Методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами
Содержание:
1.
Введение
.
Способы разработки нефтяных и газовых месторождений
.1
Первичный способ
.2
Вторичный и третичный способы
.
Скважина и ее виды
.
Вертикальная и горизонтальная скважины
.
Вертикальное бурение
.1
Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение
.2
Искусственное отклонение скважин
.
Заключение
.
Список литературы
1. Ведение
Актуальность вопроса. В настоящее время добыча
нефти и газа сопровождается различными осложнениями. Для повышения
эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений применяют различные
виды скважин: вертикальные, горизонтальные, наклонно-направленные,
многоствольные или многозабойные. Одним из перспективных направлений
совершенствования технологии добычи нефти является разработка нефтяных
месторождений горизонтальными, наклонно-направленными и многоствольными
скважинами. Применение таких скважин повышает эффективность освоения залежей
нефти в пластах с низкой гидропроводностью и неоднородностью различной природы.
В определенном смысле горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины
являются универсальным инструментом извлечения трудноизвлекаемых запасов. В
зависимости от геолого-физических свойств нефтяных залежей нефтеотдача в
среднем повышается на 5-10% по сравнению с разработкой пласта вертикальными
скважинами. Опыт применения горизонтальных скважин в России показывает, что в
первый год эксплуатации технологически эффективно работают от 50-66%
горизонтальных скважин. В некоторых неэффективно эксплуатируемых горизонтальных
скважинах зачастую наблюдается быстрое снижение дебита нефти в 1.2-5 раз и
быстрый рост обводненности, в других -дебиты нефти оказываются меньше, чем в
сопоставимых вертикальных скважин.
Цель: описать методы освоения нефтяных и газовых
месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами.
Основные задачи:
.Изучить методы разработки нефтяных и газовых
месторождений;
.Изучить горизонтальные и вертикальные скважины,
их особенности;
2. Способы разработки нефтяных и газовых
месторождений
Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору
к добывающей скважине под действием перепада давления. Движение происходит при
условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.В начальной стадии
разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно
для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление
постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных
мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.).
В зависимости от того, за счет чего происходит
восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей
скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса:
1. Первичные способы;
2. Вторичные способы;
. Третичные способы.
Обычно система разработки месторождения
последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной
легкой нефти): от Первичных способов на I стадии разработки переходят к
Вторичным способам на II и III стадиях и к Третичным способам на III и IV
стадиях разработки месторождения.
Последовательное изменение способов разработки
нефтяной залежи
Месторождения нетрадиционной (тяжелой,
сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода.
Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов,
разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод.
2.1 Первичный способ
Первичные способы - это способы разработки,
основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии
пласта. Приток нефти обеспечивается за счет естественных сил.
Всего при добыче нефти различают 5 режимов:
Водонапорный (жестко-водонапорный)
Упругий (упруго-водонапорный)
Газонапорный (режим газовой шапки)
Режим растворенного газа
Гравитационный
· Водонапорный - основной силой,
двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит
компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную
часть пласта. Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах
литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при
относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса.
Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%.
· Упругий - основной силой является
упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового
давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью
продвижением законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача - до 50-70%.
· Газонапорный - основной силой
является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости
полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть
пласта. Конечная нефтеотдача - до 40-60%.
· Режим растворенного газа - основной
силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового
давления. При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением
пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе
жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже
давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача - до 10-30%.
· Гравитационный - основной силой
является сила тяжести самой нефти. Такой режим может проявляться при полной
изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного
или растворенного). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии
разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного
газа. Конечная нефтеотдача - до 10-20%.
.2 Вторичный и третичный способы
Вторичные способы - это способы разработки, в
которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания
внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку).
Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании
пластового давления.
Есть только два метода, которые относятся к
вторичным:
1. Поддержание пластового давления закачкой
воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи.
2. Поддержание пластового давления закачкой
газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае
реализуется газонапорный режим.
Вторичные способы разработки нефтяных
месторождений - наиболее распространенные.
К третичным способам относят методы увеличения
нефтеотдачи (МУН). Это методы основанные на извлечении нефти с использованием
потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся от
используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти -
тепловые, газовые, химические, микробиологические.
Существует 4 пути повышения степени извлечения
нефти из пласта:
1. Снижение объема нефти остающейся в порах
горной породы;
2. Уменьшение количества (или площади)
недренируемых зон
. Снижение вероятности кинжальных
прорывов воды.
. Предотвращение возникновения зон
пониженного давления.
Методы увеличения нефтеотдачи:
1. Тепловые методы (вытеснение нефти
теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических
окислительных реакций);
2. Газовые методы (закачка углеводородных
газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
. Химические методы (заводнение с
применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное
заводнение и др.);
. Микробиологические методы (введение в
пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном
пласте).
. Практическое применение МУН - штука
довольно сложная. Нет однозначного ответа, как и каким образом применять тот
или иной метод. Каждое месторождение требует индивидуального подхода.
3. Скважина и ее виды
Скважина - горная выработка круглого сечения,
пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека
к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше ее глубины.
Виды скважин:
· Опорные скважины бурят для изучения
геологического строения и гидрогеологических условий регионов.
· Параметрические скважины бурят для
изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив
нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления.
· Структурные скважины бурят для
выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному
бурению.
· Поисковые скважины бурят с целью
открытия новых месторождений нефти и газа.
· Разведочные скважины бурят на
площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки
запасов нефти газа.
· Эксплуатационные скважины бурят для
разработки и эксплуатации залежей нефти и газа.
· Специальные скважины бурят для
сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа и др.
В зависимости от геологических условий нефтяного
месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть
пробурена как:
· вертикальная;
· горизонтальная;
· многоствольная или многозабойная
Рисунок 1-Виды скважин
4. Вертикальная и горизонтальная скважины
Вертикальная скважина- это скважины, у которой
угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5.
Горизонтальная скважина - называется скважина, у
которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90. В более
широком смысле, горизонтальная скважина- это скважина имеющая протяженную
фильтровую зону-ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластовывания целого
пласта в определенном направлении.
Рисунок 2 - Горизонтальная и вертикальная
(наклонно-направленная) скважины
Рисунок 3- Бурение скважин на нефть и газ
скважина
месторождение бурение
5. Вертикальное бурение
Наиболее распространенным, универсальным
является вертикальное бурение, которое включает в себя множество способов и
видов бурения скважин самого разного назначения. Другими словами термин
«вертикальное бурение» подразумевает направление скважины (вертикально), а
способов осуществления вертикального бурения на сегодняшний момент существует
множество. К наиболее распространенным механическим способам вертикального
бурения относят
· Вращательный;
· Ударно-вращательный;
· Ударный;
· Роторный;
· Турбинный;
· Электрогидравлический и
гидравлический способы.
Каждый из способов имеет свои собственные
недостатки и преимущества, а выбор соответствующего конкретному случаю способа
бурения зависит от расположения скважины, ее технических характеристик,
глубины, профиля, конструкции скважины, а так же геологического строения в зоне
бурения. Если осуществление выбора на основе анализа статистических материалов
и экономических расчетов не представляется возможным, то специалисты выбирают
способ вертикального бурения на основании геолого-технических условий бурения.
Например, роторное бурение вертикальных скважин
(наиболее популярное во всем мире) выбирают в тех случаях, когда скважина
должна пролегать в толще пластичных глин, сланцах глинистых, в тех условиях,
где требуются утяжеленные буровые растворы, а температура в забое достаточно
высокая. Турбинное бурение, обладающее высокими скоростями вращения, актуально
для прокладки скважин на сравнительно малых глубинах, а редукторные турбобуры
позволяют производить бурение глубоких и сверхглубоких вертикальных скважин,
при очень высоких значениях температур.
Вне зависимости от того, какой способ разрушения
горных пород был избран для проходки той или иной скважины, технологический
процесс вертикального бурения включает в себя ряд строго определенных,
последовательных операций. В первую очередь происходит спуск буровой колонны,
оснащенной необходимым породоразрушающим инструментом в скважину, затем
происходит процесс разрушения пород в забое (тем или иным способом). На
следующем этапе вертикального бурения разрушенная порода выносится на
поверхность скважины, бурильные трубы поднимают на поверхность, сменяют
инструменты породоразрушения на новые и операция повторяется до момента
достижения заданной глубины скважины. На завершающем этапе, происходит
укрепление стенок скважины обсадными трубами, цементирование свободных
пространств между стенками скважины и трубами, так называемый процесс
«разобщения пластов».
В настоящее время, в нашей стране, других
странах СНГ, а так же за рубежом, активно ведутся многочисленные
научно-исследовательские, конструкторские разработки, в области создания и
совершенствования способов вертикального бурения. К наиболее перспективным
направлениям относят изучение разрушения горных пород при помощи ультразвука,
лазера, вибрации, эрозионное и взрывное разрушение.
Рисунок 4-Схема бурения скважины
5.1 Наклонно-направленное(горизонтальное)
бурение
Наклонно-направленное бурение нефтяных и газовых
скважин осуществляется по специальным профилям. Профили скважин могут
варьироваться, но при этом верхний интервал ствола наклонной скважины должен
быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте. При
геолого-разведочных работах на твёрдые полезные ископаемые наклонно-направленное
бурение осуществляется шпиндельными буровыми станками c земной поверхности или
из подземных горных выработок. Бурение таких скважин отличается тем, что
вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового
станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от
прямолинейного направления.
Рост объемов наклонно-направленного бурения
скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили
ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью
аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки
специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований.
Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем,
доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.
Получив широкое распространение, одноствольное
наклонное бурение не исчерпало своих резервов.
Возможность горизонтального смещения забоя
относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать
вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения.
Техническое усовершенствование наклонного
бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.
Под кустовым бурением понимается способ, при
котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои
находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.
.2 Искусственное отклонение скважин
Искусственное отклонение скважин широко
применяется при бурении скважин на нефть и газ.
Искусственное отклонение скважин делится на
наклонное, горизонтальное бурение, многозабойное (разветвленно-наклонное,
разветвленно-горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение.
Бурение этих скважин ускоряет освоение новых
нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает
капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов.
Искусственное отклонение вплоть до
горизонтального применяется в следующих случаях:
) при вскрытии нефтяных и газовых пластов,
залегающих под пологим сбросом или между 2-я параллельными сбросами;
) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны
разрыва) в направлении продуктивного горизонта;
) при проходке стволов на нефтеносные горизонты,
залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;
) при необходимости обхода зон обвалов и
катастрофических поглощений промывочной жидкости;
) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии
продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и
болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории
населенных пунктов
) при проходке нескольких скважин на
продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в
море или озере;
) при проходке скважин на продуктивные пласты,
расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности
(овраги, холмы, горы);
) при необходимости ухода в сторону новым
стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;
) при забуривании 2-го ствола для взятия керна
из продуктивного горизонта;
) при необходимости бурения стволов в процессе
тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;
) при необходимости перебуривания нижней части
ствола в эксплуатационной скважине;
) при необходимости вскрытия продуктивного
пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в
процессе многозабойного вскрытия пластов;
) при кустовом бурении на равнинных площадях с
целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков
разбуривания месторождения;
) при бурении с целью дегазификации строго по
угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и
др.
Искусственное отклонение скважин в нефтяном
бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым
двигателем и реже электробуром) и при роторном способе бурения.
В настоящее время применяют следующие основные
способы искусственного отклонения скважин.
Использование закономерностей естественного
искривления на данном месторождении (способ типовых трасс).
В этом случае бурение проектируют и осуществляют
на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным
естественного искривления уже пробуренных скважин.
Способ типовых трасс применим только на хорошо
изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь
приспосабливаются к их естественному искривлению.
Недостаток указанного способа - удорожание
стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения.
Необходимо также для каждого месторождения по
ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности
искривления и учитывать это при составлении проектного профиля.
Управление отклонением скважин посредством
применения различных компоновок бурильного инструмента.
В этом случае, изменяя режим бурения и применяя
различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением,
управлять направлением ствола скважины.
Этот способ позволяет проходить скважины в
заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время
значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения.
Направленное отклонение скважин, основанное на
применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных
ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.
Перечисленные отклоняющие приспособления
используются в зависимости от конкретных условий месторождения и
технико-технологических условий.
К наклонным скважинам при турбинном и роторном
бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с
поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении,
вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов.
6. Заключение
Несмотря на существенный опыт бурения
горизонтальных скважин в России и за рубежом, опыт их эксплуатации явно
недостаточен. Решение вопросов повышения нефтеотдачи не устраняет проблем,
связанных с эксплуатацией таких скважин, а в большинстве случаев некоторые из
осложнений обостряются. Основные эксплуатационные объекты нефтяных
месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, которая
характеризуются значительной выработанностыо запасов нефти и высокой
обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль
приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с
трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой
изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием
контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом, высокой
расчлененностью коллектора, большие перепады абсолютных отметок кровли и
подошвы залежи.На практике вовлечение в разработку таких залежей с
использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными
скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.Технология бурения
многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы,
связанные с возможностью повышения эффективности добычи нефти, продления срока
эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти.
До недавнего времени данная технология не находила широкого применения из-за
отсутствия опыта и недостаточной теоретической изученностью. В связи всё
возрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных
скважин возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов
вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов
ведения таких работ.
7. Список литературы
1. Переоценка
балансовых запасов нефти и растворенного газа Хохряковского месторождения.
Акбашев Ф.С. и др. Тюмень, 2010.
. Конторович
А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., и др. Геология нефти и газа Западной
Сибири. -М.: Недра. - 2010. - 680 с.
. Решение
5-го межведомственного регионального стратиграфического совещания по
мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень. - 2010. -
ЗапСибНИГНИ. - 2010. - 54 с.
. Методическое
руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана,
пропана, бутана, неуглеводородных компонентов и определение их потенциального
содержания в пластовом газе. М., ВНИИГаз, 2009.
. Подсчет
эксплуатационных запасов подземных вод апт-сеноманского комплекса, используемых
для лечебных целей санатория-профилактория “Самотлор”. Жидких Т.И. и др., ЗАО
“АЦ СибИНКор”, Тюмень, 2010г.
. «Регламент
по интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин, при
контроле за разработкой месторождений в Тюменской нефтяной компании». Тюмень,
2009 г.
. Подсчет
запасов нефти и растворенного газа Хохряковского и Пермяковского месторождений,
Нижневартовского района, Тюменской области. Отчет. Тепляков Е. А. и др. Тюмень,
2011.
. Протокол
№ 816-дсп заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при
Министерстве природных ресурсов РФ от 21.03.2013 г.
. Правила
безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03, Госгортехнадзор
России, 2004.
. Инструкция
по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных
месторождениях Западной Сибири. РД 39-0148070-6.027-86.