Бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Принято считать, что самая первая нефтяная скважина с горизонтальным участком пробурена в 1937 году на Ярегском месторождении (Республика Коми). Однако, горизонтальное бурение не нашло своего развития и промышленного применения в нашей стране. По состоянию на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизонтальных скважин, из них на Россию приходится ориентировочно 2000 ГС и БГС.

Изначально бурение горизонтальных стволов применялось при разработке залежей в условиях наличия пластовой воды в непосредственной близости от кромки пласта. Это служило причиной быстрого обводнения обычных вертикальных скважин; горизонтальные же скважины, проведенные вдоль кромки пласта, оказались способны обеспечивать более длительный период безводной эксплуатации при лучших возможностях по отбору нефти и газа.

Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях, которые находятся на поздней стадии разработки. В неоднородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью.

В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Из-за близости водонефтяных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфорацией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать продуктивный пласт вблизи ВНК, то можно вскорости получить прорыв воды в скважину, а если вскрывать продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны прорывы газа в нефтяную часть нефтяного пласта и т.д.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют:

1. Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счет повышения эффективности процессов воздействия на пласт.

2. Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счет увеличения площади фильтрации.

3. Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.

5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд которых в России исчисляется десятками тысяч, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа.

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесенных местах.

Бурение горизонтальной скважины примерно в 1,5 раза дороже вертикальной.

К недостаткам разработки разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин относятся высокая стоимость разработки и эксплуатации; трудо - и наукоемкость бурения и заканчивания скважин; сложности при проведении геофизических исследований скважин (ГИС), перфорации и обработок призабойной зоны (ОПЗ).

Все горизонтальные скважины классифицируются по радиусу искривления ствола скважин при переходе от вертикальной составляющей к горизонтальной: малым радиусом, со средним радиусом, с большим радиусом. ГС с большим и малым радиусом чаще всего применяются при разработке морских месторождений.

Горизонтальные скважины эффективнее вертикальных скважин (ВС) в резервуарах с низкой проницаемостью из-за того, что перфорированная часть ствола ГС во много раз больше перфорированной части ствола вертикальной скважины. Следовательно, дебиты горизонтальных скважин выше. ГС в пластах с естественной трещиноватостью имеет более высокий дебит, чем ВС, т.к у ВС меньше шансов пересечься с естественной системой трещин.

По данным института «ВНИИнефть», для бурения горизонтальных скважин в России имеются огромные перспективы: в нашей стране более 6 млрд. т извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах; более 4 млрд. т нефти – в газонефтяных месторождениях; 2,5 млрд. тонн тяжелых нефтей; 2,3 млрд. т нефти в карбонатных коллекторах; около 3 млрд. т в заводненных залежах со степенью выработанности запасов нефти более 50%. Кроме этого, в России имеются десятки млрд. т битумов,

где метод горизонтальных скважин может быть эффективно использован.

В то же самое время горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются и отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин с дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому возможность применения горизонтальные скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

В настоящее время за рубежом при разработке нефтяных и газовых месторождений в основном применяют горизонтальные скважины. Основной объем горизонтального бурения, по данным журнала «Нефть и газ» (США) за 1995 год, приходился на США и Канаду, где в настоящее время горизонтальными скважинами разрабатываются 334 месторождения.

С конца 70-х годов прошлого столетия в нашей стране все чаще стали применять наклонно-направленное бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение – это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке.

Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, многоствольные и т.д.

Такие скважины чаще всего применяются:

– при разработке нефтяных месторождений, залегающих под дном океанов, морей, озер, рек;

– при бурении скважин, расположенных на участках земли с сильно пересеченным рельефом местности (горы, овраги); – для тушения пожаров (горящих фонтанов нефти или газа), ликвидации открытых выбросов нефти и газа;

– при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участков земель, снижения капитальных вложений на бурение и обустройство месторождения, а также эксплуатационных затрат на обслуживание скважин и оборудования;

– при бурении нефтяных скважин, расположенных под соляными залежами, в связи с трудностью бурения при проходке этих залежей. При бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые двигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины. При бурении горизонтальных скважин с забойными двигателями в качестве отклоняющих устройств применяют турбинные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двигателей, механизмы искривления (МИ)

(в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем. В роторном бурении применяют отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и т.п. К преимуществам этой технологии относятся сокращение числа вертикальных и наклонно направленных сква­жин в 2-4 раза и снижение объема капитальных вложений, увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата, возможность ввода в разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами залежей с высоковязкими нефтями. Важной особенностью является то, что горизонтальный ствол длиной в сотню метров может вскрыть в неоднородном пласте один или несколько участков повышенной продуктивности.

В России в настоящее время работы по бурению ГС и БГС осуществляются в различных нефтегазодобывающих регионах (Западная Сибирь, Удмуртия, Башкортостан, Татарстан и др.).

В 2009 году было построено 443 скважины в горизонтальном бурении при средней глубине 3016 метров. В предыдущем году таких скважин было построено на 15% больше: 523 при средней глубине 3153 метра. Если сравнивать с 2005 годом, то сейчас горизонтальных скважин построено на 6,5% больше (было 416 скважин протяженностью 2846 метров). И пять лет назад, и сейчас в горизонтальном бурении лидирует «Сургутнефтегаз». Правда, доля компании уменьшилась за это время с 49% до 35%.Из общего количества нефтяных скважин, построенных в 2009 году, на долю горизонтальных приходится около 8%. В 2005 году — 11%. Говорить о том, что строительство скважин горизонтального типа бурно развивается, не приходится.

Первая ГСв Удмуртии пробурена в 1992 году на Мишкииском месторождении. В промышленных объемах горизонтальное бурение месторождении реализуется с 1995 года. К сожалению, из нефтедобывающих предприятий более-менее полные данные есть только по ОАО "Удмуртнефть" По состоянию на 1 января 2012 года в ОАО "Удмуртнефть" в составе эксплуатационного фонда скважин насчитывается 93 ГС и 198 БГС. Распределение ГС и БГС по месторождениям ОАО «Удмуртнефть» показано в таблице 22.

Таблица 22 Распределение ГС и БГС по месторождениям ОАО «Удмуртнефть»

По состоянию на 01.01.20011 г. в "Белкамнефть» построено 2 БГС.

В ОАО "Татнефть"( на 01.01.2011 г) эксплуатировались 428 горизонтальных скважин (ГС) и 76 многозабойных (МЗГС), из них в 2009 г. введены в эксплуатацию 43 ГС и 9 МЗГС с начальным дебитом 12,6 и 16,2 т/сут. нефти соответственно. В ОАО АНК “Башнефть” (на 01.01.2001г !?) пробурено более 250 ГС, БС и БГС.