Бурению горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Отбор также можно делать с помощью забойного двигателя. Наиболее эффективными для этого являются многогребневый двигатель. Комбинация низкой скорости вращения и большого крутящего момента позволяет отбирать керн наиболее эффективным образом.

При использовании забойного двигателя слегка ухудшаются условия слежения за процессом отбора керна, поскольку характеристики двигателя влияют на давление на стояке и показания крутящего момента. Давление на стояке и показания величины крутящего момента являются основными показателями, которыми пользуются специалисты по отбору керна при слежении за процессом кернения.

Другие применения отбора керна

Ориентированный отбор керна может применяться в комбинации со следующими приложениями отбора керна (Рис 1.12):

•Стекловолоконные внутренние трубы

•Алюминиевые внутренние трубы

•Отбор керна длинного образца

•Отбор керна неуплотненных пород

•Отбор керна в стволе с высоким давлением

•Чистый отбор керна

•Отбор керна для быстрого (визуального) осмотра.

Рис. 1.11 Роторный стол, верхний привод, винтовой забойный двигатель.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 1.12

Параметры отбора керна

Критерии для выборов параметров кернения определяются необходимостью получения керна отличного качества. Другие критерии для отбора параметров определяются максимизацией скорости проходки, увеличением срока службы долота и минимизацией спускоподъемных операций (графики зависимости нагрузки на долото от размера ствола рис. 1.13).

Нагрузка на долото

Оптимальная нагрузка на долото - наиболее эффективный способ достижения максимальной скорости проходки. Слишком маленькая нагрузка замедляет проходку и вызывает вибрацию, которая может повредить долото.

Слишком большая нагрузка может "забивать" долото в мягкой породе и разрушить режущие элементы в твердой породе.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 1.13

Расход раствора

Расход раствора регулируется для защиты керна и достижения максимального объема отбора. Раствор промывает и охлаждает долото,

обеспечивая высокую скорость проходки и удлиняя срок службы долота.

Слишком большой расход размывает керн. Слишком низкий расход - не сможет достаточно эффективно очищать долото и это приводит к уменьшению скорости проходки. Кроме этого, ухудшается удаление осколков бурения в затрубное пространство (графики зависимости расхода (гал/мин) раствора от размера ствола рис. 1.14).

Рис. 1.14

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Скорость вращения

Рис. 1.15

Скорость вращения подбирается так, чтобы обеспечить максимальную эффективность отбора керна, оптимизацию скорости проходки и максимальный срок службы долга. Она определяется свойствами породы. При определении оптимальной скорости вращения, нагрузка на долото и расход раствора поддерживаются постоянными (рис. 1.15)

В мягких породах скорость вращения должна быть меньше для улучшения процесса отбора керна. Абразивные породы требуют меньшую скорость вращения по условиям предотвращения преждевременного износа долота отбора керна.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Учебник инженера по бурению горизонтальных скважин

Содержание

3

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Учебник инженера по бурению горизонтальных скважин

Введение

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.

Экономический потенциал государств становится все более зависимым от наличия национальных энергетических ресурсов или возможности их импортирования. Правительства многих стран, в том числе и российское, стали рассматривать обеспечение бесперебойного снабжения углеводородным сырьем как одну из важнейших задач внутренней политики.

С начала разработки месторождений из недр России извлечено 12,7 млрд. т

нефти и конденсата и 6,5 трлн. м3 газа. Однако за последние годы наметился значительный спад добычи нефти. Так в 1990 г. добыча упала на 53 млн. т, в 1991г. - свыше 100 млн. т, а в 1992 г. падение достигло около 200 млн. т. На это повлияли не только экономические и технические условия эксплуатации нефтяных месторождений в основных нефтедобывающих районах, но и геологические.

За последние 20 лет средние запасы новых месторождений уменьшились в 4

раза, доля крупных месторождений среди вновь открываемых снизилась с 15 до

10 %, ухудшаются коллекторские свойства продуктивных отложений и качественный состав насыщающих их флюидов.

Существенно осложнились геологические условия на объектах проведения поисковых и разведочных работ. В большинстве регионов ресурсы нефти и газа до глубины 2,5 - 3,0 км уже разведаны и многие из них давно эксплуатируются.

Высокая выработанность запасов является неизбежным следствием обводненности продукции и снижением дебитов скважин. Так, по России в целом

4

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Учебник инженера по бурению горизонтальных скважин

за 10 лет (1980 - 1991 гг.) структура разрабатываемых запасов по дебиту скважин

изменилась следующим образом (табл. 1).

Таблица 1

Дебит, т/сут	Снижение дебита скважин по годам, %
	1980г.	1991 г.
100	31,9	1,5
50 - 100	20,0	3,5
25 - 50	10,8	9,8
5 - 25	31,8	73,8
5	6,3	11,4

Несмотря на относительное благополучие в добыче газа, лет через пять аналогичные проблемы будут и в газовой промышленности.

Более полное извлечение богатств из наших недр является важнейшей народнохозяйственной задачей. Но, к сожалению, при разработке месторождений из-за несовершенства техники и технологии в недрах остается большое количество полезных ископаемых. При этом самым низким коэффициентом извлечения их характеризуются нефтегазовые месторождения. Из мировой практики известно, что нефтеотдача этих месторождений не превышает 30 - 40 %.

При разработке этих месторождений применяются различные методы воздействия на пласт (законтурное и внутриконтурное заводнение пластов,

тепловые и физико-химические методы, гидроразрыв пласта и др.) и, несмотря на это, в среднем более половины геологических запасов нефти остаются неизвлечёнными и считаются "похороненными".

Разбуривание нефтяных и газовых месторождений наклонным способом и особенно горизонтальными (ГС) и разветвлённо - горизонтальными скважинами

(РГС) является эффективным методом формирования оптимальной системы разработки, а также восстановления продуктивности месторождений,

находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Вскрытие продуктивной толщи горизонтальными и разветвленно-

горизонтальными стволами скважин увеличивает площадь фильтрации,

исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации и оно

5

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Учебник инженера по бурению горизонтальных скважин

особенно эффективно для низкопроницаемых коллекторов, а также коллекторов с

вертикальной трещиноватостью.

Краткий исторический обзор проблемы

Всвоем докладе "Горизонтальные и разветвленно-горизонтальные скважины

-рычаг повышения производительности и нефтеотдачи пластов" (1991 г.) почетный член Академии Естественных наук РФ Н. К. Байбаков подробно осветил состояние дел по этой проблеме в России и за ее пределами. Поэтому воспользуемся некоторыми сведениями из его доклада. Этот метод впервые разработан и успешно реализован в отечественной практике в начале 50-х гг., однако, в дальнейшем он к сожалению не получил широкого применения.

Первый этап развития этого метода распространяется с 1950 по 1960 гг.

(первый опыт бурения в СССР). Первые экспериментальные работы (по методу А. М. Григоряна) были успешно осуществлены в 1952 - 1953 гг. на Карташевском месторождении в Башкирии, когда была сооружена первая горизонтально -

разветвленная скважина № 66/45 (рис. 1, табл. 2). В этой скважине почти 80 % всей проходки было пройдено непосредственно по продуктивному пласту. Скважина имела 10 резко искривленных стволов. При ее вертикальной глубине 600 м общая протяженность скважины составила 1993 м, из которых 1768 м было пройдено непосредственно по продуктивному пласту. Максимальное расстояние между забоями составило 322 м, а наиболее протяженный горизонтальный ствол имел длину 168 м. Дебит нефти составил 120 т/сут, в том время как средний дебит по вертикальным скважинам на этом месторождении составил 7 т/сут. Правда, скорость бурения была ниже в 1,2 раза и бурение дороже в 1,5 раза, но при этом дебит был выше в 17 раз.

1959 - 1960гг. - начало развития теоретических воззрений на гидродинамические процессы, возникающие при бурении ГС. Во ВНИИнефть были проведены гидродинамические исследования по разработке нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и многозабойных скважин. Были созданы теоретические основы фильтрации и нефтеотдачи пластов в таких скважинах, изложенные Ю. П. Борисовым, В. П. Пилатовским, В. П. Табаковым в

6

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Учебник инженера по бурению горизонтальных скважин

их монографии "Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами" (М.: Недра, 1964 г.).

Второй этап развития бурения охватывает 1961 - 1978 гг. До 1970 г. во ВНИИБТ под руководством А. М. Григоряна группой специалистов была разработана теория бурения таких скважин и эффективная технология их проводки. А. М. Григорян подвел итог этим работам в своей монографии, которую выпустил в 1969 г. Во ВНИИБТ в это время был разработан и создан целый ряд технических средств, которые успешно были применены при бурении ГС и РГС в бывшей Куйбышевской области, на Западной Украине, Восточной Сибири (Марковская разведочная с отклонением горизонтального ствола, равным 632 м и одним разветвлением) (рис. 2) и многие другие.

Рис. 1. Горизонтальные стволы скважины № 66/45, 19 53 г