Интенсификация добычи и бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола: Серия «Просто ТЭК»

08.10.2007
Источник: Группа ЭРТА
Автор: Группа ЭРТА
Дата публикации: 22.09.04
ERTA Group

В последние годы нефтегазовые компании России обеспечивают поддержание и наращивание объемов добычи в основном за счет интенсивной эксплуатации крупных и уже длительное время разрабатываемых месторождений. Соответственно, высокая обводненность извлекаемой продукции и резкое понижение пластового давления продуктивных горизонтов приводят к неуклонному снижению эффективности эксплуатационного фонда скважин на базовых для страны месторождениях.

Для восстановления производительности «старых» скважин применяются методы интенсификации притока. В последнее время эти методы все шире используются и в качестве способов заканчивания[1] новых, в том числе высокопроизводительных скважин. Большинство методов применимо и к нефтяным и к газовым скважинам с учетом разницы в динамике жидкости (нефти) и газа.

Одним из таких методов является бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола. Скважины, для которых предусматривается отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно- направленными.

Горизонтальное бурение (строго говоря — бурение скважины с горизонтальным участком) является частным случаем бурения наклонно направленной скважины. Такие скважины строятся, для того чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает газ и соответственно увеличить дебит.

Одновременно стало возможным извлекать в промышленных масштабах разрабатывать новые, считавшиеся ранее неэффективными, месторождения и извлекать углеводороды, считавшиеся ранее неизвлекаемыми, вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта.

Поскольку природного газа в РФ велась из высококачественных пластов сеномана с очень высокой проницаемостью, относительно большой толщиной и высокими притоками газа, газовые компании России до последнего времени практически не использовали в промышленных масштабах наклонное бурение в целях интенсификации добычи (хотя сейчас ситуация начинает изменяться). Поэтому дальнейшее изложение материала в основном базируется на зарубежном опыте и опыте интенсификации притока нефти российскими нефтяными компаниями.

Мировая история направленного бурения

Направленное бурение имеет свою историю. В 1930 году на Хантинтонгском пляже в Калифорнии буровой подрядчик предложил разбуривать нефтяное месторождение в океане буровой установкой, смонтированной на длинном, выступающем в океан пирсе. В то время это была обычная практика. Однако местные власти запретили такой метод разбуривания. Тогда неугомонный подрядчик смонтировал буровую установку на берегу в отдалении от пляжа и пробурил наклонную скважину под морское дно.

Этот бурильщик не изобрел наклонное бурение. Скважины отклоняли с 1895 года для таких целее как забуривание ствола в сторону для обхода оторванного бурового инструмента. Однако случай на Хантинтонгском пляже оказался первым зарегистрированным применением управляемого направленного бурения: в результате отклонения вдоль запланированного курса к подземной цели забой ствола оказался расположенным на заданном расстоянии по горизонтали от устья скважины. С тех пор длительное время термин наклонное бурение подразумевал, что кто-то кого-то обманул. В Восточном Техасе таким образом бурились скважины под запретные зоны.

Метод разработки месторождений системами горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов был впервые применен в России в середине прошлого столетия. Однако, начиная с 60-х годов российские нефтяники отдали предпочтение более «простым» методам повышения продуктивности нефтегазовых скважин. В первую очередь — площадному заводнению и физико-химическому воздействию на пласт. Что касается разработки газовых месторождений в России, то после начала массового освоения огромных месторождений сеноманского газа в Западной Сибири, то горизонтальное бурение на газ применялось в единичных случаях (кроме строительства подземных хранилищ газа) и начало получать некоторое распространение на Оренбургском газоконденсатном месторождении только после начала падения добычи на нем (там даже было создано специальное подразделение для выполнения работ по горизонтальному бурению).

Технология бурения

(ГС) со сверхмалым радиусом изгиба или разветвленная скважина имеет радиус изгиба 30-60 см (вариант а на схеме). Процесс бурения требует расширения ствола скважины (раздвижным расширителем) до диаметра как минимум 60 см на вертикальном участке 2-3 метра. Затем с помощью гидравлического размыва[2] сверлят скважину диаметром 4-5 см.

Малый радиус изгиба скважины (вариант b на схеме) составляет 6-12 метров, длина ствола скважины 60-200 метров. Первая врезка после первоначального вертикального бурения представляет собой окно размером 5-6 метров в вертикальной обсадной колонне. Невертикальный ствол скважины проходит сквозь окно. Для образования гибким воротником бура[3] кривизны малого радиуса перед выходом на горизонтальный участок используют скважинный отклонитель[4] и изогнутый буровой кондуктор[5].

Средний радиус изгиба горизонтальной скважины (вариант c на схеме) составляет 90-150 метров, и скважина имеет обычно горизонтальный участок до 450 метров. Такие скважины бурятся обычно забойными гидротурбинными двигателями[6] с использованием гибкой буровой колонны[7]. Уклон скважины проходят со скоростью 200 на 30 метров с помощью буров с «наращиванием», затем бурят горизонтальный участок, используя бур «с сохранением уклона».

stop025.jpg

Большой радиус изгиба горизонтальной скважины (вариант d на схеме) составляет 180-600 метров и создается обычным буровым инструментом. Сочетание бурового долота[8] с кривым переводником и забойным гидротурбинным двигателем применяется для бурения горизонтальных участков, которые могут превышать 1200 метров.

Для отклонения скважины от вертикали также создают условия частичной или полной невесомости трубной колонны путем регулирования удельных весов комплектующих ее изделий, вмещающей их буровой гидросреды либо того и другого.

Горизонтально бурение можно производить как для интенсификации старых скважин, так и при первичном бурении.

Достижения технологии горизонтального бурения сделали возможным разбуривание шельфовых месторождений нефти и газа с берега, без строительства дорогостоящих морских оснований и платформ. Вместе с тем, необходимыми техническими и технологическими элементами такого бурения являются верхний привод, относительно высокие расходы бурового раствора, алюминиевые бурильные трубы, системы измерений в процессе бурения (применяются специальные телеметрические системы), алмазные и поликристаллические долота, гидравлические забойные двигатели объемного типа с долговечностью 150-300 часов и турбобуры. На участках стабилизации направления скважины бурильная колонна постоянно вращается ротором с частотой 10-20 об/мин, поэтому непременной принадлежностью такого бурения почти всегда являются специальные стабилизаторы и гидравлические толкатели.

Основной тенденцией при бурении горизонтальных скважин в настоящее время является комбинирование профилей с большим и средним радиусом участка искривления в целях наилучшего дренажа коллектора.

Только в США сегодня ежегодно строят до 1000-1500 горизонтальных скважин в год и в ближайшее время могут вообще отказаться от строительства вертикальных скважин в эксплуатационном бурении.

Опыт в России

Появление наклонного бурения относится к 1894, когда С.Г.Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска.

Наклонно-направленное бурение на углеводороды впервые осуществлено в СССР на Грозненских нефтепромыслах (1934). В 1972 в СССР наклонно-направленным бурением сооружено около 25% общего метража скважин на нефть.

Вступление в завершающую стадию разработки основных месторождений Татарстана заставило прибегнуть к горизонтальному бурению. На валанжинских залежах Уренгойского газоконденсатного месторождения горизонтальная скважина длиной 50 м позволила увеличить дебит вдвое. На Ямбургском месторождении (сеноман) достигнут четырехкратный рост дебита. До восьми раз увеличилась производительность низкодебитных скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения.

Наклонные скважины с большим отклонением от вертикали бурились на рифовых месторождениях Башкирии, где эффект от увеличения длинны интервала притока дополнялся разбуриванием нескольких направлений в продуктивных отложениях из одного вертикального ствола.

По рекомендациям ВНИИГАЗ активно используется бурение горизонтальных скважин на подземных хранилищах газа ОАО «Газпром». активно использует технологию при бурении разведочных скважин. Общее количество горизонтальных скважин в обществах и организациях Газпрома в 2002 году достигло 214 единиц.

Программа разбуривания Восточно-Таркосалинского месторождения предусматривает разбуривание 7 горизонтальных скважин. Первая такая скважина введена в эксплуатацию в ноябре 2003 года. Горизонтальный участок — 150 метров.

На Юрхаровском газоконденсатном месторождении (разрабатывается группой компаний НОВАТЭК) предполагается бурение скважины с отклонением от забоя более, чем на 5 км (конкурс на выполнение работ выиграла немецкая сервисная компания).

Все газоконденсатное месторождение в Иркутской области предполагается разбуривать скважинами с горизонтальными участками (с относительно небольшими отклонениями от забоя — около 500м).

Необходимо отметить, что бурение горизонтальных скважин требует не только качественного бурового оборудования и квалификации буровой бригады, но и четкого понимания структуры месторождения и отдельных пластов (сейчас это обычно достигается построением качественной трехмерной модели пласта). Такую модель можно создать на современном технологическом уровне геологоразведки с применением 3D-сейсмики. Не все российские нефтегазовые и сервисные компании обладают подобными технологиями. В результате бывали и случаи, когда «промахивались» при бурении горизонтального участка (выходили из продуктивного пласта, попадали «в воду», при бурении на нефть выходили в газоконденсатную залежь и т.д.).

К настоящему времени в России построено более 1300 нефтяных горизонтальных скважин (ГС) со средней протяженностью более 2,6 млн. м. При этом лидерами в области горизонтального бурения в стране остаются: «Сургутнефтегаз», ежегодно вводящий в эксплуатацию около 100 ГС, «ЮКОС» — 39 ГС, «Башнефть» — 20 ГС, «» — 16 ГС, «» — 10 ГС.

Заключение

В общем случае, несмотря на высокую, по сравнению с вертикальным бурением, стоимость конкретной горизонтальной скважины, системное применение метода позволяет существенно повысить рентабельность капитальных вложений добывающих предприятий. В первую очередь за счет оптимизации и укрупнения сетки (в разы) эксплуатационных скважин (т.е. для разбуривания месторождения нужно меньше скважин с горизонтальным участком, чем вертикальных скважин), существенного увеличения периода «не заводненной» эксплуатации (горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации), снижения депрессии на пласт, введения в эффективную промышленную эксплуатацию забалансовых запасов, сокращения простаивающего фонда скважин, низкозатратного и экологически безопасного освоения шельфовых месторождений и месторождений, разведанных в природоохранных зонах.

С горизонтальными скважинами связаны некоторые специфические осложнения. Контакт более значительной части пласта с буровым раствором в течение длительного времени может привести к повреждению пласта, которое в горизонтальных скважинах будет выражено в большей степени чем в вертикальных.

Кроме того, стоимость горизонтального бурения выше стоимости вертикального бурения в 1,5-2,5 раза. Оценить эффективность горизонтального бурения в общем случае затруднительно, поскольку как стоимость, так и получаемый результат существенно зависят от геологических условий, разведанности района бурения, качества используемого оборудования, эффективности разработанного проекта и квалификации привлекаемого персонала.

Чрезвычайно важно прогнозировать результаты бурения скважин с горизонтальным окончанием ствола не только с точки зрения процесса бурения, но и в увязке с остальным проектом разработки месторождения. Необходимо учитывать воздействие такой скважины как на газовую залежь, так и на существующую инфраструктуру месторождения (систему сбора, подготовки и транспорта углеводородов). Известны случаи, когда в результате выполнения работ по интенсификации добычи на уже разрабатываемом месторождении и запуске одной высокодебитной горизонтальной скважины (из куста) происходило фактическое «запирание» работы систем сбора газа с остальных скважин куста и остановка добычи из них.

Среди недостатков технологии направленного бурения можно также отметить низкую надежность существующих компоновок низа бурильной колонны (в настоящее время применяют три основные компоновки: маятниковые жесткие и опорные).

Однако, существуют объективные предпосылки для широкого внедрения горизонтального бурения на нефтегазовых промыслах России уже в краткосрочной перспективе. Так, в соответствии с прогнозом Центральной комиссии по разработке месторождений нефти и газа, в период до 2015 года за счет использования горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в целом по стране будет добыто около 300 млн. тонн нефти, что составляет более 20% от суммарных объемов дополнительной добычи.

Технологии интенсификации добычи активно применяют сегодня все без исключения российские нефтяные компании. Принято считать, что в отношении разработки запасов российские добывающие компании разделились, как минимум, на два лагеря. Одни официально проводят политику максимального извлечения запасов, тогда как другие форсируют отбор запасов.

Противники форсированного отбора запасов подвергают «ЮКОС» и «Сибнефть» жесткой критике за выборочный отбор запасов, который, по мнению первых, ведет к уменьшению КИН и консервации в недрах значительного количества ресурсов.

Сторонники интенсивной добычи считают критерием эффективности добычи коэффициент извлечения запасов. При этом, по их мнению, скорость извлечения является лишь позитивом с точки зрения экологии — чем старее месторождение, тем оно опаснее.

Помимо бурения горизонтальных окончаний ствола скважины, среди методов интенсификации добычи углеводородов используют:

· Селективная обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

· Гидроразрыв пласта (ГРП)

· Реперфорация

· Вскрытие продуктивного пласта на депрессии

К наиболее действенным методам интенсификации притока относят кислотную обработку и гидроразрыв пласта.

Кислотная обработка — это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы. Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов.

Гидравлический разрыв пласта — это метод образования новых трещин или расширение некоторых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость трещины наполняют закрепляющим агентом, например кварцевым песком.

Приложение № 1

В приложениях приведены отдельные инновационные технологии, используемые при бурении скважин с горизонтальным окончанием ствола.

Технология бурения многозабойной скважины

Под многоствольным бурением понимается бурение ряда ответвлений от горизонтальной или наклонной скважины в целях увеличения зоны дренажа.

Сервисными компаниями разработан целый ряд систем по бурению ответвлений и присоединения их обсадных колонн к главной скважине. Такие системы изготавливаются из стандартных труб. В колонне вырезается окно, в котором устанавливается подвижная заслонка. Секция обсадной трубы с окном заворачивается в композитный материал, обеспечивающий герметичность обсадной колонны.

Композитный материал легко разбуривается, позволяя без затруднений входить в породу, исключая проблемы, связанные с фрезерованием обсадной колонны. Может быть установлено любое количество окон, что позволяет обеспечить полный контроль системы отбора пластовой жидкости.

Система позволяет производить установку и ориентирование отклонителя и доступ в боковые стволы или в участок главной скважины, расположенный ниже. Ориентирование окон относительно друг друга осуществляется с помощью спрямляющего переводника при установке главной обсадной колонны. Для определения взаимного ориентирования окон перед началом установки системы проводится каротаж.

Каждый боковой ствол может быть закончен с применением хвостовика или оставлен открытым. Восстановимое отклоняющее приспособление может быть установлено в любой секции обсадных труб, имеющей окно, давая возможность бурить боковые ответвления в любой последовательности, с последующим использованием в течение времени эксплуатации скважины.

После спуска обсадной колонны и установки отклоняющего приспособления в выбранной секции, имеющей окно, используется компоновка направленного бурения для разбуривания композитного материала и зарезки бокового ствола. Хвостовик, спускаемый в боковой ствол (обычно диаметром 88,9 мм), механически присоединяется к основной обсадной колонне. Это присоединение обеспечивает доступ в боковой ствол, при этом внутренний диаметр обсадной колонны основного ствола не изменяется.

Механизм подвижной заслонки используется для жесткого присоединения подвесной муфты хвостовика к главной обсадной колонне. Существующая в настоящее время конструкция системы использует отклоняющее приспособление, обеспечивающее доступ в боковые ответвления в течение всей жизни скважины. Однако в ближайшем будущем предусматривается обеспечить доступ в ответвления путем использования специального переводника в составе компоновки для ремонта скважин, возможно и для случая непрерывной НКТ.

Вскрытие на депрессии

Традиционная технология вскрытия продуктивного пласта основана на репрессии, то есть более высоком давлении промывочной жидкости по сравнению с давлением в пласте. Опыт строительства скважин по данной технологии показал, что большие перепады давления между скважиной и пластом приводят к интенсивной фильтрации промывочной жидкости в и, как следствие, загрязнению пласта. При горизонтальном бурении значительно увеличивается время воздействия промывочной жидкости на пласт по сравнению с вертикальным или наклонным, что еще больше увеличивает загрязнение пласта и снижает технико-экономические показатели.

В настоящее время в мире и России интенсивно развиваются технологии бурения, позволяющие сохранить коллекторские свойства пласта. К ним относятся бурение в условиях гидродинамического равновесия на забое скважины и бурение на депрессии (при давлении промывочной жидкости меньшем пластового давления). Данные технологии позволяют значительно увеличивать дебит скважин (в 3-4 раза) и нефтеотдачу пластов. Срок окупаемости затрат на бурение при этом сокращается почти в 3 раза по сравнению с традиционной технологией бурения.

Самым эффективным считается метод закачки газа в глинистый раствор от близлежащей работающей скважины. Однако это удается далеко не всегда. Еще одним методом является спуск дополнительной колонны на глубину 400-600 метров и закачка в нее газа, который попадает в колонну кондуктора через перфорированную нижнюю трубу. Существует несколько способов и конструкций, которые дают возможность использовать для этих целей низконапорные .

Практически все ведущие фирмы мира подготовлены к такому бурению, но наибольшее распространение бурение на депрессии получило в Северной Америке, где в некоторых районах оно превратилось в доминирующую систему. Необходимыми элементами такой технологии являются вращающийся превентор, газораспределительная штуцерная батарея, система импульсного слежения за возможностью газового выброса и верхний привод буровой установки. Все скважины оснащены телеметрическими системами измерений. Для реализации технологии бурения на депрессии используются непрерывные насосно-компрессорные трубы (НКТ), как наиболее безопасные и экономичные. Хотя данная технология может применяться и при использовании обычных бурильных труб.

Главным сдерживающим фактором применения этой технологии является большой риск потери горизонтальной скважины вследствие открытого нефте- или газового выброса. Дело в том, что в отличие от вертикального бурения с небольшим интервалом бурения при депрессии на пласт, при строительстве горизонтального ствола, он велик. И каждый спуск-подъем бурильной колонны приводит к нарушению герметичности системы «скважина — бурильная колонна». Решение данной проблемы заключается в бурении с гибкой непрерывной бурильной трубой (технология колтюбинга), благодаря которой бурильная колона остается герметичной на всех стадиях бурения.

Отдельное направление — оборудование, предназначенное для селективной обработки призабойной зоны, спускаемое через лифт НКТ. Это, как правило, сдвоенные надувные системы (пакер-пакер или пакер-мостовая пробка) спускаемые на гибких НКТ, кабеле, а также обычных НКТ малого размера. Несомненное преимущество данных систем заключается в возможности селективной обработки продуктивных интервалов в обсаженных и необсаженных стволах без подъема НКТ, внутрискважинного оборудования и глушения скважины.

Колтюбинговые технологии базируются на использовании длинномерных (до 3000-5000 м) безмуфтовых гибких (обычно стальных) труб, наматываемых на барабан и многократно спускаемых в скважину, позволяют удешевить ремонтно-восстановительные работы, а также решать некоторые задачи, которые невозможно решить при применении колонны составных труб.

Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивно развивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин.

Комплекс оборудования, внутрискважинного инструмента и КИП для бурения скважин с использованием колтюбинга существенно отличается от традиционного принятого. Существуют два класса мобильных колтюбинговых установок, применяемых для бурения и заканчивания скважин: традиционные и так называемые гибридные.

Традиционная колтюбинговая установка, представляет собой комплексную установку, смонтированную на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости. Она включает барабан с гибкой трубой, механизм подачи трубы (инжектор), направляющую трубу («гусак») с изменяющимся радиусом для подачи труб в инжектор, кабину оператора с панелью управления и автономный силовой блок для обеспечения энергией барабана, инжектора и органов управления поста оператора. В состав комплекса входит: устьевое сборное основание под инжектор с самоподъемной вышкой, комплект устьевого противовыбросового оборудования с шлюз-лубрикатором. Вышка и шлюз-лубрикатор предназначены для проведения работ по спуску и подъему компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в скважину под давлением.

Гибридная установка предусматривает возможность объединения буровых работ с применением бурильных труб с резьбовыми соединениями с преимуществами использования длинномерной безмуфтовой гибкой трубы. Такие установки представляют собой комбинацию обычной буровой вышки и установки с гибкими трубами.

Гибкая труба при горизонтальном бурении обеспечивает:

· минимизацию загрязнения продуктивного пласта за счет минимального или отрицательного противодавления на пласт;

· улучшение технико-экономических показателей бурения за счет увеличения скоростей спуско-подъемных операций и скорости проходки;

· сведение к минимуму вероятности аварийных ситуаций и загрязнения окружающей среды за счет непрерывной промывки скважины на любой стадии процесса бурения и спуско-подъемных операций с бурильной колонной;

· высокоточный постоянный контроль и управление процессом бурения в режиме реального времени за счет телеметрической системы с кабельной линией связи внутри гибкой бурильной колонны.

Роторное бурение

Расширение применения горизонтального бурения выявило существенные недостатки технологии направленного бурения забойным двигателем-отклонителем. Так, в случае бурения протяженных горизонтальных интервалов при неподвижной бурильной колонне трудно обеспечить оптимальную нагрузку на долото. С увеличением глубины скважины существенно снижается точность ориентирования двигателя-отклонителя путем поворота бурильной колонны ротором, а начиная с некоторой глубины эффективное управление отклонителем вообще невозможно. Неподвижность бурильной колонны затрудняет также очистку ствола скважины; кроме этого имеется и ряд других недостатков.

Недостатки управляемых систем бурения с гидравлическими забойными двигателями могут быть значительно сокращены при применении управляемых систем роторного бурения, в которых долото движется по заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны.

Системы компаний Camco и Baker Hughes INTED используют механизмы автоматической ориентации и управляют траекторией скважины путем приложения бокового усилия к долоту. В системе BHI расширяющийся, не вращающийся стабилизатор обеспечивает статическое боковое усилие, приложенное к стенке скважины, что вызывает противодействующее усилие, приложенное к стабилизатору и долоту. Интенсивность искривления скважины определяется соотношением объемов бокового резания и бурения в прямом направлении. В обеих системах на уровне долота ось вращения долота всегда расположена под углом по отношению к оси скважины. Величина этого угла определяется геометрией инструмента и радиусом кривизны скважины.

Полностью автоматизированные системы были впервые применены на очень дорогостоящих скважинах с большим отклонением забоя от устья, на которых они обеспечили возможность решения задач, недоступных для существующих систем с забойными двигателями. Рекордной является скважина, пробуренная компанией British Petroleum с южного берега Великобритании. При вертикальной глубине скважины около 1500 метров смещение ее забоя составило 10100 метров. Скважина бурилась с использованием систем управляемого роторного бурения компании Camco и непрерывного контроля величины гидростатического давления в скважине.

Не отрицая важность и полезность, а также успехи в области технологии управляемого бурения, следует отметить, что в настоящее время и в обозримом будущем при строительстве подавляющего числа наклонных и горизонтальных скважин в нашей стране будет использоваться традиционная технология направленного бурения. На сегодняшний день, зарубежные системы роторного бурения, как правило, имеют сложную конструкцию, низкую надежность и нуждаются в постоянном контроле за положением корпуса отклонителя в процессе бурения. Отечественные отклонители для роторного бурения существуют пока только на уровне изобретений и экспериментальных образцов.

Бурение с креплением

Большими потенциальными возможностями обладают принципиально новые технологии строительства скважин, использующие различные физические процессы воздействия на горную породу. Одной из них является технология бурения с одновременным креплением ствола скважины путем его оплавления. Сущность технологии заключается в том, что после одного или нескольких рейсов долота в зависимости от конкретных условий разбуривания интервала в скважину спускается специальный снаряд, представляющий собой высокотемпературный генератор тепла (ВГТ), работающий от электроэнергии.

В процессе подъема ВГТ на поверхность он оплавляет стенки ствола скважины с их последующей ситаллизацией при остывании. В результате, на стенке скважины образуется прочный, практически непроницаемый петроситалловый слой, и дальнейшее углубление скважины происходит из уже закрепленного (временно обсаженного) ствола того же диаметра.

Правильность формы ствола достигается вращением компоновки с ВГТ ротором с частотой порядка 20-40 об/мин. Полигонные испытания показали, что практически все категории горных пород эффективно оплавляются данным способом при температурах 900-14000С при потребляемой ВГТ мощности от 20 кВт до 60 кВт в зависимости от диаметра ВГТ, свойств горных пород и других условий.

Возможности бурения с оплавленным креплением:

· упрощение конструкции скважин, переход на одно- или двухколонную конструкцию скважин в зависимости от условий бурения и глубины;

· исключение основных видов осложнений в процессе бурения;

· сокращение типоразмеров всех буровых инструментов, в первую очередь большого диаметра; сокращение требований к грузоподъемности БУ при бурении глубоких скважин;

· кардинальное решение экологических проблем вследствие многократного снижения загрязняющего воздействия буровых растворов на пласты.



[1] Этап строительства скважины, начинающийся с подготовки к первичному вскрытию продуктивного пласта и заканчивающегося работами по вызову притока пластового флюида из пласта.[2] Способ разбуривания, использующий направленную энергию бурового раствора

[3] Часть утяжеленной бурильной трубы непосредственно над бурильным долотом, выполняющая функцию поддержания давления на долото и бурильную колонну.

[4] Клинообразный инструмент, укладываемый на дно скважины, заставляющий долото и буровую трубу отклоняться от первоначального направления при возобновлении бурения

[5] Обсадная колонна, устанавливаемая сразу за направляющей трубой. Защищает пресноводные пласты от загрязнения газом. Высота кондуктора обычно не превышает 600 м.

[6] Двигатель установленный непосредственно над буровым долотом у забоя буримой скважины и приводимый в действие нагнетаемым потоком бурового раствора.

[7] Стальные трубы (каждая длиной около 10 м), свинченные между собой так, чтобы образовать соединение бурового долото с буровым станком. Служит также как проводник бурового раствора, также называется буровой трубой.

[8] Основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы на забое скважины в процессе её проходки.

Теги: , , , , , , , , , , , , , , , , , , , |Рубрики: Обзоры и исследования | Комментарии к записи Интенсификация добычи и бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола: Серия «Просто ТЭК» отключены

Комментарии закрыты