книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали

опираются на мировые рекордные показатели параметров профиля (величину отклонения и длину завершающей части ствола), полу­ ченные в отдельных скважинах и пробуренные по индивидуальным программам.

Подобный подход, получающий сегодня все большее распрост­ ранение, не соответствует реальным технико-технологическим усло­ виям строительства скважин с позиции риска их реализации. Зару­ бежные исследования показывают, что горизонтальное бурение мо­ жет быть использовано почти на любом месторождении, и доля ус­ пешных применений доходит до 95 %.

В России, на фоне отмеченных зарубежных достижений в эф­ фективности горизонтального бурения, около половины от общего числа ГС дают невысокие результаты или кратковременный эффект [21]. Основными причинами, приведшими к низкой эффективности, явились нарушения проектных решений и осложнения на отдельных этапах строительства, особенно на завершающей ее стадии, связан­ ные с неучетом всевозрастающих сложностей бурения по мере уве­ личения глубины скважины, отклонения ствола от вертикали, про­ тяженности горизонтального ствола в продуктивном горизонте.

Поэтому в практике проектирования особую актуальность при разработке вариантов конструкции и профиля таких скважин приоб­ ретают следующие аспекты:

•выбор параметров скважин и обсадных колонн с учетом на­ значения скважин и необходимости уменьшения металлоемкости и объема отходов при бурении (особенно бурового шлама);

•максимальная унификация технических характеристик обсад­ ных колонн по всем типам скважин с целью уменьшения проблем, связанных с эксплуатацией и материально-техническим снабжением;

•выбор глубин установки обсадных колонн с учетом требова­ ний по предотвращению выбросов и других осложнений, обеспече­ нию стабилизации ствола скважины, ограничений, связанных с сила­ ми сопротивления при спуске обсадных колонн, а также требований

кзаканчиванию скважин.

Основные требования, предъявляемые к профилям:

-обеспечение безаварийной и качественной проводки при ми­ нимальных затратах времени и средств;

-обеспечение установки элекгропогружных центробежных на­

сосов (ЭЦН) в добывающих скважинах на максимально возможной глубине в интервалах стабилизации кривизны;

- уменьшение сил сопротивления в скважине;

21

- сокращение интервалов набора кривизны и ограничение ин­ тенсивности набора.

На основании исследований влияния перечисленных аспектов на ужесточение условий безаварийной проводки скважины с ростом отклонения ствола от вертикали [6] в качестве характеристики, яв­ ляющейся обобщенным технико-технологическим показателем, ис­ пользуемым как в отечественной, так и в зарубежной практике про­ ектирования и строительства скважин для указания, степени слож­ ности реализации проектного профиля служит коэффициент откло­ нения /^определяемый следующим соотношением для ГС:

где Agp, - отклонение ствола скважины от вертикали на глубине кров­ ли продуктивного пласта, м; ат- отклонение ствола скважины от вер­ тикали в пределах продуктивного пласта, м; Я в - глубина скважины по вертикали, м.

Отметим, что если сравнительно недавно к категории скважин с большим отклонением от вертикали были отнесены скважины с ко­ эффициентом отклонения Кт = 1,0, то в настоящее время это значе­ ние составляет 4,(М-4,5 и более.

Очевидно, что скважины на кусте будут иметь различные по ве­ личине отклонения забоев от вертикали А —от минимального значе­ ния (вертикальная скважина) до максимального, когда забой сква­ жины на структуре месторождения окажется наиболее удаленным от ее устья (от точки установки платформы). Естественно, что конструк­ ции, профили и технология строительства этих скважин должны быть различными. Однако до настоящего времени при проектировании си­ стемы разработки месторождения этот важнейший фактор практиче­ ски не учитывался.

2.1. Использование горизонтальных скважин при проектировании системы разработки месторождения

При использовании ГС в качестве основного вида скважин, с по­ мощью которых проектируется разработка месторождения в целом или отдельных ее блоков, длину (протяженность) горизонтального ствола в продуктивном пласте (ПП) /гчаще всего принимают равной

22

расстоянию между забоями скважины S, установленного согласно сетки разработки месторождения. Однако известны случаи, когда ве­ личина /г принималась больше или меньше величины S, причем не­ зависимо от величины проектного отклонения ствола скважины от вертикали на глубине кровли продуктивного пласта. В ГС общее от­ клонение ствола ГС от вертикали Лг/сравно:

Здесь аг - горизонтальная проекция ствола в пласте.

Ввиду больших значений зенитного угла в ПИ с достаточной точ­ ностью можем принять аг = /г; я3 = /3.

Рассмотрим случай, когда /г = S (в дальнейшем по тексту, в табл. 2.1 и 2.2 этот вариант назван «базовым вариантом» размещения скважин на структуре месторождения).

На рис. 2.1, а в качестве примера схематично показано, как от ли­ нии ОК, совпадающей с вертикальной осью морской стационарной платформы (МСП), проложены четыре ГС в направлении (азимуте) влево от главной (большой) оси M N структуры месторождения.

Первая ГС (№ 1), траектория которой обозначена линией OAxB\Q, является ближайшей к платформе. Длина ОКсоответствует глубине скважины по вертикали Нь(см. рис. 2.1, в).

Отрезки на линии МК, КВХ= С\В2 = С2ВЪ- СД» = S= const. В\С\ = /Г1= В2С2= /г2 = Д}Сз = /г3 = В4С4 = /г4 = /г= const. Api ~ КВ\; ^кр2 - КВ2;-^крз ~ КВууАр4 —КВ41

Акрп определяется по формуле: Ар* =Ар(и-1) + S + lrin-iy Четвертая, наиболее отдаленная от МСП, ГС обозначена лини­

ей ОА4В4С4.

Для ГС при расчетах параметров проектного профиля принят наи­ более распространенный тип профиля - 5-ти интервальный (рис. 2.1, в).

На рис. 2.1, в отрезки линии траектории ствола соответствуют: OAi - длина вертикального участка А0; А Д - включает первый

участок набора кривизны 1 \ интервал стабилизации кривизны 12 и второй участок набора кривизны с выводом ствола на горизонталь /3;

СД - длина горизонтального ствола в продуктивном пласте /г= /4. Общая длина скважины Д = Л0+А+ h+ h+ Д

Из рис. 2.1у а видно, что независимо от Ар и Zro величина S для всех скважин одинаковая (обозначена буквами СД), в то время как по мере увеличения Ар, и Zrc геолого-технологические условия буре­ ния скважин резко изменяются.

23

Это означает, например, что технологический процесс бурения ГС № 4 будет значительно сложнее, чем ГС № 1, за счет более слож­ ной конструкции, опасности прихвата инструмента, других осложне­ ний. Изменяющиеся по мере увеличения Лскв и LK условия бурения скважин требуют использования различных типов профилей и пара­ метров конструкции скважин.

Кроме этого, в скважине № 4 степень риска доведения ее до про­ ектной глубины в установленные сроки значительно больше, чем в других скважинах, особенно по сравнению с 1-й скважиной.

Таким образом, размещение ГС на структуре месторождения по базовому варианту является нерациональным, так как в этом случае практически не учтены требования и особенности технологии бу­ рения горизонтальных скважин, связанные с влиянием на процесс

Акр и Lrc.

Всвязи с этим предлагается альтернативный (новый) вариант раз­ мещения скважин на структуре месторождения (см. рис. 2.1, б), в ос­ нову которого положено условие, когда ГС с меньшим значением Акр и i CKDпроектируется с наибольшим значением /гор, а при увеличении Акр значение /гор уменьшается. Иначе говоря, по мере усложнения ус­ ловий бурения скважины длина /гор, как наиболее сложного участка бурения ГС, уменьшается.

Таким образом, предлагается (см. рис. 2.1, б) для ГС № Г уста­ новить длину горизонтального ствола 1Т\ больше, чем для ГС № 2';

•для ГС № 3' /гз* будет меньше /г2' и т. д. В результате краевая сква­ жина № 4' будет иметь наименьшую по величине протяженность го­ ризонтального ствола в продуктивном пласте /г4', вплоть до того, что эта скважина может превратиться в пологую, т. е. пересечет продук­ тивный пласт под постоянным углом.

Следует отметить, что если для эффективной разработки место­ рождения установлена определенная сумма длин горизонтальных стволов, проложенных по продуктивному пласту, то представляется возможность сделать такое распределение длин Гг/Спо альтернатив­ ному варианту, при котором указанная сумма длин £Л-/с будет оди­ наковой с £ /г/с или близка к ней.

Отметим, что предельное значение А ^, после которого горизон­ тальная скважина превращается в наклонную с большим отходом от вертикали или в пологую скважину, зависит от горно-геологических условий бурения, а также от уровня оснащенности буровой техниче­ скими средствами и квалификации исполнителей работ.

25

В[22] предлагается с учетом геологических, технико-техноло­ гических и экономических условий по мере увеличения глубины го­ ризонтальной скважины протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте уменьшать до минимального значения.

Вгоризонтальном бурении скважин, на наш взгляд, следует осо­ бо выделить фактор длины скважины Zr/c, так как с ним связаны не только усложнения конструкции скважины, но и рост сил трения, гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора вну­ три бурильного инструмента и в кольцевом пространстве и, как след­ ствие этого, - рост давления репрессии на пласт, и, особенно, веро­ ятность возникновения аварий и осложнений в скважине.

Всвязи с этим предлагается новый параметр Кг = LTJHbi кото­ рый в большей степени, чем известный параметр - коэффициент от­ клонения ДС0Т, характеризует степень технологической сложности строительства скважины.

Для более наглядного представления преимуществ альтернатив­ ного варианта размещения горизонтальных скважин перед существу­ ющим, выполнены расчеты по определению параметров профиля ГС, величин Zrc, Кт1, Км.

Исходные данные для расчета приняты одинаковыми. Результа­ ты расчета представлены в табл. 2.1. Из данных табл. 2.1 видно, что

вГС № 1 2' по альтернативному варианту, по сравнению с ГС по существующему варианту Zr/c, увеличивается незначительно, следо­ вательно, условия бурения этих скважин остаются благоприятными. В то же время в скв. № 4' при сравнительно больших значениях Лкр, за счет уменьшения /'г/с общая глубина ГС меньше, чем в скв. № 4.

Вданном примере (см. рис. 2.1) в базовом и альтернативном ва­ риантах размещения скважин четыре ГС заменяют восемь обычных наклонных скважин. Оценочные расчеты показывают, что эффектив­ ность применения альтернативного варианта будет тем больше, чем больше величины Ап и Zrc.

2.2.Использование пологих скважин при проектировании системы разработки месторождения

Отличительной особенностью так называемых «пологих сква­ жин» от горизонтальных является то, что в них ствол скважины вскры­ вает продуктивный пласт на всю толщину под постоянным зенит­ ным углом а в пределах 45...80°, вследствие чего увеличивается эф­ фективность эксплуатации пласта, площадь фильтрации и дебит сква­

27

жины. В то же время технологический процесс бурения осуществля­ ется с помощью техники и технологии, используемой при бурении обычных наклонных скважин [23].

Американские исследователи установили, что заметное увели­ чение дебита скважины наблюдается при вскрытии пласта под уг­ лом а > 45° [24].

По данным В.Ю. Лищука [25] в четырех скважинах, вскрывших продуктивный пласт в среднем под углом а = 56°, увеличение дебита по сравнению с обычными наклонными скважинами составило 2 раза.

Среди преимуществ пологих скважин по сравнению с ГС сле­ дует выделить то, что в ПС эксплуатационный объект перекрывает­ ся обсадной колонной, цементируется с последующей перфорацией, это обеспечивает значительно большую продолжительность устойчи­ вого периода работы скважины. Известно, что ГС, как правило, име­ ют открытый ствол, либо фильтровые обсадные трубы в продуктив­ ном пласте, из-за чего они сравнительно быстро обводняются, и па­ дает их дебит. В [26] приводятся данные АО «Татнефть», где отме­ чается, что некоторые ГС в течение года полностью обводнились. Отсюда вытекает, что применение пологих скважин при размещении их на структуре месторождения в ряде случаев следует более пред­ почтительным.

При кустовом бурении пологие скважины, так же как и ГС, име­ ют различные по величине А ^, и L ^ , вследствие чего в зависимости от этих факторов скважины имеют различные технологические ус­ ловия бурения. В связи с этим предлагается для близко расположен­ ных к платформе скважин, имеющих сравнительно небольшие А ^, и Ас, установить наибольшие значения зенитного угла в пласте a™. в то же время так как по мере увеличения А ^ условия бурения скважин усложняются, то значение a™, следует уменьшать.

В табл. 2.1 приводятся расчетные значения параметров ГС и ПС. Глубина кровли продуктивного пласта по вертикали Д р = 2250 м. Для ГС расчетная глубина по вертикали соответствует глубине зале­ гания середины пласта и равна 2260 м; в пологой скважине расчет­ ная глубина соответствует глубине залегания подошвы пласта по вер­ тикали и равна 2270 м. Для всех скважин приняты S = 500 м, hm = 20 м.

В ПС величина задается в зависимости от требуемого удли­ нения ствола в пласте и технического уровня бурового инструмента и геофизической аппаратуры для управления и контроля за траекто­ рией ствола скважины.

28

Максимальное значение а пл, равное 80°, принято для пологой скважины № 1, имеющей наименьшее значение = 500 м. Из дан­ ных табл. 2.1 (альтернативный вариант) видно, как по мере увеличе­ ния А ^ , /г уменьшается. Это связано с тем, что а™уменьшается до

что эффективность применения ПС будет тем больше, чем больше /?пл и, соответственно, /г.

Как было отмечено выше, при кустовом бурении в скважинах с большой величиной отклонения ствола от вертикали (в данном при­ мере скв. № 4 и 4' по сравнению со скв. № 1, Г) следует предусмот­ реть различные типы конструкций и профили. Вполне допустимо, что в скв. № 4 и 4' необходимо будет спустить дополнительную об­ садную колонну с целью уменьшения длины открытого ствола - фак­ тора, сильно влияющего на возникновение аварий и осложнений по мере увеличения зенитного угла скважины.

Возможен также переход на использование уменьшенного диа­ метра эксплуатационной колонны - хвостовика. Например, наиболее широко применяемый при бурении НСБО в настоящее время диаметр хвостовика, равный 177,8 мм, может быть заменен на 0 Ш= 168,3 мм.

По-видимому, изменятся также параметры режима бурения, тип применяемой промывочной жидкости и ее параметры. В скв. № 4 ,4' по сравнению со скв. № 1, Г будет уменьшена производительность бурового насоса, изменены режим работы забойного двигателя, другие параметры. Возникнет необходимость использования буро­ вого раствора на углеводородной основе при сравнительно большей по величине плотности раствора.

Относительно параметров профиля скважины следует заметить, что в скв. № 4, 4' по сравнению со скв. № 1, Г необходимо искривле­ ние ствола производить при больших радиусах искривления (мень­ ших значениях интенсивности искривления) с целью обеспечения нормальной проходимости обсадных колонн большого диаметра (кондуктора, первой промежуточной колонны) в условиях больших значений зенитного угла и глубины спуска колонны.

Иначе говоря, предлагается выбор диаметра и глубины спуска обсадной колонны производить в зависимости от радиуса (интен­ сивности) искривления и максимального значения зенитного угла ствола скважины на участке набора кривизны.

29

2.3. Оценка экономической эффективности применения вариантов размещения скважин на структуре месторождения

Выбор оптимального варианта размещения скважин, по их ви­ дам, на структуре месторождения является достаточной сложной за­ дачей, требующей применения специальных методов математическо­ го программирования. Однако с достаточной для практических целей точностью можно воспользоваться оценочными инженерными расче­ тами. Задача сводится к оценке эксплуатационной и экономической эффективности применения существующего варианта размещения скважин и предлагаемых альтернативных вариантов в сравнении с аналогичными показателями вертикальных скважин (ВС).

-Расчет суммарного дебита скважин

Дебит ГС - Е 0ГСопределяется по формуле:

где КГ- коэффициент увеличения дебита ГС по сравнению с деби­ том вертикальной скважины.

Для сравнительной оценки дебита ГС по базовому и предлагае­ мому альтернативному вариашу размещения ГС принято не абсолют­ ное К» а относительное значение К*. При этом Кг*для базового ва­ рианта при /г = 500 м принято равным 1,0, а так как Кг зависит от /г, то в альтернативном варианте при изменяющихся значениях /гдля со­ ответствующих скважин К* составит: = 1,4; КТц* = 1,2; Кт/\* = 0,9;

*г/г’= 0,5.

Ki - коэффициент, характеризующий величину дебита ГС в зави­ симости от месторасположения скважин на структуре месторождения; Ki уменьшается от сводовой части месторождения к периферии. Для скважин по базовому и альтернативному вариантам Ki принято оди­ наковым и равным: Kn/V = 1,0; Кпп' ~ 0,97; КПгу = 0,90; Кщ? = 0,80.

Т - продолжительность устойчивого (необводненного) периода работы скважины (единицы измерения принята условно равной 1 год). Значение Т так же, как и К{зависит от месторасположения скважи­ ны на структуре месторождения. Известно, что скважины в присводовой части работают более устойчиво (необводненный период), чем на периферии структуры месторождения. В расчетах приняты следу­ ющие значения Г для соответствующих скважин в обоих вариантах размещения: Г] = 1,0; Гг = 0,95; Гз = 0,85; Тц = 0,7.

Результаты расчета Qn представлены в табл. 2.2.

30