В мировой практике освоения нефтяных месторождений значительное внимание уделяется бурению и эксплуатации горизонтальных и разветвлённых горизонтальных скважин. Этот процесс стал одним из ключевых аспектов научно-технического развития, способствуя промышленному освоению трудноизвлекаемых запасов нефти и совершенствованию методов разработки месторождений.
Ключевые слова: бурение, горизонтальная скважина, конструкция, ствол, профиль.
Оптимальное пространственное положение и протяжённость горизонтального участка скважины определяются с учётом постоянно обновляемых геологических и гидродинамических моделей месторождения, а также данных геофизических исследований, полученных при бурении пилотного или транспортного ствола. Профиль горизонтальной скважины должен обеспечивать максимально возможную выработку запасов пласта и позволять проводить геофизические исследования, технологический мониторинг, ремонтные работы и изоляционные операции. В случае получения новой информации после бурения пилотного и транспортного стволов вносятся корректировки в траекторию горизонтального участка, что фиксируется в протоколах [1]. Процесс изменения траектории на всех этапах проектирования и бурения представлен на рисунке 1.
При строительстве горизонтальных скважин учитываются технологические ограничения, касающиеся точности входа в продуктивный пласт и забоя горизонтального ствола, которые не должны отклоняться более чем на 40 метров, что составляет 10 % от плотности сетки скважин. Вертикальный коридор бурения определяется мощностью продуктивного пласта, наличием водоносных горизонтов и плотных перемычек, при этом минимальная его ширина должна соответствовать техническим возможностям применяемого оборудования и точности телеметрических систем, составляя не менее 4 метров.
Смещение точки входа в продуктивный пласт допускается в пределах 150–160 метров, а интенсивность изменения пространственного угла не должна превышать 5 градусов на каждые 10 метров бурения. Изменение азимута на участках от устья до входа в продуктивный пласт и от входа до забоя ограничено 30 градусами, а интенсивность набора угла перед входом в продуктивный пласт не должна превышать 2,5 градуса на 10 метров.
Соблюдение этих параметров обеспечивает эффективность разработки месторождения, снижает геологические и технические риски, а также способствует оптимизации эксплуатации скважины.
Рис. 1. Процесс корректировки траектории при бурении ГС
Бурение наклонных и горизонтальных скважин может осуществляться различными методами, среди которых выделяют направленное бурение, сервисное инсталляционное бурение и направленный процесс внутриразломного типа. Первый метод применяется для управления траекторией скважины, второй позволяет создавать подземные коммуникационные объекты, а третий используется при освоении угольных пластов, что часто требует организации системы газоотвода. Горизонтальное бурение направлено на увеличение рабочей площади добычи полезных ископаемых, при этом создаются скважины с горизонтальными участками, которые могут использоваться для наклонно-направленного бурения [2].
Применение горизонтальных скважин позволяет значительно сократить капитальные затраты на бурение за счёт уменьшения их общего количества на месторождении. Хотя стоимость одной такой скважины выше из-за сложности конструкции, при массовом бурении её стоимость на метр проходки становится сопоставимой с вертикальными скважинами, что делает их использование экономически выгодным. Эффективность разработки месторождения при этом повышается, а коэффициент нефтеизвлечения может достигать 60–80 %. Это достигается за счёт широкого спектра преимуществ, включая возможность работы на любой стадии разработки, пересечение естественных трещин для увеличения проницаемости пласта, а также сокращение количества необходимых скважин в 4–5 раз по сравнению с вертикальными. Такой подход позволяет эффективно разрабатывать продуктивные пласты, расположенные под руслами рек, озёрами, горными массивами и городскими сооружениями.
Фактическое положение ствола скважины должно контролироваться с помощью инклинометрических измерений в процессе бурения, а допустимые отклонения указываются в проектной документации. Строительство горизонтальных скважин обычно ведётся на обустроенных месторождениях, что позволяет использовать глубинно-насосное оборудование для ускоренного ввода в эксплуатацию без необходимости глушения скважины. Чтобы избежать насыщения призабойной зоны водой во время простоя, горизонтальный участок ствола переводится на гидрофобный эмульсионный раствор [3].
При эксплуатации горизонтальных скважин важно учитывать их конструктивные особенности, поэтому традиционные методы изоляции обводнённых интервалов, применяемые в вертикальных скважинах, не всегда подходят. Определение обводнённого интервала в таких скважинах остаётся сложной задачей, поскольку универсальных методов его изоляции пока не разработано. Выбор способов изоляции требует осторожного подхода, предпочтительно использование щадящих кислотных реагентов вместо соляной кислоты. Для карбонатных коллекторов разработаны специальные химические композиции, например «Химеко К–2», которые применяются в нефтедобывающих компаниях России.
Выбор концентрации кислотного раствора и методики обработки скважины определяется геологической службой, при этом обработка должна начинаться с забоя. Это правило соблюдается при любых видах кислотных обработок, включая общие, поинтервальные и поинтервальнонаправленные.
Эффективность горизонтальных скважин напрямую зависит от правильного выбора проектных решений, соответствия технологии заканчивания геолого-техническим условиям, а также от конструктивных особенностей скважины. При проектировании учитываются назначение скважины, способ её эксплуатации, схема заканчивания и параметры бурового раствора. Строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин предусматривает использование высокодебитных электроцентробежных насосов, что повышает надёжность ремонтно-изоляционных работ, в том числе при бурении боковых стволов. Оптимальным вариантом является спуск эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, а для качественного вскрытия продуктивных пластов горизонтальный забой проектируется в виде фильтра.
Рекомендуемая конструкция горизонтальных скважин представлена на рисунке 2.
Рис. 2. Рекомендуемая конструкция горизонтальных скважин
Заканчивание горизонтальной скважины включает установку «хвостовика» диаметром 114–102 мм, который крепится в эксплуатационной колонне с помощью подвесного устройства, при этом верхняя часть «хвостовика» оснащается пакерами. В чистонефтяной зоне рекомендуется установка фильтров в продуктивном пласте, что способствует повышению эффективности разработки.
В водонефтяной зоне применяется конструкция закрытого типа, при которой «хвостовик» полностью цементируется, либо используется нецементируемый вариант с интегрированными пакерами, реагирующими на нефтяную или водную среду. Такой подход обеспечивает возможность изоляции обводнённых интервалов в процессе эксплуатации. В дальнейшем отсечение зон с высокой обводнённостью может осуществляться путём тампонирования, установки профильного перекрывателя или применения циркуляционных клапанов, встроенных в компоновку «хвостовика».
Литература:
- Будников В. Ф. Основы технологии горизонтальных скважин / Е. Ф. Проселков, Ю. М. Проселков. — 2008. — 424с.
- Сучков Б. М. Горизонтальные скважины — М.:Ижевск — 2006. — 423 с.
- Басаргин Ю. М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин / А. И. Булатов, В. Ф. Будников, В. Г. Гераськин. — М.: Недра — 2012. — 262 с.
