Астосування скерованих свердловин при освоєнні нафтогазових покладів

Буріння похилонаправлених свердловин ведеться у таких випадках:

1. При необхідності пробурити свердловину під дно моря, озера, річки, каналу, а також під яри і гори;

2. Коли буріння ведеться з намивних дамб, естакад, плавучих бурових установок, на болотистих і густо лісистих площах, а також площах, зайнятих заповідниками;

3. З метою збереження орних земель і лісових угідь;

4. При бурінні під промислові об’єкти та населені пункти;

5. При бурінні свердловин, які закінчуються декількома вибоями;

6. При розкритті продуктивних пластів, що залягають під тектонічно порушеними ділянками земної кори;

7. При забурюванні нового ствола внаслідок неліквідованої аварії в свердловині;

8. При гасінні палаючих фонтанів та ліквідації відкритих викидів.

Незалежно від способу буріння технологія проведення похилих свердловин основана на використанні геологічних умов, які сприяють викривленню свердловини та на застосуванні спеціальних відхилюючих пристроїв.

Першим шляхом при бурінні скерованих свердловин є штучне викривлення ствола за визначеним планом з доведенням вибою до заданої точки. Штучне викривлення свердловин поділяють на похилоскероване, горизонтальне, багатовибійне та кущове або багатоствольне.

Штучне викривлення свердловин можна здійснювати будь-яким способом буріння (роторним, з використанням турбобурів, гвинтових вибійних двигунів, електробурів). За кордоном відхилення ствола від вертикалі здійснюють з допомогою вибійних двигунів. Зокрема, в США та Європі використовують, в основному, гвинтові вибійні двигуни, в Україні і Росії – гвинтові вибійні двигуни. У даний час відхилення свердловин виконується:

1. Використанням закономірностей природного викривлення на даному родовищі. У цьому випадку буріння проектують та здійснюють на основі типових профілів, побудованих за фактичними даними природного викривлення. Вадою даного способу є здорожчання вартості свердловини внаслідок збільшення об’єму буріння.

2. Управління відхиленням свердловин за допомогою різних компоновок бурильного інструменту. У цьому випадку, змінюючи режим буріння та застосовуючи різні компоновки низу бурильної колони, можна з відомим наближенням, керувати направленням ствола свердловини. Цей спосіб дозволяє бурити свердловини у заданому напрямку не удаючись до спеціальних відхилювачів, проте значно обмежує можливості форсованих режимів буріння.

3. Направлене відхилення свердловин, яке ґрунтується на застосуванні штучних відхилювачів (кривих перехідників, шарнірних та клиновидних відхилювачів, а також різних відхилювачів та спеціальних пристроїв). Перелічені відхилюючі приспосіблення використовують у залежності від конкретних техніко-технологічних та геологічних умов родовища.

1 – буріння з морської основи; 2 – розбурювання морського нафтового родовища з берега; 3 – відхилення ствола свердловини від скидової зони (зони розриву) у напрямку до нафтоносної ділянки; 4 – буріння скерованої свердловини, вибій якої розташований під ділянкою, неприступною для установлення бурової; 5 – буріння на нафтоносні пласти моноклінального типу; 6 – буріння допоміжної похилоскерованої свердловини для ліквідації пожежі або відкритого фонтану; 7 – відхід в бік при неліквідованій аварії; 8 – буріння скерованих свердловин у районі залягання соляного купола; Н – нафта; Г – газ; С – сіль; В – вода

Рис. 9.8 – Приклади застосування скерованого буріння свердловин

Горизонтальне буріння застосовують для збільшення нафто- і газовіддачі продуктивних горизонтів при первинному освоєнні родовищ з поганими колекторами та при відновленні малодебітного і недіючого фонду свердловин.

Основна мета буріння горизонтальної свердловини – перетин продуктивного пласта у поздовжньому напрямі. При цьому довжина завершальної ділянки свердловини, розміщеної у продуктивному пласті, може перевищувати 1000 м.

Кущове буріння – це спорудження, в основному, похилоскерованих свердловин, устя яких групуються на близькій віддалі одне від одного із загального обмеженого майданчика, а вибої розкривають продуктивний горизонт у заданих точках у відповідності до сітки розробки родовища.

При багатовибійному способі із основного ствола свердловини проводять один або декілька додаткових стволів, які замінюють собою свердловини, які могли бути пробурені для цієї мети безпосередньо із земної поверхні. Таким чином, у цьому випадку основний ствол використовують багаторазово, а тому значно скорочується об’єм буріння у верхніх непродуктивних горизонтах. При багато вибійному бурінні нафтових і газових свердловин набагато збільшується корисна довжина свердловин у продуктивному пласті і відповідно зона дренування, а також поверхня фільтрації.

На початковому етапі розвитку технології скерованого буріння похилі свердловини бурили тільки з метою досягнення важкодоступних для вертикальних свердловини покладів нафти і газу, розташованих, наприклад, у шельфовій зоні морів, під озерами та річками, під селищами та промисловими спорудами, зі складною геологічною будовою. Для вирішення цієї задачі була розроблена технологія буріння свердловин за S-подібним профілем, який включає вертикальну ділянку, ділянку початкового викривлення відхилювачем та ділянку зменшення зенітного кута, яку бурили КНБК без опорно-центруючих елементів.

Якісно новим етапом розвитку технології похилоскерованого буріння став кущовий спосіб розбурювання нафтових і газових родовищ. При кущовому способі устя свердловин розташовані на одному технологічному майданчику. Відстань між устями свердловин у кущі складає від 1 м при бурінні з морських споруд та штучних основ до десятків метрів для решти випадків. Основними факторами, які визначають вимоги до профілю при кущовому способі є можливість зустрічі зі стволом сусідньої свердловини та значне відхилення ствола свердловини на проектній глибині. Коефіцієнт відхилення кущових свердловин, тобто відношення зміщення ствола свердловини на проектній глибині до суми вертикальних проекцій похилих ділянок, може сягати 0,6. Ці обставини призвели до необхідності застосування тангенціального та J-подібного типів профілю.

Профіль похило-скерованої свердловини повинен забезпечувати:

1. Доведення свердловини до проектної глибини без будь-яких ускладнень при існуючому стані техніки і технології бурових робіт.

2. Якісне спорудження свердловини при мінімальних затратах часу та засобів.

3. Досягнення проектного зміщення вибою від вертикалі з врахуванням допустимих норм відхилень від проектного положення при мінімальному об’ємі робіт з орієнтованими відхилюючими КНБК.

4. Мінімальну кількість перегинів ствола з радіусами викривлення, які не перевищують допустимі величини.

5. Безаварійне буріння та кріплення.

6. Можливість вільного проходження по стволу різних КНБК, обсадних колон, приладів та пристроїв у процесі буріння і оснасток елементів підземного обладнання у процесі експлуатації і підземному ремонті.

7. Можливість застосування методів одночасної експлуатації декількох горизонтів при розробці багатопластових родовищ нафти.

8. Мінімальні навантаження на бурове обладнання при спуско-підіймальних операціях.

9. Тривалу і безаварійну експлуатацію свердловини глибинними насосами, в тому числі і глибинними штанговими насосами.

Всі профілі, які використовують для проектування похилоскерованих свердловин можна розділити на плоскі або звичайні та просторові.

Плоский профіль або звичайний – це крива лінія, розміщена в одній вертикальній площині. Просторовий профіль – це просторова крива лінія. Плоскі або звичайні профілі за формою виконання завершального інтервалу профілю розділяють на три типи (рис. 9.9): S-подібний; тангенціальний; J-подібний.

При вказаних обмеженнях для S-подібного профілю гранично допустиме значення коефіцієнта відхилення складає 0,3. Коефіцієнт відхилення при одночасному виконанні вказаних обмежень може бути збільшений застосуванням J-подібного профілю, в якого, на відміну від S-подібного, відсутня ділянка малоінтенсивного зменшення зенітного кута. У свою чергу, кожний з цих типів можна розділити на види. Кожний тип профілів за видами відрізняється кількістю ділянок у ньому.

а б в

а – S-подібний; б – тангенціальний; в – J-подібний

1 – вертикальна ділянка; 2 – ділянка набору зенітного кута (кривизни); 3 – ділянка стабілізації зенітного кута (кривизни); 4 – ділянка зменшення зенітного кута (спаду кривизни); 5 – вертикальна ділянка.

Рис. 9.9 – Типи плоских профілів скерованих свердловин

10. ВИДОБУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

10.1. Коротка історія розвитку нафтогазовидобутку

Сучасним методам видобутку нафти передували примітивні способи:

• збір нафти з поверхні водойм;

• обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою;

• витягування нафти з ям і колодязів.

Збір нафти з поверхні відкритих водойм мабуть, один з найстаріших способів її видобутку. Він застосовувався в Мідії, Ассіро- Вавилонії і Сирії до н. е. Сицилії в I столітті н. е. Цим методом нафту добували в Колумбії і Венесуелі. У Росії видобуток нафти методом її збору з поверхні річки Ухти в 1745 р організував Ф. С. Прядун. У 1858 р на о. Челекен і в 1868 р в Кокандском ханстві нафту збирали в канавах, влаштовуючи загату з дощок. Американські індіанці, коли виявляли нафту на поверхні озер і струмків, клали на воду ковдру, вбирає нафту, а потім віджимати його в посудину.

Обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою, з метою її вилучення вперше описані італійським вченим Ф. Аріосто в XV ст.: недалеко від Модени в Італії нафтосодержащие грунти подрібнювалися і підігрівалися в казанах; потім їх поміщали в мішки і віджимати за допомогою преса. У 1819 р у Франції нафтосодержащие пласти вапняку і пісковику розроблялися шахтним способом. Добуту породу поміщали в чан, заповнений гарячою водою. При перемішуванні на поверхню води спливала нафта, яку збирали черпаком. У 1833...1845 р. на березі Азовського моря видобували пісок, просочений нафтою. Потім його поміщали в ями з похилим дном і поливали водою. Вимиту з піску нафту збирали з поверхні води пучками трави.

Видобуток нафти з ям і колодязів також відома з давніх часів. На Україні перші згадки про видобуток нафти відносяться до початку XVII в. Для цього рили ями-копанки глибиною 1,5...2 м, куди просочувалася нафта разом з водою. Потім суміш збирали в бочки, закриті знизу пробками. Коли більш легка нафта спливала, пробки виймали і відстояну воду зливали. До 1840 глибина ям-копанок досягла 6 м, а пізніше нафту стали витягувати з колодязів глибиною близько 30 м.

Форсований відбір нафти з свердловин приводив до швидкого виснаження прилеглих до їх стовбуру нафтоносних шарів, а інша (більша) її частина залишалася в надрах. Крім того, через відсутність достатньої кількості сховищ значні втрати нафти мали місце вже на поверхні землі. Так, в 1887 р. фонтанами було викинуто 1088 тис. т. нафти, а зібрано – всього 608 тис. т. На площах навколо фонтанів утворювалися великі нафтові озера, де в результаті випаровування губилися найбільш цінні фракції. Сама вивітрена нафту ставала малопридатною для переробки і її випалювали. Застійні нафтові озера горіли по багато днів поспіль.

Видобуток нафти з свердловин, тиск в яких було недостатнім для фонтанування, проводилася за допомогою циліндричних відер довжиною до 6 м. У їхньому дні був влаштований клапан, що відкривається при русі відра вниз і закривається під вагою извлекаемой рідини при русі відра вгору. Спосіб видобутку нафти за допомогою желонок називався тартаном.

Перші досліди із застосування глибинних насосів для видобутку нафти були виконані в США в 1865 р. Однак насоси швидко засмічувалися піском і нафтопромисловці продовжували віддавати перевагу желонки. З усіх відомих способів видобутку нафти головним залишався тартальний: в 1913 р. з його допомогою добували 95% всієї нафти.

Тим не менш, інженерна думка не стояла на місці. У 70-х роках XIX ст. В. Г. Шухов запропонував компресорний спосіб видобутку нафти за допомогою подачі в свердловину стисненого повітря (ерліфт). Випробувана ця технологія була в Баку тільки в 1897 р. Інший спосіб видобутку нафти – газліфт, який запропонував М. М. Тихвинський в 1914 р.

10.2 Етапи видобування нафти і газу

Процес видобутку нафти і газу включає три етапи.

Перший – рух нафти і газу по пласту до свердловин, завдяки штучно створюваної різниці тисків в пласті і на вибоях свердловин. Він називається розробкою нафтових і газових родовищ.

Другий етап рух нафти і газу від забоїв свердловин до їх усть на поверхні. Його називають експлуатацією нафтових і газових свердловин.

Третій етап збір продукції свердловин та підготовка нафти і газу до транспортування споживачам. В ході цього етапу нафту, а також супроводжуючі її попутний нафтовий газ і вода збираються, потім газ і вода відокремлюються від нафти, після чого вода закачується назад в пласт для підтримання пластового тиску, а газ направляється споживачам.

Нафтовий чи газововий поклад володіє потенційною енергією, яка в процесі розробки покладу переходить у кінетичну і витрачається на витіснення нафти і газу з пласта. Запас потенційної енергії створюється:

• напором крайових (контурних) вод;

• напором газової шапки;

• енергією розчиненого газу, що виділяється з нафти при зниженні тиску;

• енергією, якою володіють стислі нафту, вода і вміщає їх порода;

• силою тяжіння, що діє на рідину.

Залежно від джерела пластової енергії, що обумовлює переміщення нафти по пласту до свердловин, розрізняють п'ять основних режимів роботи покладів: жорстководонапірний, пружноводонапірний, газонапірний, режим розчиненого газу і гравітаційний.

При жорстководонапірному режимі (рис. 10.1, а) джерелом енергії є напір крайових (або підошовних) вод.

Рис. 10.1. Режими роботи нафтового пласта

а) жорстководонапірний; б) газонапірний; в) режим розчиненого газу; г) гравітаційний

При жорстководонапірному режимі роботи нафтового покладу забезпечується найвищий коефіцієнт нафтовіддачі пластів, рівний 0,5... 0,8. При жорстководонапірному режимі тиск у пласті настільки великий, що свердловини фонтанують. Але відбір нафти і газу не слід проводити дуже швидко, оскільки інакше темп припливу води буде відставати від темпу відбору нафти і тиск у пласті буде падати, фонтанування припиниться.

При пружноводонапірному режимі основним джерелом пластової енергії служать пружні сили води, нафти і самих порід, стислих в надрах під дією гірського тиску. Коефіцієнт нафтовіддачі при пружноводонапірному режимі режимі також може досягати 0,8.

При газонапірному режимі (рис, 10.1, б) джерелом енергії для витіснення нафти є тиск газу, стисненого в газовій шапці. Коефіцієнт нафтовіддачі пласта при газонапірному режимі становить 0,4...0,6.

При режимі розчиненого газу (рис. 10.1, в) основним джерелом пластової енергії є тиск газу, розчиненого у нафті. Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу найнижчий і становить 0,15 ... 0,3.

Гравітаційний режим (рис. 10.1, г) має місце в тих випадках, коли тиск в нафтовому пласті знизилося до атмосферного, а наявна в ньому нафту не містить розчиненого газу.

Штучні методи впливу на нафтові пласти і привибійну зону

Для підвищення ефективності природних режимів роботи поклади застосовуються різні штучні методи впливу на нафтові пласти і привибійну зону. Їх можна розділити на три групи:

1) методи підтримки пластового тиску (заводнення, закачування газу в газову шапку пласта);

2) методи, що підвищують проникність пласта і привибійної зони (солянокислотного обробки привибійної зони пласта, гідророзрив пласта та ін.);

3) методи підвищення нафтовіддачі і газоотдачи пластів.

Для збільшення проникності пласта і привибійної зони застосовують механічні, хімічні та фізичні методи.

До механічних методів належать гідравлічний розрив пласта (ГРП), гідропіскоструминна перфорація (ДПП) і торпедування свердловин.

Гідророзрив пласта (рис. 10.2, б) проводиться шляхом закачування в нього під тиском до 60 МПа прісної або мінералізованої води, нафтопродуктів (мазут, гас, дизельне паливо) та інших рідин. У результаті цього в породах утворюються нові або розширюються вже існуючі тріщини. Щоб запобігти їх подальше закриття, в рідину додають пісок, скляні та пластмасові кульки, шкаралупу волоського горіха.

Рис. 10.2. Застосування гідророзриву пласта і кислотної обробки свердловин

а) пласт перед впливом; б) пласт після гідророзриву;

1 - обсадна труба; 2 - стовбур свердловини; 3 - насосно-компресорні труби; 4 - тріщини в породі, що утворилися після гідророзриву

Застосування гідророзриву дає найбільший ефект при низькій проникності пласта і привибійної зони і дозволяє збільшити дебіт нафтових свердловин в 2...3 рази.

Гідропіскоструминна перфорація – це процес створення отворів у стінках експлуатаційної колони, цементному камені і гірській породі для повідомлення продуктивного пласта зі стовбуром свердловини за рахунок енергії піщано-рідинної струменя, що минає з насадок спеціального пристрою (перфоратора). Робоча рідина з вмістом піску 50...200 г/л закачується в свердловину з витратою 3...4 л/с.

Торпедуванням називається вплив на привибійну зону пласта вибухом. Для цього в свердловині навпроти продуктивного пласта поміщають відповідний заряд вибухової речовини (тротил, гексоген, нітрогліцерин, динаміти) і підривають його.

До хімічних методів впливу на привибійну зону відносяться обробки кислотами, ПАР, хімреагентами і органічними розчинниками.

Кислотні обробки здійснюються соляної, плавикової, оцтової, сірчаної та вугільної кислотами (рис. 10.3).

Рис. 10.3. Застосування кислотної обробки свердловини

Соляною кислотою 8...15%-ної концентрації розчиняють карбонатні породи (вапняки, доломіт), що складають продуктивні пласти, а також привнесені в пласт забруднюючі частинки.

Плавикова кислота в суміші з соляною призначається для впливу на пісковики, а також для видалення глинистого розчину, що потрапив в пори пласта під час буріння або глушіння свердловини.

Оцтова кислота додається в соляну кислоту для уповільнення швидкості розчинення карбонатної породи. Завдяки цьому активний розчин соляної кислоти глибше проникає в пори породи.

При закачуванні в свердловину концентрованої сірчаної кислоти позитивний ефект досягається двома шляхами.

По-перше, за рахунок теплоти, що виділяється в процесі її змішання з водою, знижується в'язкість нафти і, відповідно, збільшується дебіт свердловини.

По-друге, при змішуванні сірчаної кислоти з нафтою утворюються ПАР, також поліпшують приплив нафти з пласта в свердловину.

Концентрована сірчана кислота призначається для впливу на продуктивні пласти, утворені пісковиками. Справа в тому, що при її взаємодії з карбонатними породами утворюється нерозчинний у воді сульфат кальцію, що погіршує проникність привибійної зони. Концентрована (98%) сірчана кислота не руйнує металу. Корозія починається тільки при її розведенні водою.

Вугільна кислота застосовується для впливу на породи, що містять карбонати кальцію і магнію, а також асфальто-смолисті відкладення.

Обробка привибійної зони пластів ПАР має на меті видалення води і забруднюючої матеріалу. Негативна роль води проявляється в тому, що, потрапляючи на вибій свердловини, вона «закупорює» частину пір, перешкоджаючи припливу нафти і газу. Крім того, вступаючи в контакт з глинистими частинками порід, вода викликає їх набухання і руйнування.

За допомогою хімреагентів і органічних розчинників видаляють асфальто-смолисті і парафінові відкладення.

До фізичних методів впливу на привибійну зону відносяться теплові обробки та дії вібрації.

Метою теплових обробок є видалення парафіну і асфальтосмолисті речовин. Для цього застосовують гарячу нафту, пар, електронагрівачі, термоакустичне вплив, а також високочастотну електромагнітоакустіческую обробку.

При дії вібрації привибійна зона пласта піддається обробці пульсуючим тиском. Завдяки наявності рідини в порах породи оброблюваного пласта, по ньому поширюються як штучно створювані коливання, так і відбиті хвилі. Шляхом підбору частоти коливання тиску можна домогтися резонансу обох видів хвиль, в результаті чого виникнуть порушення в пористої середовищі, тобто збільшиться проникність пласта.

Методи підвищення пластового тиску і збільшення пронікності пласта дозволяють, головні чином, скорочувати терміни розробки покладів за рахунок більш інтенсівніх темпів відбору нафти і газу.