Бурение горизонтальных стволов скважин, как метод повышения нефтеотдачи

    Выполнение  планов по добыче нефти и газа зависит  как от своевременного ввода в  эксплуатацию добывающих скважин, так  и в еще большей степени  от бесперебойной работы всего фонда  скважин при максимально возможных отборах из пластов углеводородного сырья.

    В связи с увеличением бездействующего фонда скважин из-за длительной эксплуатации и невозможности ликвидации аварий в призабойной зоне скважин, ряд нефтегазодобывающих управлений приступили к активному внедрению технологии зарезки второго ствола, являющейся одним из эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

    В настоящее время бурение боковых  стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением  отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

    Преимущества  боковых стволов.

    Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство  новых скважин.

    Траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов. Легче осуществить привязку ствола скважины к геологическому разрезу, так как новый ствол проходит недалеко от старого ствола, в котором уже проведен комплекс ГИС.

    Улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную  мощность для размещения в них  горизонтальных стволов, то очень эффективной  стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу  пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

    Использовать  буровые растворы, максимально сохраняющие  коллекторские свойства пласта, так  как основная часть ствола скважины уже обсажена эксплуатационной колонной и вышележащие пласты не оказывают  никакого влияния на состояние в новом открытом стволе (при бурении боковых стволов используется биополимерный солевой раствор с малым содержанием твердой фазы).

    Технология  заканчивания позволяет с наименьшими  репрессиями на пласт провести цементирование хвостовика.

    Возможность доразведки существующих пластов и нижележащих.

    Уточнения геологического строения залежей.

    Не  требуется обустройства участка (дороги, электроэнергии, строительства трубопроводов, кустовое основание).

    Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов с горизонтальным входом в пласт позволяет отбирать углеводороды из коллекторов малой толщины ранее не охваченных разработкой.

      При наличии газовой шапки  или подстилающей воды (или того  и другого вместе) горизонтальные  скважины дают значительный прирост извлекаемых запасов.

    Небольшие локальные залежи нефти могут  быть вскрыты скважинами с большими отходами от вертикали, в том числе  и многоствольными.

      Бурением бокового ствола можно  восстановить работу скважин,  находящихся в бездействи из-за  аварий, связанных с полетами насосного оборудования, где ловильные работы не дали положительных результатов (ранее такие скважины шли на ликвидацию по техническим причинам).

3.5  Опыт и проблемы строительства горизонтальных стволов скважин в ОАО “Сургутнефтегаз”

    Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных стволов скважин является приоритетным направлением в нефтегазодобывающей отрасли. При вовлечении в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, заключенных в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах, приуроченных к водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей, залежам с высоковязкой нефтью, тупиковым, периферийным и застойным зонам, линзовидным прослоям различной конфигурации и др.

    На  базе имеющихся теоретических исследований и накопленного практического опыта строительства боковых горизонтальных стволов на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” установлены основные объекты применения:

  - маломощные пласты (толщина 5-10м)  низкой или неравномерной проницаемости;

  - объекты с подошвенной водой  и газом в кровельной части  для борьбы с конусообразованием.

    Опыт  бурения первых БГС показал, что  основными направлениями совершенствования технологии их строительства являются:

  - обеспечение конструкции скважин;

  - вскрытие продуктивного пласта  с использованием качественных  буровых растворов, не ухудшающих  коллекторские свойства пласта;

  - оптимизация длины горизонтального  участка;

  - совершенствование компоновок низа  бурильной колонны с целью  обеспечения проектного профиля скважины и заданной интенсивности искривления.

    На  основании анализа пробуренных  скважин специалистами ОАО “Сургутнефтегаз” совместно с НПО “Буровая техника”, СургутНИПИнефть при участии специалистов РосНИПИнефти в 1993-1995гг. разработаны технология цементирования и компановка низа эксплуатационной колонны, позволяющие эффективно заканчивать горизонтальные скважины при замене бурового раствора в горизонтальной части ствола кислотной средой для улучшения коллекторских свойств пласта.

    Основными особенностями профилей боковых горизонтальных стволов скважин в ОАО “Сургутнефтегаз” является их пространственное искривление, жесткие требования по коридору допуска при бурении (±1м по вертикали) горизонтального участка, а также попадание в заданный круг допуска при смещениях, достигающих до 1000м с целью недопущения нарушений сетки скважин, до выхода на горизонтальный участок.

    Статический материал, полученный в результате анализа имеющегося фонда боковых  горизонтальных стволов скважин  на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз”, позволил сформулировать требования к бурению БГС, включающие поправки естественного искривления для данного региона или при проектировании строительства: условно вертикальным участком считается интервал с зенитным углом до 5^°; участком стабилизации - с интенсивностью искривления до 0.3^°/10м; горизонтальным участком с темпом  углубления до 0.2м/10м (табл. 3.5.1.):

    Для успешной реализации проектного профиля  набор параметров кривизны проводится в среднем с глубины 1310м с  интенсивностями искривления (табл.3.5.1.). Заданные параметры интенсивностей искривления достигаются изменением угла перекоса на ГЗД от 1.25 до 2.75^°.

       С целью обеспечения безаварийного  строительства горизонтальных скважин  принципиальное значение приобретают  специфические технологические процессы, такие как:

  - периодическая промывка и очистка  от шлама ствола скважины в  процессе бурения горизонтального  участка;

  - периодическая проработка ствола скважины после проведения геофизических работ компоновками, включающими калибрующие элементы;

  - проработка и шаблонировка ствола  скважины после бурения каждого  квадрата;

  - подготовка скважины к спуску  эксплуатационной колонны.

    Это технологический процесс является наиболее важным и сложным во всем цикле строительства горизонтальных скважин, так как конструкция  эксплуатационной колонны, включающая фильтр типа ФГС-146/6000, пакер манжетного цементирования и 25-40 жестких центраторов, достаточно сложная и жесткая.

    Все перечисленные процессы обобщены на основании опыта бурения и  документально регламентированы в ОАО “Сургутнефтегаз”.

    При сложившихся ценах по телеметрическому сопровождению горизонтальных стволов скважин на сервисной основе обеспечение ежегодных объемов бурения 60-65 горизонтальных скважин экономически целесообразно проводить собственными силами. В связи с этим с целью сокращения затрат на бурение горизонтальных стволов скважин ОАО “Сургутнефтегаз” в 1996г. приняло решение о закупке пяти телеметрических систем типа DWD 650 фирмы “Sperry-Sun” с лабораториями по их ремонту и создании центра по бурению горизонтальных скважин при Сургутском УБР-1.

    Для оперативного управления и контроля за процессом строительства боковых горизонтальных стволов скважин а ОАО “Сургутнефтегаз” ведутся работы по созданию модемной связи между станциями управления телесистемами на буровой и с задействованными в строительстве горизонтальных скважин подразделениями: трестом “СНГФ”, УБР, НГДУ, ОАО “Сургутнефтегаз”.

    Одновременно  для повышения эффективности  строительства горизонтальных стволов скважин велась работа по снижению металлоемкости за счет упрощения их конструкции.

    Несмотря  на достигнутые успехи при строительстве  боковых горизонтальных стволов скважин, остаются следующие нерешенные проблемы:

  - оптимизация длины горизонтального  участка в зависимости от конкретных  геолого- технических условий;

  - сложные методика и технология  более точной привязки точки  входа в продуктивный пласт;

  - определение проходимости эксплуатационной колонны в горизонтальном стволе, исходя из фактических интенсивностей искривления и наличия большого числа центраторов;

  - разработка технологии селективной  изоляции отдельных участков  горизонтального ствола.

    Все это требует проведения специальных исследований и применения самых современных технических средств.

      Зарезка боковых стволов является одной  из самых эффективных технологий, которая позволяет:

• добиться снижения темпов естественного падения добычи нефти на старых месторождениях и существенного увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов.
• бурение боковых стволов из эксплуатационных колон  позволяет  реанимировать старые, аварийные  скважины и даже целые залежи.
• также эта технология позволяет формировать наиболее  рациональные  схемы разработки.
• горизонтальное бурение позволяет перевести вертикальные или обычные наклонные скважины в разряд  горизонтальных или даже разветвленно-горизонтальные.
• работа боковых стволов в большинстве случаев оказывает  положительное влияние на работу окружающих скважин.
• бурение боковых стволов позволило перевести скважины с добычи нефти  штанговыми насосами на электроцентробежные, что позволило значительно увеличить межремонтный период.

 

 

4. Охрана труда и противопожарные мероприятия 

4.1 Охрана труда

      При выполнении каждого вида работ на объектах нефтегазодобывающих предприятий существуют потенциально опасные и вредные производственные факторы, которые можно подразделить на физические, химические, биологческие и психофизиологические.

      К группе физических опасных и вредных производственны факторов следует отнести попадания конечностей во вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов; опасность падения с высоты при обслуживании агрегатов, поднятых над уровнем земли; загазованность воздуха рабочей зоны выхлопными газами, и т. д.

      К группе биологических опасных и вредных факторов можно отнести гнус, комаров, ядовитых змей и других представителей фауны Западной Сибири, так или иначе могущих нанести вред человеку.