Методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами

1. Введение

2. Способы разработки нефтяных и газовых месторождений

2.1 Первичный способ

2.2 Вторичный и третичный способы

3. Скважина и ее виды

4. Вертикальная и горизонтальная скважины

5. Вертикальное бурение

5.1 Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение

5.2 Искусственное отклонение скважин

6. Заключение

7. 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 другихдебиты нефти оказываются меньше, чем в сопоставимых вертикальных скважин.

Цель: описать методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами.

Основные задачи:

1.Изучить методы разработки нефтяных и газовых месторождений;

2.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;

3. 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%.

2.2 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

3. Снижение вероятности кинжальных прорывов воды.

4. 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);

3. Химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.);

4. Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

5. 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;

· наклонно-направленная;

· горизонтальная;

· многоствольная или многозабойная Рисунок 1-Виды скважин

4. Вертикальная и горизонтальная скважины Вертикальная скважинаэто 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 скважинаэто 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.

5.2 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:

1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2-я параллельными сбросами;

2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;

4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;

5) 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

6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;

7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);

8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;

9) при забуривании 2-го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;

10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;

11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;

12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;

13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;

14) 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.

2. Гольдберг А. В., Маркова Л. Г., и др. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, меле и палеогене. — М.: Наука. — 2009.

3. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К., и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. -М.: Недра. — 2010. — 680 с.

4. Решение 5-го межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень. — 2010. — ЗапСибНИГНИ. — 2010. — 54 с.

5. 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.

6. Подсчет эксплуатационных запасов подземных вод апт-сеноманского комплекса, используемых для лечебных целей санатория-профилактория «Самотлор». Жидких Т. И. и др., ЗАО «АЦ СибИНКор», Тюмень, 2010 г.

7. «Регламент по интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин, при контроле за разработкой месторождений в Тюменской нефтяной компании». Тюмень, 2009 г.

8. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Хохряковского и Пермяковского месторождений, Нижневартовского района, Тюменской области. Отчет. Тепляков Е. А. и др. Тюмень, 2011.

9. Протокол № 816-дсп заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Министерстве природных ресурсов РФ от 21.03.2013 г.

10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08−624−03, Госгортехнадзор России, 2004.

11. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. РД 39−148 070−6.027−86.