Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Применение пологих и горизонтальных сісважин в разработке нефтяных месторождений 8
1.1. Общие положения 8
1.2. Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин 11
1.3. Особенности моделирования стволов горизонтальных и полого направленных скважин 21
1.4. Моделирование движения флюидов в стволе скважины. Методы расчетов движения многофазного потока в стволах скважин 27
1.5. Выводы 37
ГЛАВА 2. Моделирование потока пластовых флюидов в стволе скважины с распределенными источниками 39
2.1. Создание твердотельной модели скважины 39
2.2. Математическая модель потока флюидов в стволе скважины 42
2.3. Изменение ламирнаного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести и при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины 50
2.4. Движение жидкости в пологонаправленных стволах скважин 74
2.5. Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий 82
2.6. Выводы к главе 100
ГЛАВА 3. Оптимальные схемы перфорации горизонтальных и пологих скважин 102
3.1. Общие положения 102
3.2. Определение профиля притока к полого направленной добывающей скважине при различной плотности перфорационных отверстий 102
3.3. Исследование различных типов перфорационных отверстий в стволе скважины. Обоснование оптимального типа перфорационного отверстия 121
3.4. Определение оптимальной схемы расположения перфорационных отверстий в стволе скважины 126
3.5. Рассмотрение расположения двух типов распределенных источников по спирали 139
3.6. Выводы к главе 142
- Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин
- Математическая модель потока флюидов в стволе скважины
- Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий
- Определение профиля притока к полого направленной добывающей скважине при различной плотности перфорационных отверстий
Введение к работе
Актуальность проблемы
Широкое использование технологий горизонтального бурения требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства горизонтальных (ГС) и полого направленных скважин. Существующие методики расчета движения флюида в стволе скважины отличаются эмпирическим характером и условными зонами работы. Точность этих методик, основанных на эмпирических зависимостях, мала, что связано со схематическим рассмотрением структуры потока, а также с использованием коэффициентов корреляции. В связи с этим при решении задач, связанных с притоком нефти из пласта в горизонтальную скважину, всё большую актуальность приобретает использование программных продуктов, основанных на применении численных методов. Создание и применение математических моделей позволит наиболее эффективно использовать специфические характеристики потока флюидов в стволе скважины, начиная с локального уровня перфорационного отверстия до уровня окончательного дебита.
Цель работы – обоснование и разработка оптимальных конструкций и схем перфорации скважин на основе детального исследования процессов притока и движения пластовых флюидов в стволе скважины.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте;
-
Определение факторов, влияющих на профиль притока и дебит пологой скважины;
-
Поиск оптимальных схем расположения перфорационных отверстий на стволе горизонтальной скважины;
-
Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения горизонтальных и полого направленных скважин.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на применении аналитических и численных методов решения уравнений Навье-Стокса, уравнений притока к стволу скважины, математического моделирования многофазных потоков в стволе скважины с использованием современных гидродинамических симуляторов.
Научная новизна результатов работы
-
Показано, что при малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса) в участках ствола горизонтальной скважины происходит накопление воды. При этом содержание воды в стволе скважины не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе пласта, она значительно выше ее. Установлена зависимость обводненности добываемой продукции от числа Рейнольдса.
-
Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. Создание условий, когда продольная (то есть вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления.
-
Показано, что профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий.
-
Показано, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями.
На защиту выносятся следующие положения:
-
Увеличение скорости потока на входе в участок горизонтальной скважины приводит к непропорционально меньшему росту массового расхода жидкости на выходе, что связано с турбулентностью потока жидкости в стволе скважины;
-
Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации «под углом к направлению потока» является предпочтительным;
-
Изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность профиля притока пологой скважины. При этом наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола;
-
Сформирован оптимальный набор конструктивного исполнения и схем расположения перфорационных отверстий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить продуктивность горизонтальных скважин.
Практическая ценность результатов работы
-
Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на Ибряевском месторождении.
-
Внедрение новой схемы расположения перфорационных отверстий позволило дополнительно получить 12.951 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 15.541 млн руб.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП «ИПТЭР»,
ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа,
2006-2009 гг.), научно-технических советах ОАО «Оренбургнефть»
(г. Бугуруслан, 2006-2008 гг.), нефтяной компании «ТНК-ВР»
(г. Москва, 2008-2009 гг.).
Публикации и личный вклад автора
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 6 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 101 наименование. Работа изложена на 169 страницах машинописного текста, содержит 3 таблицы, 115 рисунков.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.ф.-м.н. Казаковой Татьяне Георгиевне за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.
Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин
Одним из наиболее значимых вопросов при использовании ГС является проблема сравнительной эффективности различных систем разработки. В работах [18-21] проводится численное сравнение эффективности выработки залежей различными системами разработки с применением горизонтальных технологий. В частности, показано, что в призабойной зоне ГС теряется лишь 2-4 % прилагаемой на пласт депрессии, в то время как на вертикальных скважинах потери давления в ПЗП достигают 50 %. Характеристики вытеснения в системах с применением ГС также существенно лучше, чем в вариантах с вертикальными скважинами. Наибольший рост производительности системы происходит при росте длины горизонтального участка до 50 % межскважинного расстояния. По результатам численного моделирования [22] эксплуатации многорядных систем с применением ГС предлагается горизонтальные скважины размещать в стягивающих рядах, поскольку их применение вблизи нагнетательных скважин способно кратно снизить дебит внутренних рядов.
Много работ посвящено вопросам формирования оптимальной системы разработки с применением горизонтальных скважин на сложнопостроенных месторождениях. Крупным вкладом в создание схем размещения горизонтальных скважин следует отметить работы в ОАО "Сургутнефтегаз", реализованные на Федоровском месторождении под научным руководством Н.Я. Медведева и Ю.Е. Батурина [23]. Авторами разработаны 7 различных вариантов размещения ГС. В частности, авторы [24] предлагают способ разработки нефтяного многопластового месторождения с обоснованным распределением протяженности горизонтальных участков по прослоям в зависимости от их средней проницаемости, толщины, неоднородности, нефтенасыщенности и других параметров. Это позволит за меньший общий срок разработки отобрать извлекаемые запасы нефти при меньшем накопленном отборе жидкости, достичь более высоких коэффициентов нефтеизвлечения при примерно одинаковых максимальных годовых темпах отбора НИЗ.
Ряд аналитических исследований посвящен оценкам производительности горизонтальных скважин как составной части систем разработки месторождений. В нашей стране наиболее известны работы В.Д. Лысенко [11,15-17] а также работа [25] с аналогичными результатами, в которых методом расчета эквивалентных фильтрационных сопротивлений получены приближенные формулы дебита однорядной системы разработки с применением вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин в однородном изотропном пласте. Допускаемые при этом упрощения фильтрационного поля вносят определенную погрешность в дебит системы. Кроме того, в выражениях для производительности ГС при различных схемах размещения не учитывается вертикальная анизотропия пласта по проницаемости. Одновременно необходимо отметить хороший анализ влияния слоистости продуктивного разреза на производительность ГС, влияние возможного не учета угла залегания пласта на потерю производительности таких скважин.
Один из вариантов строительства горизонтальной скважины предусматривает совмещение вертикального и горизонтального ствола [12]. Вначале бурят вертикальный (рисунок 1.2) ствол на водонасыщенный пласт, а горизонтальный проводят из него на нефтенасыщенный пласт. Закачку осуществляют в виде циклической в водоносную часть пласта, а отбор продукции из нефтенасыщенной части. Но этот метод широкого распространения не получил.
Технологические аспекты строительства многозабойных скважин, в частности, современный отечественный и зарубежный уровень развития горизонтальных технологий, детально охарактеризованы в работах [12,26,27]. В работе [12] приводится общая классификация основных технологических вариантов строительства многозабойных скважин (МЗС). Приведем ее основные характеристики.
Первый вариант характеризуется нахождением точки разветвления стволов в устойчивых породах над продуктивным пластом. В продуктивном пласте отсутствуют интервалы осложнений. Боковые стволы могут быть закреплены хвостовиками или оставаться открытыми.
Второй вариант. Продуктивный пласт, сложенный устойчивыми породами, характеризуется областями с различной продуктивностью при статическом уровне пластового флюида выше своей кровли. Пласт требует строительства МЗС, имеющей несколько ярусов для большего охвата пласта по глубине.
Третий вариант. Месторождение характеризуется пониженными притоками (низкое пластовое давление) с высокой степенью расчлененности. Строительство МЗС требует существенной длины преимущественно большого числа ответвлений с высокой точностью их проводки.
Четвертый вариант. Необходимость эксплуатации сложно построенного (с чередованием глин и коллекторов) пласта как единого объекта разработки. Необходимо строительство МЗС с большими радиусами кривизны. В случае неустойчивых пород требуется установка перфорированных (щелевых) хвостовиков.
Пятый вариант. Продуктивный пласт с высоким давлением и небольшой толщиной, перекрытый неустойчивыми породами, однако с наличием в разрезе устойчивого интервала. В этом случае зарезка боковых стволов производится на данном участке. Интервалы осложнений крепятся обсадными колоннами-хвостовиками, в то время как точка разветвления может остаться открытой. При бурении последующих стволов особое внимание уделяется первому пробуренному стволу из-за наличия в нем высокого давления.
Шестой вариант. Продуктивный пласт небольшой толщины со значительным углом падения. Определяющим показателем для выбора местоположения боковых стволов будет играть высота статического уровня или режим работы продуктивного пласта.
Седьмой вариант. Аналогичная предыдущему случаю, структура продуктивного пласта, но характерным показателем глубины забуривания дополнительных стволов является гравитационный режим работы пласта. Боковые стволы бурятся в нижней части пласта при условии неагрессивной подошвенной воды. В верхнюю часть залежи предлагается закачка газообразного агента для поддержания данного режима работы.
Вышеприведенные примерные требования по выбору МЗС, впервые предложенные в работе [4], по настоящее время являются определяющими при выборе параметров конструкции и профиля, способа заканчивания и эксплуатации, возможности выполнения ремонтных работ.
Крупнейшие мировые нефтедобывающие компании (Norsk Hydro, Texaco, Statoil и другие) совместно разработали «классификационную матрицу» типов МЗС, которая облегчает сотрудничество специалистов разных компаний, обмен своими достижениями, а также позволяет повысить объективность сравнения сложности бурения скважин на различных месторождениях, более обоснованно определить рекомендации и требования к эксплуатации МЗС по их типам.
Математическая модель потока флюидов в стволе скважины
Проблема наращивания дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтедобывающих компаний. Поэтому арсенал применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов и ввода в эксплуатацию остаточных запасов нефти постоянно совершенствуется. Одной из перспективных технологий выработки запасов нефти является горизонтальное бурение. По прогнозам, в ближайшие годы, технологии горизонтального бурения приобретут статус технологий, обеспечивающих экономическую безопасность государства.
Несмотря на ряд преимуществ применения горизонтальных технологий, фактическая эффективность их значительно ниже теоретической возможной. Не всегда оправдываются ожидания по дебитам, в некоторых случаях происходит быстрое обводнение продукции скважин. В литературе выделяют следующие причины недостаточной эффективности ГС: особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, неоднородность геологического строения пласта-коллектора, несовершенство методов определения гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт, трещиноватость коллектора, влияние ствола скважины, отставание организации поддержания пластового давления и др. факторы. Практически отсутствуют исследования, посвященные изучению движения многофазного флюида в стволе скважины в зоне перфорации. Данная задача о потоке в стволе скважины при наличии распределенных источников имеет особое значение, так как ее решение позволит разработать новые виды перфорационных зон, способствующих увеличению продуктивности скважины.
Анализ показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин. Немаловажным также является исследование характера притока к стволу скважины с учетом течения пластовых флюидов внутри скважины. Поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.
Широкое использование технологий горизонтального бурения требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства горизонтальных (ГС) и полого направленных скважин. Существующие методики расчета движения флюида в стволе скважины отличаются эмпирическим характером и условными зонами работы. Точность этих методик, основанных на эмпирических зависимостях, мала, что связано со схематическим рассмотрением структуры потока, а также с использованием коэффициентов корреляции. В связи с этим при решении задач, связанных с притоком нефти из пласта в горизонтальную скважину, всё большую актуальность приобретает использование программных продуктов, основанных на применении численных методов. Создание и применение математических моделей позволит наиболее эффективно использовать специфические характеристики потока флюидов в стволе скважины, начиная с локального уровня перфорационного отверстия до уровня окончательного дебита.
Цель работы — обоснование и разработка оптимальных конструкций и схем перфорации скважин на основе детального исследования процессов притока и движения пластовых флюидов в стволе скважины. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте; 2. Определение факторов, влияющих на профиль притока и дебит пологой скважины; 3. Поиск оптимальных схем расположения перфорационных отверстий на стволе горизонтальной скважины; 4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения горизонтальных и полого направленных скважин. Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на применении аналитических и численных методов решения уравнений Навье-Стокса, уравнений притока к стволу скважины, математического моделирования многофазных потоков в стволе скважины с использованием современных гидродинамических симуляторов. Научная новизна результатов работы 1. Показано, что при малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса) в участках ствола горизонтальной скважины происходит накопление воды. При этом содержание воды в стволе скважины не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе пласта, она значительно выше ее. Установлена зависимость обводненности добываемой продукции от числа Рейнольдса. 2. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. Создание условий, когда продольная (то есть вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления. 3. Показано, что профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий. 4. Показано, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями.
Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий
Много работ посвящено вопросам формирования оптимальной системы разработки с применением горизонтальных скважин на сложнопостроенных месторождениях. Крупным вкладом в создание схем размещения горизонтальных скважин следует отметить работы в ОАО "Сургутнефтегаз", реализованные на Федоровском месторождении под научным руководством Н.Я. Медведева и Ю.Е. Батурина [23]. Авторами разработаны 7 различных вариантов размещения ГС. В частности, авторы [24] предлагают способ разработки нефтяного многопластового месторождения с обоснованным распределением протяженности горизонтальных участков по прослоям в зависимости от их средней проницаемости, толщины, неоднородности, нефтенасыщенности и других параметров. Это позволит за меньший общий срок разработки отобрать извлекаемые запасы нефти при меньшем накопленном отборе жидкости, достичь более высоких коэффициентов нефтеизвлечения при примерно одинаковых максимальных годовых темпах отбора НИЗ.
Ряд аналитических исследований посвящен оценкам производительности горизонтальных скважин как составной части систем разработки месторождений. В нашей стране наиболее известны работы В.Д. Лысенко [11,15-17] а также работа [25] с аналогичными результатами, в которых методом расчета эквивалентных фильтрационных сопротивлений получены приближенные формулы дебита однорядной системы разработки с применением вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин в однородном изотропном пласте. Допускаемые при этом упрощения фильтрационного поля вносят определенную погрешность в дебит системы. Кроме того, в выражениях для производительности ГС при различных схемах размещения не учитывается вертикальная анизотропия пласта по проницаемости. Одновременно необходимо отметить хороший анализ влияния слоистости продуктивного разреза на производительность ГС, влияние возможного не учета угла залегания пласта на потерю производительности таких скважин.
Один из вариантов строительства горизонтальной скважины предусматривает совмещение вертикального и горизонтального ствола [12]. Вначале бурят вертикальный (рисунок 1.2) ствол на водонасыщенный пласт, а горизонтальный проводят из него на нефтенасыщенный пласт. Закачку осуществляют в виде циклической в водоносную часть пласта, а отбор продукции из нефтенасыщенной части. Но этот метод широкого распространения не получил.
Технологические аспекты строительства многозабойных скважин, в частности, современный отечественный и зарубежный уровень развития горизонтальных технологий, детально охарактеризованы в работах [12,26,27]. В работе [12] приводится общая классификация основных технологических вариантов строительства многозабойных скважин (МЗС). Приведем ее основные характеристики. Первый вариант характеризуется нахождением точки разветвления стволов в устойчивых породах над продуктивным пластом. В продуктивном пласте отсутствуют интервалы осложнений. Боковые стволы могут быть закреплены хвостовиками или оставаться открытыми. Второй вариант. Продуктивный пласт, сложенный устойчивыми породами, характеризуется областями с различной продуктивностью при статическом уровне пластового флюида выше своей кровли. Пласт требует строительства МЗС, имеющей несколько ярусов для большего охвата пласта по глубине. Третий вариант. Месторождение характеризуется пониженными притоками (низкое пластовое давление) с высокой степенью расчлененности. Строительство МЗС требует существенной длины преимущественно большого числа ответвлений с высокой точностью их проводки. Четвертый вариант. Необходимость эксплуатации сложно построенного (с чередованием глин и коллекторов) пласта как единого объекта разработки. Необходимо строительство МЗС с большими радиусами кривизны. В случае неустойчивых пород требуется установка перфорированных (щелевых) хвостовиков. Пятый вариант. Продуктивный пласт с высоким давлением и небольшой толщиной, перекрытый неустойчивыми породами, однако с наличием в разрезе устойчивого интервала. В этом случае зарезка боковых стволов производится на данном участке. Интервалы осложнений крепятся обсадными колоннами-хвостовиками, в то время как точка разветвления может остаться открытой. При бурении последующих стволов особое внимание уделяется первому пробуренному стволу из-за наличия в нем высокого давления. Шестой вариант. Продуктивный пласт небольшой толщины со значительным углом падения. Определяющим показателем для выбора местоположения боковых стволов будет играть высота статического уровня или режим работы продуктивного пласта. Седьмой вариант. Аналогичная предыдущему случаю, структура продуктивного пласта, но характерным показателем глубины забуривания дополнительных стволов является гравитационный режим работы пласта. Боковые стволы бурятся в нижней части пласта при условии неагрессивной подошвенной воды. В верхнюю часть залежи предлагается закачка газообразного агента для поддержания данного режима работы. Вышеприведенные примерные требования по выбору МЗС, впервые предложенные в работе [4], по настоящее время являются определяющими при выборе параметров конструкции и профиля, способа заканчивания и эксплуатации, возможности выполнения ремонтных работ. Крупнейшие мировые нефтедобывающие компании (Norsk Hydro, Texaco, Statoil и другие) совместно разработали «классификационную матрицу» типов МЗС, которая облегчает сотрудничество специалистов разных компаний, обмен своими достижениями, а также позволяет повысить объективность сравнения сложности бурения скважин на различных месторождениях, более обоснованно определить рекомендации и требования к эксплуатации МЗС по их типам. Основные типы многозабойных скважин согласно этому делению следующие (рисунок 1.3). Первый тип. Основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами. Второй тип. Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен перфорированным хвостовиком.
Определение профиля притока к полого направленной добывающей скважине при различной плотности перфорационных отверстий
Говоря о бурении условно-горизонтальных скважин, можно выделить два основных направления развития данной технологии. Первое формируется на основе заблаговременного геологического обоснования проекта строительства такой скважины, часто такие решения закладываются в проекты разработки и доразработки нефтяных месторождений, научно-исследовательские работы по интенсификации добычи нефти. Бурение таких скважин происходит с условно вертикальной верхней частью ствола, участком интенсивного набора кривизны и собственно горизонтальным участком, проводимым в толще продуктивного горизонта с той или иной степенью искривления от горизонтали. Разновидностью данной области «горизонтальных технологий» являются вновь строящиеся многозабойные (многоствольные) скважины.
Горизонтальные скважины (ГС), построенные при таком методическом подходе, являются наиболее перспективными с точки зрения эффективности их эксплуатации.
Однако имеет право на существование и достаточно широко используется и другой подход, связанный с невозможностью или неэффективностью эксплуатации уже пробуренного «старого» фонда скважин без изменения конфигурации их ствола. Это может быть связано как со снижением добывных возможностей скважины (снижение притока нефти вследствие выработки запасов, обводнения продукции или непоправимого ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта), так и с техническими причинами (произошедшей аварией внутрискважинного оборудования или потерей крепью скважины своей герметичности).
В этих случаях может быть применена технология зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС) из основного ствола скважины. Причем боковые горизонтальные стволы могут быть пробурены как на уже эксплуатировавшийся до этого продуктивный горизонт, так и на вышележащие нефтенасыщенные коллектора. В данном случае также возможно создание одного или нескольких БГС.
Данная технология позволяет «реанимировать» пробуренный фонд условно-вертикальных скважин, осуществить отбор дополнительных запасов нефти, ранее находившихся в недрснируемых областях залежи, повысить общую величину КИН. При этом немаловажно, что общая экономическая эффективность данной технологии значимо повышается из-за значительного удешевления строительства БГС по сравнению с бурением новой горизонтальной скважины. При прочігх равных условиях, стоимость строительства горизонтального участка ствола скважины из ранее пробуренной скважины по сравнению с бурением новой ГС, примерно в полтора раза ниже.
Объекты, разрабатываемые с применением горизонтальньгх технологий, относятся к сложно построенным. Поэтому одной из составляющих успешности бурения ГС, позволяющих определить наиболее оптимальное место заложения ГС, как по площади, так и по разрезу объекта разработки, являются геологические критерии.
Одним из важных моментов является более точное прогнозирование гипсометрии кровли продуктивного пласта по участку заложения ГС. Недостаточно высокая разрешающая способность известных методов исследований ограничивает возможность с высокой точностью прогнозировать гипсометрическую отметку точки входа в продуктивный пласт на стадии индивидуального проектирования и строительства ГС. Ошибка в гипсометрической отметке на залежах с большим этажом нефтеносности вносит ощутимые трудности при строительстве ГС и возникает необходимость оперативной корректировки проектных решений. На залежах, приуроченных к маломощным продуктивным пластам, неопределенность в установлении гипсометрии точки входа в продуктивный пласт приводит зачастую к отказу от бурения ГС и перевода её в категорию условно -горизонтальных. В целом, перспективными и, в определенной степени, проблемными в области проектирования, строительства и эксплуатации ГС остаются следующие направления: детальное геологическое обоснование ГС с учетом зон возможных осложнений, как при строительстве, так и при эксплуатации, необходимости оперативного управления профилем всей скважины, особенно в продуктивном пласте. Это направление предусматривает широкое использование трехмерной сейсморазведки, других современных геофизических средств, компьютерной обработки геофизических и других данных. проблема геонавигации в процессе строительства ГС, геофизическое и гидродинамическое исследование продуктивности пласта, интерпретации данных ГИС и ГДИ. проектирование ГС с применением современных программных продуктов с использованием трехмерных постоянно действующих геолого-технологических моделей. проблема строительства ГС на маломощные пласты с прохождением под зенитным углом более 65. Имеется несколько реальных путей решения этой проблемы: бурение ГС и БГС с малым радиусом искривления, которое обеспечивает быстрое и точное попадание даже в пласты малой толщины, применение профильных летучек и т.д. использование гибких колонн насосно-компрессорных труб на всем цикле строительства и эксплуатации ГС и БГС, применение долот с поликристаллическим синтетическим алмазным вооружением. разработка и подбор эффективных рецептур буровых растворов с различными свойствами с учетом мировых достижений. использование режима депрессии при вскрытии продуктивных пластов с применением гибких труб по известной технологии. бурение на обсадных трубах, что позволит улучшить технико-экономические показатели строительства скважин не менее чем на 30%. Технология бурения скважин на обсадных трубах в последнее время получает широкое распространение. Она революционным способом решает наиболее трудные проблемы строительства скважин в сложных геологических условиях: обвалообразование, уход бурового раствора и др.
