8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Профили горизонтальных скважин


Профиль горизонтальной скважины.

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов:

горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;

конструкции скважины;

протяженности горизонтального участка;

статического уровня пласта;

мощности продуктивного пласта;

возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 8.2.1).

Проводка отдельных участков профиля 2 или 5 горизонтальных скважин может осуществляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бурения таких скважин и сокращает время на проведе­ние инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надежная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проектировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.

При проводке горизонтальных скважин по среднему радиусу кривизны существенно повышается по сравнению с профилем с большим радиусом кривизны точность вскрытия продуктивного пласта и, следовательно, точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Достижимая протя­женность горизонтального участка для профиля со средним радиусом кривизны составляет 800—1000 м.

Для проектирования со средним радиусом кривизны используются преимущественно профили 1, 2, 3, реже 4 и 5 (см. рис. 8.2.1).

 

 

Рис. 8.2.1. Профили горизонтальных скважин

 

Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла, а также для проектирования горизонтальных скважин на месторождениях, где не отработана технология ориентированного бурения и поэтому велика вероятность отклонения фактического профиля от проектного. В последнем случае скважину можно пробурить, не изменяя конструкцию отклонителя, увеличив или сократив длину тангенциального участка профиля.

При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10-20% меньше максимальной интенсивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой име­ющимся в распоряжении буровой организации отклонителем.

Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из выре­занного участка обсадной колонны, а также для вскрытия го­ризонтальным стволом маломощных продуктивных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю (см. рис. 8.2.1).

Когда радиусы кривизны интервалов забуривания и выведения ствола скважины на проектное направление из-за особенностей технологии проводки этих интервалов существенно отличаются друг от друга, то используют профиль 2 (см. рис. 8.2.1).

При бурении по малому радиусу кривизны протяженность горизонтального участка меньше, чем при бурении по средне­му и большому радиусам кривизны.

Строительство горизонтальных скважин по короткому, а тем более по ультракороткому радиусу невозможно без комплекса специального бурового инструмента, бурильных труб, а также измерительной техники.

Однако при бурении горизонтальных скважин по малому и ультрамалому радиусам обеспечивается наибольшая по сравнению с другими типами профиля точность вскрытия продук­тивного пласта горизонтальным стволом, что делает его весьма перспективным для разработки маломощных многопласто­вых залежей нефти или газа.

В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, используют комбинирован­ный профиль горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому радиусу кривизны, а нижние - по среднему или малому.

 



Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2418;


Похожие статьи:

poznayka.org

Типы профилей и рекомендации по их выбору

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля,  включающем расчет длин,  глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

Типы профилей и рекомендации по их выбору

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с  неизменной  интенсивностью искривления.  По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того,  профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию.  Далее  рассматриваются только плоские профили.

Простейшим с точки зрения геометрии является двухинтервальный профиль (рис. 9, а),  содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла.  Такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоновок на втором интервале,  что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. Поэтому такой тип профиля в настоящее время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного угла.

Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка,  имеет две разновидности. В одном случае (рис. 9, б)  третий участок прямолинейный (участок стабилизации зенитного угла), в другом (рис. 9, в) - участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла.  Трехинтервальные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие элементы компоновок низа бурильной колонны мало изнашиваются в процессе бурения (сравнительно мягкие, малоабразивные породы). Такие типы профилей позволяют ограничить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали.

Четырехинтервальный тип профиля (рис. 9, г) включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла,  участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля в Западной Сибири.  Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае,  если по геолого-техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины.

Редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 9, д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена.

При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0О, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (рис. 9, е).

Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного горизонта  в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще несколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабилизации и т. д. Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили скважин.

Для всех рассмотренных профилей первый участок вертикальный. Ранее  выпускались буровые установки,  которые позволяли сразу забурить скважину под некоторым углом наклона. В настоящее время в ряде случаев с использованием  современных установок наклонный ствол забуривается путем задавливания направления под зенитным углом 3-5О.  Это позволяет значительно сократить затраты  времени  на ориентирование отклонителей в скважине, так как в наклонном стволе эта операция осуществляется намного проще.

В последнее время все большее распространение получает бурение скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов. В практике буровых работ США такие скважины по типу профиля делятся на четыре категории в зависимости от величины  радиуса  кривизны  при переходе от вертикального участка к горизонтальному (большой, средний, малый и сверхмалый радиусы).

Скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность искривления от 0,6 до 2 град/10 м.  С указанными интенсивностями искривления бурится подавляющее большинство наклонно направленных скважин в Западной Сибири. Длина горизонтальной части ствола в этом случае может быть весьма значительной и определяется, главным  образом,  только сопротивлением продольному перемещению бурильной колонны. Такой тип профиля скважин наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от платформы.

Интенсивность искривления при бурении со средним радиусом кривизны составляет от 2 до 6 град/10 м.  Западными фирмами по такому типу профиля бурится подавляющее большинство скважин с горизонтальным участком ствола. Это обусловлено следующим:

- многие зоны осложнений могут быть разбурены вертикальным стволом и обсажены;

- длина интервалов применения отклонителей существенно меньше, чем для скважин с большим радиусом кривизны;

- точка забуривания  искривленного  ствола  располагается ближе  к точке вскрытия продуктивного горизонта,  что повышает точность попадания в заданный круг допуска.

Однако проходка таких скважин требует специального инструмента, вписывающегося в принятый радиус кривизны.

Стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 9, ж) содержит наклонный прямолинейный участок 3,  длина которого может меняться для обеспечения попадания ствола в заданную точку. Однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то этот участок может быть исключен    (рис. 9, з). Интервалы 5 (рис. 9, ж) и 3 (рис. 9, з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10 м и возникают самопроизвольно вследствие невозможности резкого перехода от криволинейного интервала к прямолинейному даже при применении стабилизирующих компоновок. Длина этих интервалов около  30 м.

При бурении с малым радиусом кривизны интенсивность искривления составляет от 4 до 10 град/м, при этом радиус кривизны находится в пределах от 6 до 15 м.  Для бурения таких скважин используется специальный инструмент - гибкие бурильные трубы и УБТ, ведутся работы по созданию гибких забойных двигателей.  Основное преимущество такого типа профиля - точный подход скважины к  выбранному объекту эксплуатации.  Однако при этом низка механическая скорость бурения, отсутствует серийная забойная аппаратура для контроля за положением ствола скважины, и сравнительно невелика длина горизонтального участка.  Очевидно, что для более широкого внедрения такого типа профиля требуются  дополнительные научные исследования и конструкторские разработки.

Для получения сверхмалых радиусов кривизны (от нескольких  сантиметров до 0,6 м) используются высоконапорные струи воды, с помощью которых создаются стволы диаметром 40 - 70 мм. Этот метод пока применяют только в экспериментальных целях.

Скважины с горизонтальным участком ствола, сооружаемые в Западной Сибири, имеют комбинированный профиль.  До кровли продуктивного пласта скважина буриться с интенсивностью искривления до 2 град/10 м (большой радиус кривизны по американской классификации). Зенитный угол скважины доводится при этом до 60-65О.  В продуктивном пласте интенсивность искривления ствола  составляет  8-10 град/10 м, и зенитный угол доводится до 90О,  а далее продолжается бурение горизонтального интервала длиной до 1000  м.  Имеется  опыт бурения таких скважин при радиусах кривизны 250-460 м.

< Предыдущая   Следующая >

neftyaga.ru

Проектирование горизонтальных скважин - Нефтяник Нефтяник

Стадии проектирования горизонтальных скважин

Постановка задачи

 

Определение условий продуктивного пласта
°Толщина пласта
°Газонефтяной контакт (GOС)
°Водонефтяной контакт (ОWС)
°Наличие трещин и их ориентация
°Наличие неоднородностей
°Непроницаемые преграды на пути движения флюидов
°Относительная проницаемость
°Определение необходимости пилотной скважины
°Определение устойчивости ствола скважины
Определение схемы заканчивания скважины
°Глубина установки обсадных колонн и их диаметр
°Определение соответствия схемы заканчивания условиям продуктивного пласта
Опредсление требований, накладываемых вскрываемым объектом
°Глубина скважины по вертикали (ТVD)
°Горизонтальный участок
°Точка входа в продуктивный объект
°Точка выхода из продуктивного объекта
°Необходимые геологические реперы
°Параметры пилотного ствола
Проектный профиль скважины
°Точка отклонения от вертикали (КОР) (как можно глубже)
°Участок набора зенитного угла ( выбранный для обеспечения попадания в заданную точку)
°Участок стабилизации зенитного угла (если есть)
°Контроль направления
°Заканчивание скважины (установка глубинного насоса в прямом участке)
°Проложение горизонтального участка (большой протяженности)
Анализ данных по пробуренным скважинам
°Определение возможных осложнений и меры их предупреждения и ликвидации
°Определение порядка внесения изменений в проект строительства скважины
Проектирование бурового раствора
°Загрязнение продуктивных пластов
°Очистка скважины
°Устойчивость стенок скважины
°Уменьшение сил сопротивления
Проектирование бурильной колонны
Гидравлические расчеты промывки скважины
Выбор компоновок нижней части бурильной колонны

Группа составления проекта на строительство скважины

Группа составления проекта на строительство скважины должна включать инженера по бурению, инженера по разработке месторождений, промыслового инженера по заканчиванию скважин и представителей компании по бурению и по направленному бурению. Раньше, в соответствии со сложившейся практикой, представители компании по направленному бурению и компании по бурению на ранних стадиях проектирования в группу не включались. Включение этих двух подгрупп на ранних стадиях проектирования приведет к повышению эффективности проектирования с меньшим количеством изменений на стадии детального планирования. Инженер-буровик является руководителем проекта и обеспечивает координацию всех членов группы.

Постановка задачи

Первым шагом в проектировании скважины является постановка задачи. Это дает каждому члену группы глубокое понимание важности вопросов, связанных с проектом на строительство скважины. Каждый член группы определяет после этого возможные вопросы, которые необходимо учесть при разработке проекта строительства скважины.

Определение условии продуктивного пласта

Условия залежи должны быть определены и доведены до сведения каждого члена проектной группы. Эти условия будут влиять на все аспекты проекта на строительство горизонтальной скважины. Ниже приведены самые важные факторы, которые необходимо учитывать при проектировании. В зависимости от конкретной области применения и сложности строения залежи, существуют и другие факторы, которые необходимо учитывать.

°Толщина продуктивного пласта
°Положение газонефтяного контакта (GOС)
°Положение водонефтяного контакта (ОWС)
°Наличие трещин и их ориентация
°Разнородность
°Непроницаемые преграды на пути движения флюидов
°Относительная проницаемость

Описание залежи будет определять соответствующий тип заканчивания скважины, положение горизонтального участка скважины в продуктивном пласте, допуски на заданный коридор и необходимость в пилотном стволе. Если в заданной точке входа скважины в пласт нет известных геологических реперов, для точного определения точки входа в пласт и заданной глубины горизонтального участка может потребоваться проводка пилотного ствола. Важно также определить, будут ли проблемы с устойчивостью ствола скважины. Это повлияет на проектирование заканчивания скважины и план бурения.

Определение схемы заканчивания скважины

Схема заканчивания должна быть определена на этом этапе работ. Схема заканчивания должна соответствовать области применения и быть совместимой с условиями залежи. Необходимо учитывать и требования капитальных ремонтов в дальнейшем. В частности, возможно, появится необходимость изолировать отдельные интервалы для интенсификации притока или прекратить поступление в продукцию скважины нежелательных флюидов.

Выбор схемы заканчивания скважины будет влиять на диаметр скважины и интенсивность набора зенитного угла или радиус искривления скважины. После определения схемы заканчивания скважины может быть завершена и конструкция скважины в целом. Конструкция скважины должна быть рассчитана на то, чтобы обсадить все зоны осложнений еще до бурения горизонтального участка.

Определение требований, накладываемых вскрываемым объектом в заданной точке

Ограничения, накладываемые вскрываемым объектом, должны быть выяснены до разработки профиля скважины. Ограничения должны основываться на исходных данных о характеристике залежи и границах арендуемой территории. Определение параметров заданного объекта должно учитывать также и такие исходные данные, как точность инклинометрии и возможности управления траекторией скважины. Точность проводки скважины значительно повышается при наличии геологических реперов. Геологические реперы могут использоваться для определения глубины залегания заданного объекта. Если такие реперы отсутствуют, вопрос о глубине расположения горизонтального участка является решающим. Для того, чтобы лучше определить глубину залегания обьекта, целесообразно серьезно рассмотреть вопрос о бурении пилотного ствола.

Проектирование профиля скважины

Профиль скважины можно рассчитать только после определения параметров залежи и решения вопросов заканчивания скважины. Отклонение скважины от вертикали должно быть предусмотрено на максимально возможной глубине с учетом следующих условий:

°Радиус искривления скважины должен соответствовать схеме заканчивания скважины.

°Участок набора зенитного угла и участки стабилизации зенитного угла (если они есть) должны быть выбраны так, чтобы обеспечить горизонтальное отклонение, необходимое для входа в пласт в заданной точке. Использование участка стабилизации зенитного угла (при угле наклона 45 град.) уменьшит требования к глубине вертикального участка и, в то же время, увеличит горизонтальное смещение до входа в пласт в заданной точке,

°Участок стабилизации зенитного угла может включаться в проект скважины, чтобы предусмотреть прямолинейный участок для установки глубинного насоса.

Для упрощения ведения буровых работ целесообразно составить такой проект скважины, чтобы требовалось только один или два диаметра инструмента для направленного бурения. Важно провести анализ данных по бурению соседних скважин для определения возможных осложнений при бурении. С целью снижения вероятности этих осложнений следует усовершенствовать проектные решения, профиль и конструкцию скважины.

Выбор бурового раствора

Детальную программу работ по бурению начинают разрабатывать после составления профиля скважины. При составлении программы буровых работ имеется много своих тонкостей и возможны разные подходы.

При разработке программы бурения прежде всего должны быть рассмотрены вопросы выбора и приготовления буровых растворов. В процессе бурения горизонтальных скважин, скважин, объединенных в кусты при забуривании вторых стволов часто используют несколько буровых растворов. Основное назначение бурового раствора меняется в зависимости от того, какой участок находится в бурении. Для участка набора зенитного угла в первую очередь принимают во внимание очистку скважины и устойчивость ствола.

Вопросы очистки скважины, устойчивости стенок ствола и загрязнения продуктивного пласта важны в процессе бурения горизонтального участка. Буровой раствор при бурении горизонтального участка должен быть выбран так, чтобы свести до минимума загрязнение продуктивного пласта и обеспечить надлежащую очистку скважины и устойчивость стенок. Для длинных горизонтальных участков буровой раствор должен обеспечивать низкий коэффициент трения, чтобы уменьшить крутящий момент и усилия сопротивления при поступательном движении колонны.

Проектирование бурильной колонны

Бурильная колонна занимает важное место в проекте на горизонтальное бурение. Ее оптимизация невозможна до тех пор, пока не выбраны профиль скважины и тип бурового раствора.

Гидравлические расчеты промывки скважины

После проектирования бурильной колонны должны быть выполнены гидравлические расчеты для выбора насадок буровых долот. Гидравлические расчеты следует провести так, чтобы гарантировать надлежащую очистку скважины и оптимальную характеристику забойных двигателей. Может оказаться необходимым принять компромиссное решение при расчете гидравлики долота, чтобы удовлетворить первым двум критериям.

Выбор компоновок низа бурильной колонны (ВНА)

Выбор компоновок (ВНА) в процессе проектирования скважины помогает составить список инструмента, необходимого для работ; на скважине. Список оборудования, помимо проектных компоновок, должен включать пару запасных компоновок на случай непредвиденных обстоятельств (ВНА), способных обеспечить более высокую интенсивность набора‘ зенитного угла. Это обеспечит 6урение скважины имеющимся на буровой инструментом и исключить необходимость срочной доставки инструмента во время бурения. Это уменьшит вероятность простоев, связанных с ожиданием инструмента. Естественно, если склад расположен недалеко от буровой, необходимости а дополнительном инструменте непосредственно на буровой может и не быть.

24
Мар

oilman.by

О выборе оптимальных профилей и траекторий горизонтальных скважин

Библиографическое описание:

Блинов И. С., Скримскис Г. Э. О выборе оптимальных профилей и траекторий горизонтальных скважин // Молодой ученый. — 2019. — №5. — С. 82-85. — URL https://moluch.ru/archive/243/56283/ (дата обращения: 20.03.2020).



Приоритетным направлением многих компаний на современном этапе времени является созданием оптимальных систем для освоения скважин с горизонтальным окончанием. Возможность использования в промышленной разработке трудноизвлекаемых запасов нефти позволяет выходить компаниям на новый уровень.

Глубокие скважины — это низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, приуроченные к водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам залежей, тупиковым и периферийными зонами застоя и линзовидными прослойками различной конфигурации.

Заканчивающийся запас легко добываемой нефти на территории Западной Сибири постепенно подходит к своему завершению. В связи с такой ситуацией возникает потребность внедрения технологий для разработки более глубоких залежей.

Специалисты компании ОАО «Сургутнефтегаз» прорабатывают различные возможные пути решения для этой возможности. В период 1993–1995 гг. совместно с НПО «Буровая техника», «СургутНИПИнефть» при участии специалистов «РосНИПИнефть» разработаны технологии цементирования и оснастки низа эксплуатационной колонны, позволяющие эффективно заканчивать горизонтальные скважины. Указанная технология была принята за базовую и по ней на Федоровском месторождении пробурено 5 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 350–400 м.

Компанией ОАО «Сургутнефтегаз» при разработке скважин применяются следующие виды профилей.

Профиль пространственного типа используется для бурения горизонтальных стволов с кустовых площадок в проектном азимуте. Условия, предъявляемые к такому виду профиля: ограничения величины максимального зенитного угла в интервале набора и стабилизации параметров кривизны, интенсивности искривления ствола на 10 или 100 м, глубина вертикального участка, величина зенитного угла входа в продуктивный пласт, «коридор» допуска, изменение азимутального направления скважины от первоначального.

Большинство скважин, проектируемых в одной плоскости, в процессе бурения искривляются в пространстве, и при этом интенсивность пространственного искривления достигает значительных величин. Такой процесс связан в первую очередь с геологическими и технологическими условиями бурения. Пространственное искривление является неотъемлемым условием для горизонтальных скважин.

В этой связи возникает интерес решения вопросов проектирования оптимального профиля пологих горизонтальных скважин пространственного типа.

Рис. 1. Профиль ствола скважины с пространственным искривлением

При расчете профиля такого типа используются данные анализа естественного зенитного и азимутального искривления стволов ранее пробуренных скважин, проектное начальное и конечное азимутальное направление ствола горизонтальной скважины. Все эти требования предъявляются заказчиком проекта на строительство.

Рис. 2. Расчетная схема вскрытия продуктивного пласта

Отличительной особенностью проектирования является толщина продуктивного пласта и длина ствола. Расчет профиля ведется в трех проекциях- вертикальной и двух горизонтальных, где одна из осей является касательной к магнитному меридиану.

Главным элементом расчета пространственного профиля является определение азимутального угла поправки, необходимого для коррекции профиля.

Рис.3. Проектный профиль наклонно направленной пологой скважины Лянторского месторождения

Для строительства скважин с пологим и горизонтальным окончанием ствола пространственного типа требуются дополнительное внимание к качеству бурового раствора при вскрытии горизонтов, также к программе промывки и очистки ствола скважины от выбуренной породы, сохранению устойчивости стенок и предупреждению обвала скважин.

Кривизна ствола, как правило, ограничивается величиной проходки. Для выполнения такого требования на данный момент не существует многоцентраторной КНБК и методики расчетов геометрических размеров.

Практические навыки специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» доказывают о том, что для размещения горизонтальных участков в пласте необходимо использовать сложные профили пространственного типа, при этом соблюдая ограничения и ограничиваясь траекторией, заданной по требованиям проекта.

Пространственное искривление наклонно-направленных участков стволов характеризуется изменением начального азимута и составляет в среднем 520. Распределение интенсивности азимутальных углов на интервалах 10 м. Одной из особенностей бурения горизонтальных скважин является наличие больших интервалов стабилизации.

Бурение скважин с горизонтальным окончанием осуществляется по методике, разработанной фирмой Бреггу-Зип. Методика состоит в уменьшении длины утяжеленных труб, включенных в КНБК ниже зонда телесистемы для максимального сближения датчиков дозабоя. Необходимо использование значения абсолютного азимута, скорректированного на величину магнитного влияния колонны в точке замера.

Таким образом, анализ фактических профилей скважин со сложным пространственным искривлением показывает необходимость создания принципиально новой методики проектирования, обеспечивающей учет технико-технологических и геологических ограничений и позволяющей рассчитать наиболее оптимальный вариант требуемого профиля с заданным отклонением.

Литература:

1. Басаргин, Ю. М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин / Ю. М. Басаргин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов, В. Г. Гераськин. — М.: Недра, 2012. — 262 с.

2. Бастриков, С. Н. Расчет нагрузки на крюке и сил сопротивления в горизонтальной скважине / С. Н. Бастриков, А. Г. Биишев // СибНИИНП. — 2013. — С. 161–163.

3. Бастриков, С. Н. Влияние параметров профиля и условий эксплуатации скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования / С. Н. Бастриков, В. М. Возмитель, А. Т. Кошелев. — М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2010. — 40 с.

4. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.:«НЕДРА». -2010. — 100 с.

5. Оганов, С. А. Проектирование профиля наклонно направленной скважины с большим отклонением от вертикали / С. А. Оганов, Г. С. Оганов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. — 2013. — № 2. — С. 7–14.

6. Оганов, С. А. Проектирование профиля наклонно направленной скважины с большим отклонением от вертикали / С. А. Оганов, Г. С. Оганов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. — 2013. — № 2. — С. 7–14.

7. Швец, С. В. Влияние параметров траектории горизонтальной скважины на спуск обсадной колонны / С. В. Швец, С. А. Кейн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2014. — № 7. — С. 19–23.

Основные термины (генерируются автоматически): пространственное искривление, пространственный тип, продуктивный пласт, горизонтальное окончание, расчет профиля, скважина.

moluch.ru

Обоснование оптимального профиля горизонтальной скважины

К сожалению, доступа к материалам не имею. Вышеназванная статья в "Нефтяное хозяйство" 8/2000. Рассматриваются профиля наклонные или горизонтальные. Там гнк и внк, расстояние между внк и гнк где-то 12м. Проницаемость 0.5 мкм2, около 7 мПа*с. Выводы переписал и картинка осталась. Оптимальное расположение гс: 1) если нефть неконтактная - пересекать все нефтенасыщенные прослои пологим профилем. 2) если есть внк - то ГУ проводить в 6-8 м от внк. 3)  если гнк - ГУ проводить в 5-7 метрах от него. 4) если гнк и внк - ГУ проводить не менее 5 м от обоих.

Также в статье "Выявление и реализация потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения как одно из приорететных направлений развития нефтедобывающей отрасли" автора Ю.А. Волков в журнале Интервал_№9_(44)_2002 есть таблица сопоставления профилей (нисх, восх, гор., V) и дебитов за какой-то отрезок времени.

В статье "Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на пласта АВ1 "Рябчик" и АВ1-3 Самотлорского месторождения..." авторов К.В. Баженов , М.М Саитова из рекоммендаций вскрывать все пропластки при отсутствии контактов с газом и водой, а при наличии воды - не менее 4 м проводить ГУ от воды.

В статье "Первые результаты бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на юрских отложениях кошильского месторождения" авторов А.Г. Сидоров, И.В. Пешков, Е.В. Ксенжук есть три примера ГС (пологий, U, ~волнообразный профиль) и расчетные зависимости для входного дебита от длины и профиля. Проницаемость 9.1*10^-3 мкм2, мощность до 30 метров. Про ВНК не увидел. Да и лежат профиля в разных ФЕС... из рекомендаций при чередовании песчаников и глин, совет вскрывать полностью пласт от кровли до подошвы. При этом волнообразным профилем.

Встречал статью ТНК https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/09/7.TNK_.pdf про U профиля с ГРП.

От себя добавлю, смотрел отчеты по У-тоол - в U профилях с грп - приток и в точку стабилизации, и ближе к забою. Где-как. (три отчета такие). Зато написано про скапливание воды в пониженных участках профиля.

А так неплохо ведут по добыче наклонные с полным вскрытием в неконтактных условиях.

1) при бурении "вниз", пологий профиль - по нагрузкам легче.

2) в U образный можно и не доспустить хвостовик.

3) если зона малоразбуренная, и в ходе бурения окажется рост пласта - можно провалиться в подошву пласта в точке стабилизации зенитного угла, а потом коллектор можно и не догнать при бурении "вверх".

Кстати, обратили внимание на хорошие притоки (У-тоол) к портам грп в области карбонатных линз. Предположительно, встречаются высокопроницаемые каналы около плотняков. (по крайней мере у нас на неокомских шельфовых пластах). На разработку может очень сильно повлиять как положительно, так и негативно. Если найду материалы - выложу (самому пообещали недавно скинуть). Думаю, в определенных условиях этим можно воспользоваться.

www.petroleumengineers.ru

1-7. Профили скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

84

Глава 1

Общие положения

 

Раздел 7

 

 

 

ГЛАВА 1

Профили скважин

Раздел 7

Профили скважин

Горизонтальные скважины редко имеют угол 90 град., так как продуктивные структуры, на которые они закладываются, обычно имеют какой-то угол падения. Нет существенной разницы, с точки зрения буримости горных пород, между скважинами с большим зенитным углом и скважиной с зенитным углом 90 град. Совершенно неважно, какой эенитный угол имеет скважина: 88, 90 или 92 град. Однако зенитный угол участка с

Рисунок 7-1 Сравнение типов горизонтальных скважин. * Зависит от типа горных пород и бурового раствора.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 1

Общие положения

85

Раздел 7

Профили скважин

 

 

 

 

большим углом и горизонтального участка влияет на схему заканчивания и дальнейшие ремонтные работы.

Горизонтальные скважины характеризуются радиусом искривления криволинейного участка, по которому приходят к горизонтальному участку. На практике обычно выделяют три основных типа скважин (Таблица 7-1).

Тип скважины

Интенсивность

Радиус

Радиус

 

набора зенитного

искривления,

искривления,

 

угла

м

фут

Скважина с большим радиусом

2-60/30 м(100 фут)

900-290

3000-1000

искривления

 

 

 

Скважина со средним

7-350/30 м(100 фут)

290-50

1000-160

радиусом искривления

 

 

 

Скважина с малым радиусом

5-100/1 м(100 фут)

12-6

40-20

искривления

 

 

 

Таблица 7-1

 

 

 

Скважины с большим радиусом искривления

Горизонтальные скважины с большим радиусом искривления характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 2-6 град./30 м (100 фут.), который дает радиус искривления 900-290 м (30001000 фут.). Проводка скважины такого профиля осуществляется с помощью инструмента для обычного направленного бурения. Горизонтальные участки имеют длину до 2500 м (8000 фут.). Скважина с таким профилем хорошо подходит для тех случаев, когда для достижения заданной точки входа в пласт требуется большое горизонтальное отклонение.

Скважины со средним радиусом искривления

Горзонтальные скважины со средним радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла 7-35 град./30 м (100 фут.), радиусы искривления 50-300 м (160-1000 фут.) и горизонтальные участки длиной до 2500 м (8000 фут.). Эти скважины бурятся с помощью специальных гидравлических забойных двигателей и обычных элементов бурильных колонн. Компоновки с двойным перекосом рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 35 град./30 м (100 фут.). Горизонтальный участок бурят обычными компоновками, включая забойныи двигатель с регулируемым углом перекоса (SМА). Такой профиль скважины обычен для бурения на суше и многозабойного бурения.

На практике скважина считается скважиной со средним радиусом искривления, если компоновку низа бурильной колонны (ВНА) нельзя вращать после проходки участка набора зенитного угла со средним радиусом искривления. Максимальная интенсивность набора зенитного угла при бурении в начале криволинейного участка со средним радиусом искривления при бурении ограничена пределами на изгиб и кручение для бурильных труб по стандарту АНИ. Скважины малого диаметра с более гибкими трубами имеют 6олее высокие допустимые максимальные значения резких перегибов ствола (DLS).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

86

Глава 1

Общие положения

 

Раздел 7

Профили скважин

 

 

 

Скважины с малым радиусом искривления

Горизонтальные скважины с малыми радиусами искривления имеют интенсивность искривления набора зенитного угла 5-10 град./метр (1-1/2-3 град./фут.), которому соответствует радиус искривления 12,2-6,1 м (40-20 фут.). Длина горизонтального участка находится в диапазоне 60-275 м (200-900 фут.). Скважины с малыми радиусами искривления бурятся с помощью специального бурильного инструмента и по специальной технологии. Такой профиль находит наибольшее распространение при бурении дополнительных стволов из имеющихся скважин.

Скважины со сверхмалым радиусом искривления

Помимо вышеуказанных существует схема со сверхмалым радиусом искривления, по которой можно изменить направление скважины от вертикального до горизонтального по радиусу 0,3-0,6 м (1-2 фут.). При этом используется не система бурения в обычном смысле этого слова, а система специального назначения с высоконапорной гидромониторной промывкой, при которой формируется ствол диаметром 3,8-6,4 см (1,5- 2,5 дюйма) и длиной 30-61 м (100-200 фут.). Существует мнение, что эта технология экономически не выгодна.

Бурение скважин с большим радиусом искривления

Рисунок 7-2 Идеализированный профиль скважины с бельшим радиусом искривления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 1

 

 

Общие положения

 

87

Раздел 7

 

 

Профили скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На рис. 7-2 показан профиль скважины с большим радиусом искривления. Следует

отметить, что

скважина должна

изменить направление

от

вертикального

до

горизонтального

на глубине 300-900

м. (1000-3000 фут.)

по

вертикали.

Глубина

вертикального участка зависит от интенсивности набора

 

зенитного

угла

на

криволинейном участке и зенитного угла на участке стабилизации, входящих в

профиль

скважины. Участки стабилизации часто планируются в профилях скважин для того, чтобы обеспечить горизонтальное отклонение, необходимое для входа в пласт в заданной точке.

Они также позволяют попасть

в заданную точку в случае отклонения

фактической

интенсивности набора зенитного угла от проектной.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип скважины

 

Интенсивность набора

Радиус, м

 

Радиус, фут

 

 

зенитного угла

 

 

 

Скважина с большим радиусом

 

2-60/30 м (100 фут.)

900-290

 

3000-1000

искривленмия

 

 

 

 

 

Начальная интенсивность набора зенитного угла обычно менее 4 град./30 м (100 фут.) и задается для уменьшения крутящего момента и сил сопротивления при вращении и подъеме бурильной колонны. Зенитный угол скважины на участке стабилизации, если он входит в профиль скважины, находится в диапазоне 25-60 град. и зависит от горизонтального отклонения, необходимого для входа в пласт в заданной точке. Конечная интенсивность набора зенитного угла перед горизонтальным участком часто составляет 4- 6 град./30 м (100 фут.), но может быть выше, на уровне 8-10 град./30 м (100 фут.).

Скважины с большими радиусами искривления могут буриться набором компоновок для обычного нрправленного бурения. Начальное искривление скважин производится компоновками с забойными двигателями. Такие компоновки могут содержать обычный забойный двигатель с кривым переводником, но обычно включают забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SМА). Если SМА ислользуется для бурения участка набора зенитного угла, то его обычно применяют и для бурения участка стабилизации зенитного угла. Если вместо SМА для начального искривления скважины используют забойный двигатель с кривым переводником, участок стабилизации зенитного угла часто бурят роторной компоновкой (ВНА). После проходки участка стабилизации зенитного угла для набора зенитного угла перед горизонтальным участком используют компоновку, включающую забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SМА).

Горизонтальный участок обычно бурят забойным двигателем с регулируемым углом перекоса, рассчитанным на интенсивность резкого перегиба 2-3 /30 м (100 фут.) при ориентированном бурении (установка устройства в положение на бурение с изменением угла). Избегают применять компоновки с большими углами перекоса, чтобы свести к минимуму крутящий момент на роторе и нагрузку на крюк при подъеме и увеличить стойкость долота и межремонтный период забойного двигателя. Рейсы с роторными компоновками осуществлялись успешно в тех горизонтальных участках, где не требовалось управлять азимутом скважины. Вообще же используются компоновки, включающие забойный двигатель с регулируемым углом перекоса, так как они обеспечивают высокое качество управления зенитным углом и азимутом.

studfile.net

Оптимизация профилей скважин с большой протяженностью горизонтального участка - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Optimization of profiles of wells with great length of horizontal section

M. FATTAKHOV, I. AKHMETSHIN, «LUKOIL-Engineering» LLC’s subsidiary «KogalymNIPIneft» in Tyumen’

С каждым годом усложняется структура запасов существующих нефтяных месторождений, что требует применения новых технологически сложных решений. Одной из таких технологий является совмещение строительства скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) с проведением многозонного ГРП.

For the first time among Russian oil & gas-producing Cos in industrial scale «LUKOIL» JSC introduced technology of multi-zone hydraulic fracturing of layer in horizontal wells.

В работе представлены основные подходы при проектировании таких скважин для ОАО «ЛУКОЙЛ» в Западной Сибири.

ОАО «ЛУКОЙЛ» первой из российских нефтегазодобывающих компаний в промышленном масштабе внедрила технологию многозонного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах (МГРП в ГС). В 2011 г. на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» построено и введено в эксплуатацию порядка ста горизонтальных скважин с МГРП в ГС, технология переведена в промышленную категорию.

В ближайшей перспективе планируется строительство и проведение МГРП в ГС с протяженностью горизонтального участка 1500 м. Потенциальными объектами для внедрения данной технологии являются низкопроницаемые юрские объекты и Баженовская свита. Площадь распространения нефтеносных сланцев отложений Баженовской свиты и ее возрастных аналогов занимает более 40% территории ХМАО-Югры, извлекаемые ресурсы нефти в пластах Баженовской свиты в округе составляют более 3 млрд тонн [1]. На юрские объекты в Когалымском регионе строится порядка 60 – 65% скважин, в том числе ежегодно 80 – 100 ГС.

Опыт строительства скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) свидетельствует, что к таковым относят скважины, в которых отношение глубины забоя по вертикали к его смещению от устья составляет 1:2 и более – такое отношение принято использовать для определения сложности бурения скважин с БОВ [2]. В рассматриваемом нами случае скважины будут иметь соотношение в диапазоне от 1:2 до 1:3, что относит их к скважинам с БОВ и подразумевает наличие рисков при их строительстве. Основными проблемными моментами при строительстве этих скважин с применением традиционных буровых станков и КНБК нами определены (в порядке приоритетности):
  • обеспечение устойчивости и управляемости бурильной колонны;
  • дохождение нагрузки на долото при бурении;
  • обеспечение спуска эксплуатационной колонны (178 мм) и хвостовика (114 мм) до проектных глубин.
Для минимизации этих рисков нами предложено подобрать «энергосберегающий» профиль, позволяющий минимизировать суммарные потери на трение посредством подбора типа профиля, интенсивностей набора кривизны и длин участков стабилизации. Для простоты и наглядности расчетов приняты следующие условия и допущения:
  1. Профиль расположен в одной плоскости.
  2. Расчет выполнен для «потенциальных» юрских объектов (глубина по вертикали Hmaxзабоя на t1 2862 м и на t2 2865 м).
  3. Смещение A на начало горизонтального участка (t1) составляет 800 м, на окончание (t2) – 2300 м. Длина горизонтального участка 1500 м.
  4. Длина вертикального участка Hminверт от 350 м (из условия минизирования риска пересечения стволов в интервале кондуктора) до 1900 м (ниже глубины установки глубинного насосного оборудования).
  5. Минимальная интенсивность в интервале набора кривизны ?min = 0,7°/10 м (определяется из условия отсутствия «нырка» профиля «под себя» (рис. 1б):
    ?min = 57,3/Rкривизны*10м = 57,3/А*10 м = 57,3/800*10 м = 0,716 град/10 м.
  6. Максимальная интенсивность в интервале набора кривизны ?max = 4,0°/10 м (определяется из условия обеспечения проходимости 178 мм эксплуатационной колонны: максимально возможная интенсивность от 3,5 до 5,0°/10 м, в зависимости от типа резьбового соединения).
  7. Параметры бурового раствора: плотность 1080 кг/м3, коэффициент трения внутри обсадной колонны kтр. = 0,28, в интервале открытого ствола (горизонтального участка) kтр. = 0,35.
  8. Режим бурения под эксплуатационную колонну 178 мм: нагрузка на долото 10 тонн, вращение 60 мин-1. Режим бурения под хвостовик 114 мм: нагрузка на долото 3,5 тонн, вращение 60 мин-1.
  9. Используются стандартные буровой станок (грузоподъемность 200 тонн) и бурильные компоновки (№1: долото 220,7 мм + ВЗД + ЗТС + немагнитная УБТ 190,5 мм 10 м + СБТ 127 мм остальное; №2: долото 152,4 мм + ВЗД + ЗТС + СБТ 89 мм 540 м + УБТ 120,7 мм 25 м + СБТ 89 мм остальное).

Рис. 1. Расчетные профили ГС: а) пятиинтервальный; б) трехинтервальный (схема для определения минимальной интенсивности из условия отсутствия «нырка» профиля «под себя»)

Расчет осевых нагрузок был произведен для традиционно применяемых пяти- (варианты 1.1 - 1.8) и трехинтервального (варианты 2.1 - 2.3) профилей ГС (рис. 1). При этом в расчетах были взяты различные сочетания (максимальных и минимальных значений) исходных параметров профилей.

Из результатов расчета (табл. 1), во-первых, следуют выводы общего характера:
  1. С точки зрения обеспечения устойчивости (отсутствия изгиба) бурильной колонны наиболее предпочтительным является пятиинтервальный профиль ГС.
  2. При бурении под эксплуатационную колонну определяющим является обеспечение нагрузки на долото. Риск потери устойчивости (изгиб) бурильной колонны отсутствует (у пятиинтервального профиля ГС полностью).
  3. При бурении горизонтального участка определяющим является сохранение устойчивости (изгиб) бурильной колонны. При этом изменение нагрузки на долото, за счет варьирования параметрами профиля, будет незначительным (вес на крюке для вариантов «без винтового изгиба бурильной колонны» изменяется на ±0,7 тонн при добуривании забоя на Т2).

Табл. 1. Результаты расчетов осевых нагрузок для различных профилей ГС

Примечания: 1. Зеленым выделены лучшие показатели, оранжевым – близкие к лучшим, синим – наихудшие. 2. S – синусоидальный изгиб, Н – винтовой изгиб.

Во-вторых, применительно к условиям рассматриваемой задачи, наиболее предпочтительными являются профили ГС по вариантам 1.2, 1.4 и 1.6. Они не имеют наихудших и обладают по большинству показателей «положительными» значениями. Из их числа, с точки зрения экономических показателей, предпочтительным является вариант 1.4, как имеющий наименьшую протяженность транспортного ствола (при этом длина горизонтального участка у всех вариантов неизменна – 1500 м).

Для этого варианта профиля смоделирован процесс спуска 114 мм хвостовика с техническими средствами для проведения МГРП (фрак-порты, пакера), установленными через каждые 50 м (интервал между портами ГРП составляет 100 м). Из результатов расчетов следует, что хвостовик спускается до забоя и теряет устойчивость (изгибается) только при разгрузке башмака на забой в 2,5 тонн. Следовательно, проблем при спуске хвостовика из-за неточности выбора профиля не должно быть.

Рис. 2. Секционирование бурильной колонны

I – КНБК, управление траекторией бурения
II – легкие бурильные трубы увеличенного диаметра, передача сжимающих осевых нагрузок
III – толстостенные бурильные трубы, передача осевых сжимающих нагрузок в условиях изгиба
IV – толстостенные или обычные бурильные трубы, создание осевой нагрузки на долото
V – УБТ, создание осевой нагрузки на нижнюю часть бурильной колонны
VI – обычные бурильные трубы, растягивающие усилия

Технологическими решениями, позволяющими повысить эффективность бурения скважины с БОВ, являются подбор эффективных компоновок для бурения (рис. 2) и применение роторно-управляемых систем (РУС). Для снижения момента при бурении могут использоваться невращающиеся протекторы БТ и переводники типа роликоподшипников, размещаемых на участке набора угла, а часть из них – на участке стабилизации.

Табл. 2. Сведения по проходке и механическим скоростям при бурении горизонтальных участков стволов на Ватьеганском месторождении

Опыт использования РУС с долотом 142,9 мм при бурении под хвостовики на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» показывает (табл. 2), что в сравнении с традиционными способами бурения механическая скорость с РУС возрастает до трех раз. Кроме этого, при использовании РУС улучшается качество подготовленности ствола, что значимо при спуске хвостовиков большой протяженности.

На основе представленных в работе решений в настоящее время разрабатывается ПСД на строительство ГС с протяженностью горизонтального участка в 1500 м.
  1. Шестая Российско-Германская сырьевая конференция может пройти в Югре // сообщение Службы информации регионального информационного центра «Югра» от 13.04.2012 г. (http://www.informugra.ru/news/policy/shestaya-rossiysko-germanskaya-syrevaya-konferentsiya-mozhet-proyti-v-yugre).
  2. Майк Мимс, Тони Крепп, Харри Вильямс. Проектирование и ведение бурения для скважин с большим отклонением от вертикали и сложных скважин // К&М Текнолоджи Груп, ЛЛК: Хьюстон, Техас. 1999. 227 с.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Фаттахов М.М.

заместитель начальника отдела техники и технологии строительства скважин

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

Ахметшин И

burneft.ru


Смотрите также