Горизонтальное бурение
Современный уровень развития горизонтального бурения и выход его на широкий промышленный рынок стал возможным только благодаря развитию и совершенствованию специальных инструментов и приборов, без которых применение данной технологии не представляло бы собой настолько эффективный и доступный метод разработки сложных месторождений.
Направляющий инструмент. Первые направляющие инструменты были гидромеханическими, однонаправленными, и зависели от нагрузки на долото, а также от цикла работы насоса для перемещения забойного оборудования до требуемой ориентации. Большую роль при применении первого поколения направляющего инструмента играла квалификация буровой бригады, которая подбирала инструмент на основании собственного опыта. Такой инструмент работал при ОПД, если не требовалось закачивать газовый агент через бурильную колонну, так как фиксация его позиции зависела от разности давления по длине инструмента. Затем был разработан направляющий инструмент нового поколения с автономным гидравлическим или электрическим приводом. Такой инструмент, работающий в двух направлениях, мог независимо приводиться в действие и работать во время бурения с включенными или отключенными буровыми насосами.
Приборы контроля положения забоя при бурении в составе забойного измерительного комплекса располагаются в разработанных специально для этих целей немагнитных бурильных трубах на виброгасящих подвесках, так как требования по вибростойкости, предъявляемые к ним, превышают требования авиационно-космической промышленности. Для соединения таких труб разработаны специальные быстроразъёмные соединения, не требующие вращения.
Состав измерительного модуля обычно включает:
- феррозонд (локатор муфт), для измерения магнитного поля, что помогает точно определить положение муфт обсадной колонны и даёт возможность при необходимости перекалибровать глубину спуска труб. Это исключает большинство неточностей в определении глубины, которые могут быть связаны с применением гибкой трубы;
- акселерометр, для определения величины вибрации инструмента, что позволяет оператору, работающему с установкой гибкой трубы, отслеживать момент заклинивания долота в условиях многофазной сжимаемой жидкости, а также предоставляет возможность вовремя определить на забое уровень вибрации, который может нанести повреждение электронным устройствам или вызвать неточности в определении кривизны скважины;
- инклинометр, для определения углов отклонения бурового инструмента и отклонения траектории бурения скважины от заданной. Для инклинометров используются высокоточные гироскопические системы;
- другие приборы, такие, как датчик давления и геофизические зонды.
В состав наземного оборудования входят:
- гидроприводная установка с гибкой трубой и с кабиной оператора;
- катушка с 60,3мм или 73мм гибкой трубой и инжектор;
- забойное оборудование;
- мачта с грузоподъёмностью на крюке 68т;
- подвышечное основание с мостками и стеллажом и для труб;
- противовыбросовое оборудование с лубрикатором;
- культбудка с инструментальной кладовой и раздевалкой; насосный агрегат для жидкости; насосный агрегат для азота;
- ёмкость для хранения азота.
Некоторые особенности применения технологии ОПД
Для обеспечения ОПД и хорошей очистки скважины, в качестве промывочной жидкости применяются сырая нефть или дизельное топливо, смешанные с азотом. Может использоваться и пластовая вода, однако, при этом увеличивается расход азота для снижения плотности буровой жидкости для сохранения ОПД. Важно учесть совместимость коллекторов с буровой жидкостью, а также совместимость жидкой фазы бурового раствора с резиной статора в забойном двигателе. Обычно углеводороды с высоким содержанием ароматических веществ или низкой температурой полного растворения анилина (менее пластовой температуры) могут быть непригодны при работе с двигателями объёмного типа (винтовые забойные двигатели). Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве должна быть 60-70м/мин., что позволит эффективно очистить скважину и предотвратить образование шламовых пробок. Благодаря компьютерному моделированию имеется возможность рассчитать на месте время выноса выбуренной породы или бурового раствора от забоя до устья скважины. Математическое моделирование помогает рассчитать требуемый объём азота и определить потребность в оборудовании, улучшая экономику бурения. Оно также используется для оценки технических возможностей, особенно при определении геометрии скважины и предполагаемого радиуса действия.
Как показала практика, технология бурения горизонтальных скважин на депрессии с применением гибкой трубы является эффективным и экономически обоснованным методом бурения как карбонатных, так и песчаных коллекторов. Эта технология позволяет производить зарезку нескольких новых стволов из существующей горизонтальной скважины для извлечения углеводородов из неохваченных участков пласта.
Одним из наиболее удачных примеров бурения на депрессии газовой скважины с горизонтальным участком с применением гибридной установки с гибкой трубой является скважина «Апачи Харматан» 12-16-33-3 W5M (Apache Harmattan 12-16-33-3 W5M), пробуренная компанией Фракмастер в мае 2007года. Оператором скважины является компания Апачи Канада Лтд. (Apache Canada Ltd). Место нахождения скважины обозначено, согласно канадской классификации, номером 12-16-33-3 W5M, что относится к канадской провинции Альберта.
Основные литологические и коллекторские свойства пласта:
Газоносный продуктивный горизонт на объекте представлен карбонатными отложениями раннего каменноугольного периода («Elkton» formation) и характеризуется следующими параметрами:
- толщина пласта 18м
- толпщна продуктивного горизонта 6,3м
- пористость 7,5%
- проницаемость на горизонтальном участке 1мД
- проницаемость на вертикальном участке 0,3мД
- пластовое давление: 165атм
- отмечалась относительно высокая однородность эксплуатационного объекта.
Цели и основные параметры бурения:
- вертикальная глубина скважины (TVD) 2451м
- длина по стволу скважины (MD) 2870м
- диаметр ствола 120,7мм
Компановка нижней части бурильной колонны (КНБК) включала долото трёхшарошечное марки STR-30 с фрезерованными зубцами, винтовой забойный двигатель марки «Трудрил», D-95 мм с регулируемым (кривым) переводником с углом наклона 1,15°.
На данном эксплуатируемом объекте была поставлена задача
пробурить ствол диаметром 120,7мм на приблизительную глубину в
2940 м от отметки в 2507 м. Бурить предстояло в пласте нижнего карбона с учётом того, что общая глубина проходки будет уточнена в соответствии с длиной имеющейся в наличии гибкой трубы. Бурение
проводилось на депрессии (в условиях ОПД) с использованием азота и
дизельного топлива в качестве промывочной жидкости. При расчётном
пластовом давлении в 165 атм, давление в затрубном пространстве
(ЗП) поддерживалось в пределах 75-90 атм. Содержание H2S в пластовом флюиде составляло примерно 1%. Приток газа составил 170-227 тыс. м3/сут.
Фактическая вертикальная глубина скважины составила 2447,9-2453,8 м, с глубиной по стволу скважины 2870,0 м.
Навигационный контроль за направлением и глубиной бурения вёлся в соответствии с проектом, с которым давал хорошее совпадение.
Механическая скорость проходки составила (табл. 4)
Таблица 4
От 2480м до 2650м | От 2650м до 2870м | ||
средняя | 19,7 м/ч, без проработки ствола | средняя | 12,1 м/ч, без проработки ствола |
средняя | 11,7 м/ч, включая проработку ствола и исследования на приток | средняя | 10,9 м/ч, включая проработку ствола |
10-60 м/ч | вариация | 7-60 м/ч |
Скорость проходки заметно не менялась с изменением расхода бурового раствора. Литологический состав отложений был достаточно однородным до глубины 2843 м, на которой стали встречаться более плотные известняковые породы, что отразилось на некотором уменьшении скорости проходки.
Таблица 5
Отмечалась хорошая очистка ствола при прохождении интервалов по схеме
От | До | Натяжение на инжекторе, т |
2560м | 2500м | 27,5 |
2600м | 2300м | 30,0 |
2650м | 2300м | 28,0 |
2700м | 2600м | 34,7 |
2780м | 2505м | 11,7 |
2860м | 2850м | 16,8 |
Вынос бурового шлама носил равномерный характер по всей длине колонны, поэтому очистка ствола была оценена как качественная (табл. 5).
Таблица 6
Параметры ОПД при расчётном пластовом давлении 165 атм
Расход жидкости и азота, м3/мин | Давление на забое, атм | ДР, атм | Устьевое давление, атм | Добыча, тыс. м3/сут |
0,55/0 | 207 | 40 | 0,5 | 0 |
0,35/35 | 100 | 50 | 8,0 | 0 |
0,40/20 | 88 | 45 | 8,0 | 113 |
0,40/20 | 68 | 35 | 15 | 164 |
0,40/15 | 78 | 36 | 17 | 227 |
0,45/10 | 79 | 36 | 20 | 221 |
0,45/15 | - | - | 23 | 368 |
Таблица 7
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 |
