

Особое внимание уделено заканчиванию горизонтальных скважин и созданию в них забойных фильтров.

Книга предназначена для студентов и аспирантов, специализирующихся по нефтегазовому направлению, для инженеров, занимающихся проектированием и непосредственным сооружением горизонтальных скважин, для научных работников, совершенствующих технологию бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин

Издание: Бугульма, 2016 г., 110 стр.

Язык(и) Русский

Анализ строительства скважин, предназначенных для добычи ВВН и ПБ с применением термических методов воздействия на пласты Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений ВВН и ПБ.

Исследование энергосиловых параметров крепи скважины при термическом воздействии.

Разработка способа и технических средств компенсации напряжений, возникающих в конструкциях скважин при добыче природных битумов с использованием метода парогравитационного дренажа.

Оценка влияния отклонения скважин с горизонтальным окончанием от проектного профиля на добычу и установление коридоров бурения для паронагнетательных и добывающих горизонтальных стволов.

Издание: Уфа, 2000 г., 47 стр.

Язык(и) Русский

Впервые подробно рассмотрены вопросы влияния сил контактного трения на распространение продольных колебаний по бурильной колонне и обратного влияния продольных колебаний бурильной колонны на силу трения. Исследован процесс распространения волны нагрузки при подаче бурильного инструмента. Установлены закономерности взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины. Разработан метод снижения силы трения путем установки вибраторов вдоль бурильной колонны и возбуждения продольных колебаний. Предложены активные и пассивные антифрикционные волновые компоновки (АВК) низа бурильной колонны для бурения скважин с протяженным горизонтальным участком. Решены принципиальные вопросы проектирования АВК. Сделаны оценки необходимой мощности и количества вибраторов. Получены оценки дальности распространения крутильных колебаний по бурильной колонне и влияния крутильных колебаний на осевую составляющую силы трения. Рассмотрены вопросы совместного влияния продольных и крутильных колебаний на осевую составляющую силы трения. Получены оценки влияния замков на увеличение силы трения в горизонтальных скважинах и на распространение продольных колебаний по бурильной колонне. Обоснован механизм действия ясса на зону прихвата. Доказано, что применение ясса позволяет увеличить зону воздействия на прихваченный участок в два раза. Решены основные вопросы проектирования вибратора с перекидным клапаном

Издание: Уфа, 2012 г., 22 стр.

Язык(и) Русский

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 г. необходимо создание условий для надежного топливного снабжения рынков по устойчивым ценам. Решение этой проблемы невозможно без обеспечения приростов запасов за счет строительства нефтяных и газовых скважин. Наиболее рентабельным, на сегодняшний день, является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

Одной из основных задач при бурении скважин, особенно с горизонтальным участком ствола, является снижение значительной силы трения и обеспечение доведения необходимой нагрузки на долото. Известно, что доля наклоннонаправленных скважин со смещением от вертикали более 1500 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными фильтрационными, структурно-реологическими и смазочными свойствами, составляет около 40%, а в исследованиях Б.В.Байдюка отмечается, что на образование трещин при единичном цикле разрушения породы расходуется только 8-12% подведённой энергии, а 68-76% энергии расходуется на трение на поверхностях, упругую деформацию породы и т.д.

В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования для разработки новых технических и технологических решений для снижения силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. <...>

Издание: Бугульма, 2016 г., 154 стр.

Язык(и) Русский

В существующих экономических условиях основной задачей, решаемой нефтяными компаниями, в том числе ПАО «Татнефть», является удержание и увеличение уровней добычи нефти. Задача решается путём применения горизонтальной технологии (ГТ) при проектировании систем разработки с заменой горизонтальным стволом как минимум двух вертикальных скважин (ВС) без учёта трещиноватости, разуплотнённости и простирания структурных элементов. Бурение скважин без учета данных параметров приводит к опережающему обводнению продукции, что сказывается на добычных возможностях скважин. Предлагается оптимальное размещение скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с использованием указанных параметров, полученных по результатам сейсмокаротажных исследований методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП). При этом осуществляется увеличение добычных возможностей СГО, интенсификация добычи нефти, высокая эффективность капитальных вложений на всех стадиях разработки нефтяных месторождений.

Издание: ГАНГ, Москва, 1996 г., 35 стр., УДК: 622.243.23

Язык(и) Русский

В пособив даны общие понятия по наклонно направленным и горизон­тальным скважинам. Рассмотрены особенности проектирования различных про­филей скважин с горизонтальным участком в продуктивном пласте. Приведены типовые примеры расчета таких профилей.

Horizontal wells: from bold experiment to traditional technology

Горизонтальное бурение набирает обороты. Все больше скважин бурится с горизонтальным окончанием, либо из вертикальных скважин режутся боковые стволы. Наклонно-направленные скважины используют при разработке морских месторождений с платформ или с берега, в регионах со сложными геологическими условиями, требующими протяженных по длине стволов горизонтальных скважин. Такие скважины имеют сложную пространственную архитектуру, что определяет необходимость применения инновационных технологий, оборудования и квалифицированных кадров. И хотя это требует больших финансовых, материальных расходов, в конечном итоге – значительно увеличивает площадь дренирования продуктивного пласта, что увеличивает дебиты, а значит, прибыли компаний. «Круглый стол» редакции, проведенный методом экспресс-опроса, посвящен этой актуальной проблематике.

The horizontal drilling are gaining momentum. More wells drilled with horizontal bottom or from vertical wells cut sidetracks. Directional inclined wells used in the development of offshore fields or platforms with the shore, in regions with complex geological conditions, requiring extended along the length of the trunks horizontal wells. These wells have a complex spatial architecture that determines the necessity of application of innovative technologies, equipment and qualified personnel. And although it requires considerable financial, material costs, and, ultimately, significantly increases the drainage area of the reservoir, which increases flow rates and, therefore, the profits of companies. «Round table» revision carried out by the method of an opinion poll devoted to this actual issue.

Если в 70 – 80-е годы горизонтальные скважины были редким эпизодом, смелым экспериментом, демонстрацией возможностей техники и технологий, то сейчас это – производственная необходимость и обычная практика бурения скважин. Об этом свидетель­ствует статистика. Так, по итогам первого квартала 2017 г. видно, что большинство нефтяных компаний все больше внимания уделяет горизонтальному бурению, объемы которого занимают более трети от общего метража проходки. Например, в компании ЛУКОЙЛ в общем объеме бурения горизонтальные скважины составляют 35 %, «Роснефти» – 36,9 %, «Газпром неф­ти» – 71 %, «Башнефти» – 76 %, компании «Ру­сс­Нефть» – 89,7 % от общего объема проходки!

КУЛЬЧИЦКИЙ Валерий Владимирович,

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Доктор технических наук, профессор. Исполнительный директор центрального правления Научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина, заместитель заведующего кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, директор НИИБТ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Авторитетный в России специалист в сфере геонавигации и интеллектуальных скважинных систем. Эксперт по промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, член Европейской ассоциации геофизиков и инженеров ЕАГО. Награжден медалью «Автору научного открытия» им. П.Л. Капицы (2003) за развитие теоретических основ создания интеллектуальных скважин.

Назрела потребность обсудить со специалистами актуальные проблемы строительства наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных скважин.
Представляем мнение профессионалов по этой весьма актуальной теме.
В успешной проводке горизонтальных скважин немало слагаемых, пренебрежение любым из которых может осложнить или погубить процесс. Но все-таки самое главное в этой технологии – системы геонавигации, каротажа и телеметрии. И поэтому мы начали наш опрос именно с вопроса о качестве применяемого оборудования.

В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ:

«Разработка первых отечественных бескабельных забойных телеметрических систем: ЗИС-4 как аналога MWD–системы и «Забой» как аналога LWD–системы (разработчик ВНИИГИС, г. Октябрьский) финансировалась Министерством геологии, но так и не были востребованы ни геологами, ни нефтяниками-буровиками. После неудачных государственных испытаний ЗИС-4 в 1984 г. на Самотлорском месторождении в буровой бригаде Героя Социалистического Труда Анатолия Дмитриевича Шакшина нефтяники отказались от «электронного надзирателя» наклонно-направленных скважин, субъективно управляемых «кончиком карандаша».

– Как качество оборудования сказывается на результатах горизонтального бурения?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Как федеральному эксперту Минобрнауки мне довольно часто приходится расследовать инциденты, произошедшие при геонавигации скважин сложной пространственной архитектуры. Могу заключить, что до сих пор «торчат уши» недофинансирования отечественного геонавигационного оборудования, особенно на стадии доводки до промышленных образцов и внедрения в 80 – 90 гг. прошлого столетия. Большая доля непроизводительного времени и аварий приходится именно на отечественные телесистемы.

Разработка первых отечественных бескабельных забойных телеметрических систем: ЗИС-4 как аналога MWD-системы и «Забой» как аналога LWD-системы (разработчик – ВНИИГИС, г. Октябрьский) финансировалась Министерством геологии, но так и не были востребованы ни геологами, ни нефтяниками-буровиками. После неудачных государственных испытаний ЗИС-4 в 1984 г. на Самотлорском месторождении в буровой бригаде Героя Социалистического Труда Анатолия Дмитриевича Шакшина нефтяники отказались от «электронного надзирателя наклонно-направленных скважин, субъективно управляемых кончиком карандаша». Об этом написано в книге: Кульчицкий В. В. Геокосмос (М.: ИЦ РГУНГ, 2013 г. 146 с.).

С.В. КОЛБИН, OАО «Сургутнефтегаз». Качество оборудования является одним из ключевых вопросов при горизонтальном бурении боковых стволов. Отказ любого элемента КНБК приводит к дополнительным затратам. Мы уже не один год работаем совместно с производителями над повышением стойкости долот, увеличением межремонтного периода ВЗД и наработки на отказ телеметрических систем с целью достижения сбалансированной по времени работы «триады» (долото + ВЗД + телесистема), стремясь к тому, чтобы не было неплановых СПО из-за отказов. Практически все оборудование перед отправкой в бригады подвергается тестированию, опрессовкам, обкаткам.
И.А. ЛЯГОВ, компания ООО «Перфобур». Качество является совокупностью основных потребительских свойств любой технической продукции и определяется довольно обширной номенклатурой показателей из различных групп: назначением, надежностью, технологичностью, эргономичностью и т.д.

Поэтому качество оборудования, используемого для строительства горизонтальных скважин, непосредственно сказывается на результатах работы.
Например, в компании ООО «Перфобур» все узлы проходят испытания на стенде, на котором отрабатываются режимы бурения различными долотами и винтовыми забойными двигателями, подбираются фрезы под обсадные колонны различной категории прочности, а также проводится запись траектории пробуренных в песчано-бетонных блоках каналов.

КОЛБИН Сергей Викторович,

ОАО «Сургутнефтегаз»

Сергей Викторович работает начальником Управления по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов открытого акционерного общества «Сургутнеф­тегаз».

М.В. РАКИТИН, компания ООО «ЛУКОЙЛ – Нижневолжскнефть». Вопросы, с учетом специфики нашей компании, я бы, наверное, немного подкорректировал. Ведь мы работаем на морских месторождениях, а бурение горизонтальных скважин на море принципиально отличается от бурения боковых стволов на суше. Поэтому логично добавить вопрос: «Почему бурение на море принципиально отличается от бурения на суше?»
Отвечу: основные причины этого:

С.В. КОЛБИН:

«Качество оборудования является одним из ключевых вопросов при горизонтальном бурении боковых стволов. Отказ любого элемента КНБК приводит к дополнительным затратам».

– повышенные требования к безопасности бурения, эксплуатации и ликвидации скважин на море;
– очень высокие финансовые затраты требуют максимального сокращения времени строительства, что невозможно без использования надежного и высокотехнологичного оборудования мирового уровня;

– на суше разведочных (вертикальных) скважин довольно много, поэтому геологическая и эксплуатационная модель весьма надежная. На море разведочных скважин мало, поэтому при строительстве эксплуатационных скважин дополнительно решается задача доразведки горизонтальными скважинами месторождения.
Мы ведем бурение на Севере Каспия, поэтому ответы на другие вопросы будут связаны с бурением на море.
Геонавигация на наших месторождениях осуществляется удаленно небольшим коллективом, в который входят: геонавигатор, интерпретатор ГИС (петрофизик), геомеханик и супервайзерская служба Закзазчика. Для геонавигации используются сейсмические данные, данные ГТИ и ГИС-бурения (MWD&LWD), по­ступающие в реальном времени при бурении.

А.В. МИХАЙЛОВ:

«Именно благодаря геомеханическому моделированию можно подобрать оптимальную плотность и рецептуру бурового раствора. Также с помощью специалистов Центра технических решений ННБ, совместно с инженерами растворного сервиса, подготавливаются все необходимые гидравлические расчеты с учетом КНБК и бурильного инструмента – для понимания ожидаемой эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), эффекта свабирования и поршневания, рассматриваются все риски как во время бурения, так и во время спуско-подъемных операций».

Оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) при бурении на море играет очень важную роль. Кроме получения стандартной информации для определения литологии, пористости и характера насыщения надеемся на дополнительные данные, поэтому на море все шире начинаем использовать специальные методы ГИС-бурения (MWD&LWD): ГДК с отбором проб, ЯМК.
А.В. МИХАЙЛОВ, компания Халлибуртон. Бурение скважин, в частности горизонтальных, всегда связано с большими перегрузками и вибрационным воздействием вследствие несовершенства качества ствола, больших пространственных интенсивностей, разниц диаметров внутрискважинного оборудования и бурильного инструмента. Нужно также учитывать факт влияния бурового раствора, больших давлений и температуры. Безусловно, к качеству оборудования ННБ и каротажа во время бурения (LWD) всегда предъявлялись высокие требования. Так как любой отказ данного оборудования всегда влечет за собой незапланированные смены КНБК и спуско-подъемные операции, что в целом влияет на срок строительства скважин, тем самым увеличивая затраты компаний-операторов.
Любое оборудование ННБ должно пройти определенный цикл проверок и тестов на стадии разработки. Оно подвергается всем возможным механическим тестам, таким, как проверка на изгиб, кручение; проходит испытания на вибрационном и гидравлическом стенде. После чего уже имеет право проходить полевые испытания. Только после полевых испытаний оборудование получает сертификат или паспорт, подтверждающие работо­способность в сложных горно-геологических условиях.

– Геонавигационные системы каких производителей вы используете? Чем они привлекают вас: ценой, простотой в эксплуатации и обслуживании, надежностью, рабочим ресурсом?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Эра освоения Западной Сибири высокотехнологичной отечественной геонавигацией нефтяных скважин сложной пространственной архитектуры началась 15 июля 1990 г., когда на Самотлорском месторождении пробурили за 30 суток и ввели в эксплуатацию скважину с длиной горизонтального ствола 209 м в коридоре пласта AB1+2 («рябчик») трудноизвлекаемой нефти. Дебит в 2 – 7 раз превысил соседние скважины с вертикальным вскрытием пласта!!!
Немного теории для понимания сложности технологии.
Геонавигация – составная и определяющая часть геонавтики – является научным направлением, в рамках которого ставятся и решаются технологические, аппаратные и программные задачи управления траекторией ствола скважины во взаимосвязи с исследованием околоскважинного пространства и воздействием на него в процессе бурения. Об этом написано в книге: Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин (М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 351 с.).
Геонавигация – высокотехнологичный сегмент разработки «сланцевой» нефти. Для разработки нефтяных залежей стволами значительной протяженности и площади охвата нефтяного пласта требуются надежные интеллектуальные и кибернетизированные КНБК с ресурсом работы до 1000 часов, обеспечивая одним рейсом долота до 10000 м. К разработке многофункцио­нального интеллектуального забойного оборудования на основе бурильного инструмента со встроенным силовым кабелем и вентильного электробура приступило ООО «НОВОБУР» (г. Пермь), что революционизирует технику и технологию бурения горизонтальных и многозабойных скважин – основу бурно развивающейся геонавигации.

ЛЯГОВ Илья Александрович,

ООО «Перфобур»

Кандидат технических наук по специальности «Технология бурения и освоения скважин».
Закончил аспирантуру в «Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» (г. Санкт-Петербург).
Выпускник кафедры Нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного Технического университета. Проходил обучение во Фрайбергской горной академии (Германия).
Специалист в области закачивания скважин, вторичного вскрытия ПЗП. В настоящее время занимает должность главного инженера в компании ООО «Перфобур», занимающейся разработкой новой технологии радиального бурения.

Сланцевая нефть – нефть, которая добывается из сланцевых залежей, образованных из растительных и животных остатков, находящихся в твердом или в жидком состоянии в низкопроницаемых породах (Tight Oil).
Нефтематеринские породы – непроницаемые в реальном времени осадочные породы, способные в определенных геологических условиях и времени (миллионы лет) выделять свободные углеводороды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключенного в них рассеянного органического веще­ства, когда общепринятые технологии дают коэффициент извлечения нефти (КИН) – от 0 до 1 – 3 %.
Каждой сланцевой формации соответствует определенная зрелость органического вещества (ОВ) – (определенные термобарические условия, пребывание в определенной стадии мезокатагенеза  – «окне нефтегазогенерации»). Необходимо создать в горном пространстве условия, при которых из керогена нефтематеринской породы генерируются подвижные углеводороды. Выявление закономерностей осадконакопления отложений баженовской свиты (БВ) определяет стратегию геонавигации скважин и пространственную архитектуру многозабойных наклонно-направленных и горизонтальных стволов. Зависимость фильтрационно-емкостных свойств горных пород от текстурно-структурных особенностей, сложившихся в процессе осадконакоплений, и постседиментационных преобразований исходных горных пород определяет тактику геонавигации многозабойных скважин.

Пример геореактора показывает тренд развития геонавигации в мире в целом и в России в частности. Это высокотехнологичное инновационное освоение подземного пространства (геокосмоса) стволами скважин значительной протяженности и площади охвата. Протяженность ствола скважины, а не глубина стала параметром мировых рекордов при освоении недр! Недра – то есть геокосмос наряду с подводным, воздушным и безвоздушным является четвертым видом пространства – подземным, в котором все активнее осуществляется деятельность человека, что, несомненно, приводит к изменению структур производства и потребления. Значительное сопротивление горных пород передвижению машин и механизмов, наличие больших давлений и температур предъявляют специфические требования к техническим средствам и технологиям, способным обеспечить активную деятельность человека в подземном пространстве.
С.В. КОЛБИН. Мы работаем с телеметрическими системами различных типоразмеров с гидравлическим, кабельным и электромагнитным каналами связи, а также с комбинацией двух последних, в зависимости от решаемых задач, например: какая промывочная жидкость применяется, биополимерный раствор, или, если работы производятся на депрессии, аэрированная азотом нефть. Комбинированный канал передачи данных уникален, разработан производителем по нашему техническому заданию.
И.А. ЛЯГОВ. В своей Технической Системе (ТС) «Перфобур» мы планируем использовать автономную (а в перспективе – оборудованную on-line каналом связи) телесистему отечественного производства, выпускаемую компанией АО «СКБ «ПН».

РЕДАКЦИЯ:

«В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти».

Сегодня ведется запись траектории каналов, пробуренных на нашем оборудовании с использованием ТС «Перфобур». Это позволяет многократно входить в уже пробуренный канал для исследований, интенсификации и в дальнейшем – для его капитального ремонта.
АО «СКБ «ПН» (г. Санкт-Петербург) заинтересовал нас тем, что специалисты данного поставщика первыми откликнулись на предложение по разработке малогабаритного автономного феррозондового инклинометра (диаметром 36 мм и длиной менее метра – в герметичном корпусе), способного работать в каналах с радиусом кривизны менее 7 метров.
М.В. РАКИТИН. В нашей практике бурения на море используется оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) компании Schlumberger.
А.В. МИХАЙЛОВ. Сперри Дриллинг Сервисез как департамент наклонно-направленного бурения сервисной компании Халлибуртон имеет геонавигционные системы собственного производства. В частности мы обладаем высокотехнологичным прибором ADR – азимутальным датчиком глубокого измерения удельного сопротивления. Он является прекрасным решением для оптимизации проводки траектории ствола скважины, максимального повышения добычи и продления срока эксплуатации скважины.
Прибор ADR сочетает в себе датчик направленного бурения глубокого проникновения с традиционным мультичастотным компенсированным датчиком удельного сопротивления. Глубокие измерения (до 6 метров), имиджи с высоким разрешением позволяют получать ранние предупреждения от приближения к границам пласта до выхода из продуктивной зоны, позволяя сохранять положение скважины в наиболее продуктивной части пласта.
Как и все приборы компании Халлибуртон, ADR имеет большую надежность и специальный дизайн, разработанный для бурения горизонтальных скважин различной сложности.

– Какие компоновки низа бурильной колонны при строительстве горизонтальных скважин, зарезке боковых стволов вы применяете?
С.В. КОЛБИН. Кроме упомянутых выше телесистем при проводке боковых стволов применяем ВЗД (в габаритах от 73 до 127 мм) и долота диаметром от 85 до 142,9 мм, как отечественных, так и зарубежных производителей. Использование РУС широкого распространения не получило, поскольку боковые стволы проводятся, в основном, на разбуренных, «старых» месторождениях.

И.А. ЛЯГОВ:

«В настоящее время в России существуют технологии для строительства многоствольных скважин, способные конкурировать с компаниями «Большой четверки».

И.А. ЛЯГОВ. В составе компоновки низа бурильной колонны ТС «Перфобур» мы используем специальные малогабаритные винтовые забойные двигатели с одним или двумя углами перекоса, устройство регулирования осевой нагрузки, способное работать как в режиме демпфера, так и асциллятора, долота типа PDC малого диаметра (58 – 60 мм), а также центраторы, места установки и диаметры которых подбираются в зависимости от требуемых параметров траектории каналов. В компоновку может быть включен автономный инклинометр.
М.В. РАКИТИН. Используются ВЗД, долота и РУС компании Schlumberger. Модули аппаратуры ГИС-бурения (MWD&LWD) входят в компоновку (КНБК) и используются на всех этапах строительства эксплуатационной скважины.

А.В. МИХАЙЛОВ. Специалистами Центра технических решений наклонно-направленного бурения (Solution Engineering) нашей компании КНБК проектируется и подбирается индивидуально для каждой горизонтальной скважины. Это делается для того, чтобы максимально удешевить стоимость компоновки, но при этом полностью решить поставленные Заказчиком задачи. Во время проектирования дизайна КНБК учитываются такие основные аспекты, как максимальная пространственная интенсивность скважины, ее отход от устья, протяженность горизонтального участка, возможная извилистость и кавернозность. На первой стадии производятся расчеты механических нагрузок на КНБК и бурильный инструмент – для понимания возможности образования искривления в колонне, что дает понимание о возможности наклонно-направленного бурения. На основании такого анализа делается вывод о целесообразности использования РУС в КНБК.

РАКИТИН Михаил Владиславович,

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

Михаил Владиславович более 35 лет работает в каротаже. Выпускник Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова. Имеет опыт работы полевым инженером на российском и зарубежном оборудовании. Обрабатывал и интерпретировал данные ГИС, ПГИ и ГДИ на территориях Каспийской впадины, Западной Сибири и Тимано-Печорской газонефтяной провинции. В 2006 г. защитил кандидатскую диссертацию Усовершенствование интерпретации данных импульсного нейтронного каротажа с аппаратурой PDK-100 в условиях терригенного разреза Западной Сибири».
С 2010 г. и по настоящее работает ведущим геофизиком отдела мониторинга разработки нефтяных и газовых месторождений и повышения нефтеотдачи пластов. Участвует в планировании, мониторинге и оценке достоверности данных ГТИ, ГИС-кабель, ГИС-бурения (MWD&LWD) строящихся эксплуатационных и разведочных скважин. Кроме этого работает с материалами ПГИ горизонтальных скважин, оптоволоконных систем и трассерных исследований.

Отдельно ставятся задачи по геофизическим и петрофизическим измерениям во время бурения. В данный момент минимальный набор LWD-приборов включает в себя гамма-каротаж и каротаж УЭС, которые в большинстве случаях позволяют решать задачи геонавигации и получать минимальный набор геофизичесих данных.
Большинство компаний-операторов стараются заменить ГИС на кабеле оборудованием LWD, которое не уступает по качеству данных и в некоторых случаях показывает более реальную картину. Поэтому сейчас распространены такие методы, как акустический каротаж, гамма-гамма плотностной и нейтронный каротажи, боковой каротаж.

– Системы MWD/LWD требуют высокой квалификации пользователей. Где и как учатся, проходят тренинги буровики, способные с ювелирной точностью проводить стволы в определенную геологами точку или провести протяженный ствол по продуктивному пласту, особенно если он маломощный?
С.В. КОЛБИН. Обучение инженеров, ремонтирующих и эксплуатирующих телесистемы, на начальном этапе проводилось в учебных центрах производителей оборудования. Сейчас, в основном, обучение проводится на рабочих местах, в телеметрических партиях и лаборатории по ремонту телесистем силами ведущих специалистов инженерно-телеметрической службы. Квалификацию наших специалистов можно оценить как очень высокую.

М.В. РАКИТИН:

«На море, к сожалению, мы существенно отстаем. Наиболее слабо в области ГИС-бурения (MWD&LWD) мирового уровня закрыты секции, которые бурятся долотами 311 мм и более. Кроме ГК, ЭК и инклинометрии здесь практически ничего нет. Поэтому большинство работает с ГИС-кабелем. Здесь именно Россия может сделать прорыв, так как требуются нестандратные подходы».

И.А. ЛЯГОВ. Специалисты компании ООО «Перфобур» используют методики ВНИИБТ, УГНТУ, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть для получения аналитических зависимостей, устанавливающих закономерности геометрических параметров малогабаритных компоновок Технической Системы «Перфобур» с кривизной канала, на основании которой строятся профили каналов с различными радиусами кривизны для бурения сети разветвленных каналов в маломощных пластах.
М.В. РАКИТИН. Системы ГИС-бурения (MWD&LWD) для решения задач геонавигации требуют высокой квалификации пользователей. С аппаратурой ГИС-бурения (MWD&LWD) для получения всей необходимой информации работают специалисты компании Schlumberger. Контроль входной информации и геонавигация с изменением траектории в реальном времени осуществляется под руководством специалистов Заказчика. Насколько мне известно, специалистов-геонавигаторов у нас пока не готовят.

А.В. МИХАЙЛОВ. В нашей компании существует большое количество курсов для повышения квалификации, как с инструкторами в учебных центрах США и России, так и онлайн, которые можно пройти в свободное время из любой точки мира, имея только Интернет. Данные курсы являются обязательным требованием для развития персонала в компании. Еще один эффективный способ повысить квалификацию – обмен опытом на проектах других локаций компании. Это позволяет увидеть новые грани и особенности работы сервисных компаний на других континентах, с разным менталитетом и подходом к  работе. Такой опыт позволяет привнести что-то новаторское на российских проектах.
Халлибуртон уделяет большое внимание обучению и повышению квалификации своих сотрудников, так как понимает, что любая ошибка и непрофессионализм могут вылиться для Заказчика в непроизводительное время (НПВ), отказ оборудования ННБ или MWD/LWD, недостижение геологических целей Заказчика.

В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти. Поскольку баженовская свита отличается низкой проницаемостью коллекторов, то и разбуривать ее необходимо горизонтальными скважинами с последующим гидроразрывом пластов (опыт США, Канады и других стран).

С.В. КОЛБИН:

«Целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов определяется как ожидаемым приростом дебитов скважин, возможностью увеличения КИН пласта и месторождения, так и окупаемостью вложений. На месторождениях Восточной Сибири, в условиях низких пластовых давлений, при бурении на депрессии с использованием в качестве промывочной жидкости аэрированной азотом нефти, мы проводим из каждой скважины по два горизонтальных участка длиной по 500 метров, что позволило значительно увеличить дебиты».

– Готовы ли мы, на ваш взгляд, технически и технологически к освоению этих природных богатств, особенно в условиях санкций?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Керогенносодержащая порода баженовской свиты является неколлектором, ее основу слагают силициты, перемеживающиеся с пропластками глин. Напряженное состояние массива пород подтверждается выпучиванием и растрескиванием кернового материала. Следовательно, техногенным воздействием возможно освобождать энергию горной породы и запускать механизм трещинообразования в околоскважинном пространстве направленной разгрузкой пласта (НРП) в сочетании с ГРП в горизонтальных скважинах с большой площадью охвата искусственно созданной в породе разветвленной си­стемой трещин, которая и будет выполнять функции коллектора в БС. Структура предмета воздействия как единичного микропространства – сложная и методы воздействия на него должны быть многообразными, в т. ч. и с геонавигационными технологиями, обеспечивающими охват залежи боковыми стволами сообразно законам ее формирования. При многообразии вторичных методов воздействия (термические, химические, физические) главным является максимальное приближение и позиционирование траектории ствола скважины с учетом структурно-текстурных характеристик отложений БС.
Эффективное извлечение нефти в промышленном масштабе из нефтематеринских горных пород БС, обладающх большими геологическими запасами, представляется невозможным без применения геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры в сочетании с термическими методами.
Идея разработки технологий, ускоряющих процессы выделения ОВ в нефть, заключается в создании соответствующих термодинамических условий посредством скважинного сооружения сложной пространственной архитектуры – подземного реактора.
Авторским коллективом (Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Гутман И.C., Фомкин А.В., Боксерман А.А., Саакян М.И.) создан способ разработки многопластовой неоднородной залежи баженовской свиты с целью повышения нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку пропластков-неколлекторов нефтематеринской толщи БС [Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Патент на изобретение RU № 2567918 от 02.12.2014]. На примере запатентованной скважины-геореактора показано, что эффективное извлечение нефти в промышленных масштабах из нефтематеринских отложений БС организацией на большой площади охвата процесса пиролиза без геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры представляется невозможным. Геореактор – природно-техногенное сооружение для термического освобождения нефти из автохтонных углеводородов, генетически связанных с исходным органическим веществом и находящихся в запечатанных порах нефтематеринских горных пород, образованных при переходе части твердой органики в жидкую.

МИХАЙЛОВ Александр Владимирович,

компания Халлибуртон

Александр Михайлов является руководителем службы технических решений (Solution Engineering) подразделения по наклонно-направленному бурению Sperry Drilling компании Халлибуртон в России с 2015 г. В данную службу входят такие направления, как оптимизация ННБ, геонавигация, интерпретация данных LWD, сервис корректировки замеров.
Александр – выпускник Российского Геологоразведочного университета им. С. Орджоникидзе по специальности «Геофизические исследования скважин». Свою профессиональную карьеру в нефтегазовом сервисе начал как инженер-телеметрист в 2008 г., потом работал как инженер ННБ и ведущий специалист технической поддержки ННБ.

С.В. КОЛБИН. Баженовские отложения – перспективная ресурсная база ОАО «Сургутнефтегаз». Опыт проводки боковых стволов в бажене у нас есть. Другое дело, как и где бурить эти стволы, какой способ вызова притока применять. Тут необходима совместная работа с геологами, практическая апробация теоретических представлений.
И.А. ЛЯГОВ. В настоящее время в России существуют технологии для строительства многоствольных скважин, способные конкурировать с компаниями «Большой четверки».
А.В. МИХАЙЛОВ. Баженовская свита до сих пор полностью не исследована. Не существует определенных подходов и технологий для ее разработки. Это подтверждают большинство компаний-оперататоров. На данный момент запасы баженовской свиты нерентабельны в условиях существующих как российских, так и иностранных технологий. Нельзя провести полную аналогию между нетрадиционными запасами России и США либо Канады, поэтому не все технологии североамериканских компаний подходят под наши условия.

– Насколько импортозамещение обеспечивает потребности российского рынка в геонавигационном оборудовании, станциях каротажа, роторно-управляемых системах, системах верхнего привода и т.д.?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Создание геонавигационных технологий, которые обеспечат Россию углеводородным сырьем на сотни лет, всегда экономически оправдано.
Проблема на пути развития геонавтики, как научно-промышленной основы геонавигации, связана с высокими технологиями, создаваемыми на основе фундаментальных исследований и открытий. Прерванная вековая связь академической науки с отраслевой нанесла непоправимый ущерб отраслевым институтам, которые всегда были мостом, соединяющим промышленность, академическую и вузовскую науку. В России полностью погибли десятки отраслевых нефтегазовых НИИ, а численность оставшихся сократилась многократно, раздробившись на тысячи малых предприятий. Утрачены экспериментальные заводы и установки, деградировали научно-лабораторные базы и КБ. Академические институты в попытке решения финансовых проблем растратили четверть века на бесперспективную интеграцию с нефтегазокорпорациями, минуя отраслевые институты. «Мосты» между академической наукой и промышленностью – государственные отраслевые институты – сожжены. Системная связь институтов РАН с нефтегазодобывающей отраслью заменена околонаучной деятельностью частных центров и НИИ неф­тегазовых корпораций, где административная власть управляет научными подразделениями. Без восстановления системы отраслевых институтов как проводников академической науки в нефтегазовую практику невозможно реализовать призыв В.В. Путина на Совете при Президенте РФ по науке и образованию 21.01.2016 г.: «…Наличие собственных передовых технологий – это ключевой фактор суверенитета и безопасности государства, конкурентоспособности отечественных компаний, важное условие роста экономики и повышения качества жизни наших граждан…» (цитата по еженедельной газете научного сообщества МГТУ им. Н.Э. Баумана «Поиск», № 18 – 19 от 13.05.2016).

И.А. ЛЯГОВ:

«Экономическая эффективность строительства скважины зависит от качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной. Если рассматривать бурение на новом месторождении, то горизонтальный канал (конечно, оптимальной длины) позволяет построить скважину с более эффективной площадью фильтрации, а следовательно, и добыть больше нефти с меньшими эксплуатационными затратами, но с большими затратами на бурение, связанными с необходимостью использования дорогостоящего современного (инновационного) оборудования».

С.В. КОЛБИН. В основном, мы используем отечественные клинья-отклонители, фрезеры, долота, винтовые забойные двигатели, верхние силовые приводы, оборудование для заканчивания скважин.
И.А. ЛЯГОВ. В последние годы, в связи с потребно­стью импортозамещения, ряд ведущих российских компаний занимаются разработкой роторно-управляемых систем, современных инклинометрических телесистем радиального бурения. Одной из таких компаний является АО «СКБ «ПН», специалисты которой успешно справляются с потребностями рынка в качественном оборудовании.
М.В. РАКИТИН. На море, к сожалению, мы существенно отстаем. Наиболее слабо в области ГИС-бурения (MWD&LWD) мирового уровня закрыты секции, которые бурятся долотами 311 мм и более. Кроме ГК, ЭК и инклинометрии здесь практически ничего нет. Поэтому большинство работает с ГИС-кабелем. Здесь именно Россия может сделать прорыв, так как требуются нестандратные подходы. Более подробно по этому вопросу можно прочитать в статье С.Ю. Штуня, М.В. Ракитина – «Можно ли обогнать зарубежные компании в области ГИС-бурения (MWD&LWD)?» в вашем специализированном журнале «Бурение и нефть» в № 10 (октябрь) 2016 г.
А.В. МИХАЙЛОВ. Насколько мне известно, несколько российских компаний и бюро уже продолжительное время ведут разработки высокотехнологичного оборудования ННБ и MWD/LWD в рамках программы импортозамещения. Однако уровень такого оборудования пока уступает иностранным аналогам как в плане надежности, так и в плане функционала. Поэтому на данный момент однозначно можно сказать, что отечественное оборудование не может охватить все потребности нефтегазовых компаний.
– Горизонтальные скважины, как правило, более подвержены обвалам и осыпям породы, поэтому требуют тщательного подбора рецептуры буровых растворов. Какие буровые растворы используете вы?
С.В. КОЛБИН. Для предупреждения осложнений при бурении боковых стволов мы применяем высокоингибированный хлоркалиевый биополимерный раствор, подбираем рецептуры в зависимости от состояния пласта, непосредственно в бригадах КРС круглосуточно контролируем до 15 параметров БПР.
И.А. ЛЯГОВ. Реологические свойства и технологические параметры промывочной жидкости, безусловно, имеют важное значение в процессе разрушения горной породы, работы ВЗД, фрез и долот. Для обеспечения достаточной выносящей способности технология разветвленно-направленного (радиального) бурения «Перфобур» использует специальные растворы, например, безглинистый биополимерный ингибированный буровой раствор рецептуры ООО «Перфобур».
М.В. РАКИТИН. Для бурения длинных горизонтальных стволов используются растворы на нефтяной основе.
А.В. МИХАЙЛОВ. Очевидно, что для снижения вероятности возникновения вышеупомянутых проблем необходим более глубокий и широкий анализ на стадии планирования скважин. А для того чтобы достичь наилучших результатов, необходим мультидисциплинарный подход к решению сложных технических задач. Геомеханическое моделирование является неотъемлемой частью такого подхода. Сейчас именно благодаря геомеханическому моделированию можно подобрать оптимальную плотность и рецептуру бурового раствора. Также с помощью специалистов Центра технических решений ННБ, совместно с инженерами растворного сервиса, подготавливаются все необходимые гидравлические расчеты с учетом КНБК и бурильного инструмента – для понимания ожидаемой эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), эффекта свабирования и поршневания, рассматриваются все риски как во время бурения, так и во время спуско-подъемных операций. Имея возможность получать данные по внутреннему и затрубному давлению во время бурения в реальном времени с датчиков LWD, можно корректировать параметры раствора своевременно, избегая катастрофических последствий.

– Всегда ли экономически оправдано бурение горизонтальных скважин? Насколько они дороже вертикальных и есть ли ощутимая разница между дебитами горизонтальных и вертикальных скважин при высокой проницаемости пласта?
С.В. КОЛБИН. Целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов определяется как ожидаемым приростом дебитов скважин, возможностью увеличения КИН пласта и месторождения, так и окупаемостью вложений. На месторождениях Восточной Сибири, в условиях низких пластовых давлений, при бурении на депрессии с использованием в качестве промывочной жидкости аэрированной азотом нефти, мы проводим из каждой скважины по два горизонтальных участка длиной по 500 метров, что позволило значительно увеличить дебиты. Более того, при бурении зачастую получаем притоки нефти.
И.А. ЛЯГОВ. Экономическая эффективность строительства скважины зависит от качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной. Если рассматривать бурение на новом ме­сторождении, то горизонтальный канал (конечно, оптимальной длины) позволяет построить скважину с более эффективной площадью фильтрации, а следовательно, и добыть больше нефти с меньшими эксплуатационными затратами, но с большими затратами на бурение, связанными с необходимостью использования дорогостоящего современного (инновационного) оборудования.
А если рассматривать скважины, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, то, на наш взгляд, наиболее оптимальным является строительство сети разветвленных каналов малого диаметра и радиуса кривизны, позволяющее эффективно вскрывать пласты малой мощности и преодолевать загрязненные призабойные зоны пласта (ПЗП), образовавшиеся при его первичном вскрытии.
М.В. РАКИТИН. На море для эксплуатации бурятся практически только горизонтальные скважины. Уже в конце прошлого века стали использовать подводное устьевое оборудование горизонтальных скважин.
ГИС-бурение (MWD&LWD) все шире начинает использоваться и в разведочных скважинах на море.
А.В. МИХАЙЛОВ. Данный вопрос не первый год интересует все нефтегазовые компании. Существует много научных работ, доказывающих, что горизонтальные скважины окупаются быстрее вертикальных и наклонно-направленных, при том что стоимость горизонтальной скважины на 15 – 20 % дороже. Горизонтальные скважины предоставляют гораздо большие возможно­сти воздействия различными методами на пласты, чем вертикальные или наклонно-направленные.
Сегодня бурение на нефть и газ происходит в недосягаемых зонах, где порой невозможна отсыпка куста непосредственно над объектом разработки либо требует больших финансовых затрат – для строительства дополнительных дорог, обеспечения транспортного сообщения. В подобных условиях бурением вертикальных скважин просто невозможно попасть в геологические цели. И тогда горизонтальное бурение – единственно возможный способ добраться до продуктивных пластов.