Забойные двигатели

Турбобуры. При турбинном бурении скважины долото приводится во вращение забойным двигателем, называемым турбобуром. Турбобур - это забойный двигатель, превращающий энергию движущегося потока бурового раствора в механическое движение - вращение вала турбобура, соединенного с долотом.

пефтят

Гл;

а IX. Sypein

Рис. 43. Ступень турбины

Турбобур представляет из себя многоступенчатую турби-ну с числом ступеней от 25 до 350. Каждая ступень турбины (рис. 43) состоит из статора (1), соединенного жестко с корпусом турбобура и ротора (2), \h рсплепного па валу турбобура. В статоре и роторе поток бурового раствора меняет направление движения и, перетекая из ступени в ступень, отдает часть гидравлической мощности каждой ступени. Мощность, создаваемая на валу турбобура всеми ступенями, суммируется па валу турбобура и передается долоту.

Считается, что для эффективной работы турбобура необходимо иметь около ста турбин. В каждой турбине равномерно по периметру размещены лопатки ротора. Перед каждой турбиной-ротором в корпусе турбобура установлены аналогичные по конструкции турбипки-статоры. Каждая пара турбинок ротора и статора образуют ступень турбобура. В современных турбобурах число таких ступеней доходит до трехсот. Поток бурового раствора вначале попадает на лопатки турбинки-статора, изменяет направление и попадает на лопатки турбинки-ротора, опять изменяет направление, а возникшая при этом радиальная сила через турбипки-роторы приводит во вращение вал турбобура. Промышленностью выпускается односекционный многоступенчатый турбобур. Выпускаются также двух-, трех- и четырехсекционные турбобуры, имеющие, соответственно, до 230, 270 и 280 турбин. Многосекционные турбобуры применяются при бурении глубо-

КИХ СКВЗлСИН.

Для отбора керна при бурении скважин турбинным способом применяются колонковые турбобуры (турбодолота) со съемной грунтоноской. Турбобуры выпускаются в основном с наружным диаметром от 102 до 235 мм, т.е. они могут применяться при бурении скважин долотами разного диаметра.

i(пефт

Н.И.Кулш

Применяются также низкочастотные забойные гидравлические двигатели - это винтовые (объемные) двигатели с частотой вращения вала от 90 до 300 об/мин. Винтовой забойный двигатель состоит из двух секций: двигательной и шпиндельной.

Двигательная секция состоит из винтового ротора (внутренний винт) и статора с внутренним винтом. У ротора винт короче на один зуб, а ось ротора смещена относительно оси статора. Буровой раствор, проходя и зазоре винтового механизма, вращает винт ротора.

Винт ротора соединен с валом, на конце которого имеется резьба для навинчивания долота.

Электробуры. Электробур - это забойный электрический

двигатель, с помощью которого обеспечивается вращение долота на забое скважины. В корпусе электробура помещается трехфазный электродвигатель переменного тока. Электроэнергия к электродвигателю подастся с поверхности по специальному кабелю, находящемуся внутри бурильных 1руб. Под вертлюгом располагается кольцевой токоприемник, к которому по кабелю подается электрический ток. Весь кабель разделяется на отдельные секции. Каждая секция имеет длину, равную длине спечи бурильных труб. Соединение и разъединение кабельных секций при свинчивании и развинчивании свечей во время спускоподъемных операций производятся с помощью специальных замков (контактов) па каждой трубной свече. Контактный замок состоит из жесткозакреплепного на одном конце трубы по центру контактного стержня и муфты, тоже жесткозакрепленпой на другом конце 1рубы. При свинчивании чрубпых свечей стержень входит в муфту и замыкает электрический контакт, а при развинчивании контакт размыкается. В процессе бурения колонна бурильных труб неподвижна и по ней полается буровой раствор на забой скважины. При бурении электробуром обеспечивается стабильность режима бурения, т.к. при этом частота вращения ротора не зависит от количества бурового раствора, подаваемого на забой скважины.

Недостатком электробурения является неудобство подачи электроэнергии к электробуру и сложное обеспечение надежности герметизации электробура от попадания га него бурового рас-

Глапа IX. Бурение нефтяных и газовых сквпжин 177

твора. В электробурении применяются электробуры диаметром 170, 215 и 250 мм и долота 190,5; 244,5; 295,3 мм.

6. Цикл строительства скважины

Перед началом бурения на месте бурения скважины площадку освобождают от посторонних предметов, при наличии леса его вырубают и выкорчевывают. Если бурение будет вестись и заболоченной местности, то предварительно отсыпают дорогу до места буровой, а так же отсыпают площадку, ликвидируя заболоченность, под буровой установкой. Делают планировку площадки, подводят линию электропередачи, связь и водовод.

Буровые вышки, если позволяет рельеф местности и расстояние, перевозят без разборки на специальных гусеничных тележках или на санях с полозьями, а также возможен метод пнев-мопередвижки. После перевозки и установки на месте буровой вышки начинают монтаж остального оборудования, т.е. монтаж поршневых насосов с дизельным приводом или насосов с электроприводом; систему очистки бурового раствора, электрощитовую, устьевое оборудование (ротор, превентор, гидравлический индикатор веса), буровое укрытие для привышечных сооружений и т.д. Если бурение начинается на новой площади, удаленной от места ведения буровых работ, в этом случае все оборудование, включая буровую вышку, насосный блок, очистные сооружения и т.д., завозят в разобранном виде на буровую площадку и здесь начинают собирать буровую вышку и все остальное оборудование.

После монтажа буровой вышки и всего оборудования начинают проводить подготовительные работы к бурению скважины. К подготовительным работам относятся:

1. Оснастка талевого блока и кронблока стальным канатом
и подвеска подъемного крюка.

2. Установка и опробование средств малой механизации.

3. Сборка и подвеска к крюку вертлюга квадрата (ведущая
труба), присоединение гибкого высоконапорного шланга
к трубе-стояку и к вертлюгу.

178 R.M, Кудшгов, Основы исфтегазппромъхаювого депп

4. Центровка вышки.

5. Установка ротора.

' 6. Бурение направления скважины.

По окончании подготовительных работ буровая бригада проводит опробование всех агрегатов и затем пробное бурение. После пробного бурения проводится так называемая пусковая конференция. На пусковой конференции участвуют все члены буровой бригады во главе с мастером, ответственные работники районной и центральной инженерно-технологических служб, главный инженер управления буровых работ.

На конференции знакомятся с технологическим планом и задачами бурения скважины, возможными осложнениями во время бурения и другими вопросами.

Буровая комплектуется соответствующими плану бурения долотами, бурильными трубами, горюче-смазочными материалами, инструментом и т.д. На буровой до начала бурения устанавливаются вагоп-столовая, вагончики для отдыха и сушки спецодежды, химлаборатория для проведения анализов бурового раствора и т.д. Вокруг буровой размещаются инструментальная площадка, емкости для хранения бурового раствора, химических реагентов и т.д.

После проведения пусковой конференции начинается плановое бурение скважины. С целью выноса разрушаемых в процессе бурения горных пород в скважине непрерывно осуществляют промывку буровым раствором. Это одно из ответственных мероприятий и процессе бурения скважины. Буровой раствор не только обеспечивает вынос разрушенной породы на поверхность, но и позволяет выполнять ряд других важных функций:

1. Создание противодавления на забой скважины с целью
недопущения открытых выбросов нефти и газа.

2. Глинизация стенок ствола скважины и предотвращение
обвалов горных пород в скважине.

3. Удержание разрушенной горной породы во взвешенном со
стоянии при прекращении циркуляции в стволе скважины.

4. Охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны
скважины.

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых екпажпн 179

5. Передачу энергии турбобуру или винтовому двигателю.

6. Защиту бурового оборудования и бурильной колонны от
коррозии и трения.

Буровые растворы по способу приготовления бывают:

1. Затворенные на водной основе, то есть глина растворяет
ся в воде с возможными добавками химических реагентов
или просто в технической воде.

2. Растворы па нефтяной основе (углеводородные раство
ры)-

3. Растворы на основе эмульсий.

4. Газообразные или аэрированные растворы.

5. Растворы с использованием поверхностно-активных ве
ществ (ПАВ) и полимеров, в частности, полиакрилами-
да (ПАЛ).

Вода, используемая в качестве бурового раствора, является наиболее доступной и недорогой жидкостью. Обладает многими положительными качествами, такими как: хорошо удаляет разрушенную горную породу с забоя скважины, охлаждает буровое оборудование, дешевая в сравнении с другими растворами. Однако применение технологической воды ограничивается. При вскрытии продуктивных горизонтов она, фильтруясь в пласт, значительно снижает проницаемость коллекторов, вследствие чего уменьшается дебит нефти из скважины. Вода плохо удерживает горную породу при прекращении циркуляции, вызывает набухание глинистых пород и т.д.

Чаще всего применяются глинистые буровые растворы. Для приготовления глинистого раствора применяются бентонитовые, каолиновые и другие глины. Из одной тонны бентонитовой глины получается при затворении с водой 14-15 м³ качественного глинистого раствора, а из средне- и низкосортных глин -от 4-х до 8 м³.

Плотность и вязкость глинистого раствора подбираются такими, чтобы он удерживал частицы разрушенной горной породы даже при прекращении циркуляции раствора, препятствовал проникновению фильтрата в пласты, хорошо глинизировал стенки скважины и препятствовал открытым выбросам нефти и газа.

180 В.И. Кудимов. Основы пеф/иегаюпромысяового дела

Глинистые растворы, в зависимости от условий бурения, приготавливают с добавками химических реагентов, поверхпост-но^активных веществ, полиакриламида и т.д.

Растворы ма нефтяной (у еле водородной) основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой основной несущей средой является нефть или дизельное топливо, а дисперсной (взвешенной) фазой является окисленный битум, асфальт или гидрофобизированный бентонит.

Буровые растворы на нефтяной основе применяются при вскрытии продуктивных горизонтов, а также при бурении скважин с наличием больших пачек набухающих глин и солей.

Буровые растворы на нефтяной основе особенно эффективны при вскрытии продуктивных пластов, так как они сохраняют естественные свойства призабойной зоны пласта, то есть раствор имеет ту же основу, что нефть и газ, и поэтому проникновение его в продуктивный пласт не приводит к изменению одного из главных параметров пласта - проницаемости. Растворы на основе эмульсий на 60-70% состоят из нефти или нефтепродуктов, и остальное - вода. Эмульсионно-буровые растворы применяются при бурении в глинистых и солевых отложениях.

Газообразные или аэрированные растворы состоят из жидкости (вода или нефтяная эмульсия) в смеси с газом или воздухом в соотношении 1:30 с добавкой ПАВ (поверхностно-активных веществ) и пенообразователей. Эти растворы, обладая всеми вышеизложенными свойствами глинистых растворов, обладают дополнительным преимуществом - возможностью применения их при катастрофических поглощениях буровых растворов во время бурения, а также при вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением.

Буровые растворы с использованием поверхностно-активных веществ и биополимеров готовятся на водной основе. При смешивании воды с ПАВ или биополимерами образуется ге-лиообразный раствор, который сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Такой раствор применяется, когда необходимо сохранить устойчивость стенок скважины и не допустить снижения проницаемости продуктив-

„ефт*

а IX. Бура

пых пластов. Растворы биополимеров термоустойчивы, что позволяет их применять при больших глубинах бурящихся скважин. Важными показателями буровых растворов являются плотность, вязкость, фильтрация, статическое напряжение сдвига, стабильность и другие. У буровых растворов плотность бывает различной. У растворов мапоглиннстых плотность 1500-1600 кг/м^э, у тяжелых буровых растворов - до 2100 кг/м³ и более, а у растворов на нефтяной основе - 890-980 кг/м³. Вязкость бурового раствора характеризует свойство оказывать сопротивление его частиц при движении. Способность бурового раствора отдавать воду горным породам называется фильтрацией. Чем больше воды в растворе и чем меньше в нем глинистых частиц, тем больше воды проникнет в продуктивный пласт, за счет чего значительно снижается проницаемость продуктивного горизонта и дебит скважины. Способность бурового раствора удерживать во взвешенном состоянии частицы разбуренной породы называют стабильностью. В процессе приготовления буровых растворов с целью улучшения его свойств производят его химическую обработку.

Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него соответствующих химических веществ. Химическая обработка бурового раствора позволяет достигать необходимой вязкости, придавать ему свойства но термостойкости, со-лестойкости, повышать стабильность раствора, снижать способность его фильтрации и т.д.

Буровые растворы приготавливают централизованно на глинозаводе или непосредственно на буровой. Буровой раствор в процессе бурения скважины подвергается очистке. Очистка бурового раствора осуществляется частично за счет естественного выпадения частиц горной породы в желобах и емкостях при выходе из скважин, а в дальнейшем - в специальной системе принудительной механической очистки с использованием вибросит, гидроциклонов и т.д. Очищенный от породы буровой рас-тпор вновь подается в скважину. Контролируй качество бурового раствора непосредственно на буровой, в него при необходимости добавляется вновь приготовленный качественный буровой раствор. В процессе бурения скважин бывают осложнения, такие как

В.И. Култ

!. Основы иефпк

апромыелового дет

обвалы горных пород вследствие их неустойчивости; поглощение бурового раствора от частичного до полного, когда при бурении встречаются пласты с большой пористостью и проницаемостью, или большие каверны, когда давление столба бурового раствора выше, чем пластовое давление в скважине; нефтяные или газовые выбросы (открытое нефтяное или гачовос), когда пластовое давление оказывается выше давления столба бурового раствора в скважине; прихваты бурового инструмента из-за его заклинивания при обиалах пород, при больших искривлениях, при осадке разбуренной породы в стволе скважины, в случае прекращения циркуляции в стволе скважины и т.д.

Скважины бурят вертикальные, наклоннонаправленпые и горизонтальные. Долгое время основным видом бурения скважин было вертикальное бурение. Последние годы все более стал применяться метол наклоннонаправленного бурения, т.е. когда, согласно проектам на бурение, скважина бурится по траектории с отклонением от вертикали. Обычно наклонные скважины целесообразно бурить под дно моря, реки, озера, а также под горы, овраги; в болотистой местности, заповедных лесах, под крупные промышленные объекты, города и села. Наклонные скважины также применяют при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также в целях сохранения плодородных земель, с целью снижения стоимости бурения скважин, за счет сокращения подготовительных работ и коммуникаций (связь, электроэнергия, водоводы и т.д.). Для отклонения профиля скважины от вертикали применяют специальные приспособления. К ним относятся: кривой переводник, кривая бурильная труба, различного вида отклонители и т.д. Все больше и больше п пашей стране в последние годы применяется горизонтальное бурение скважин и бурение боковых горизонтальных стволов скважин в отработанных и нерентабельных скважинах, где имеются пешлработалные пропластки с нефтью.

6. Бурение горизонтальных н боковых горизонтальных стволов скважин

Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения ее из недр является раз-

RnaRa IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 183

работка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране было осуществлено в Башкирии иод руководством A.M. Григоряна и В.А. Брагина. В 1947 году на Краснокамском месторождении Башкирии из основного вертикального ствола в продуктивном пласте были пробурены два горизонтальных ствола 30 и 35 метров. В 1957 голу па Яблоновском месторождении Самарской области была пробурена екпажина № 617 с длиной горизонтального ствола 145 м. В 50-е годы на Ярегском месторождении при шахтной разработке нефти было пробурено сотни скважин с длиной горизонтальных стволов до 150 моров.

Однако, как и многие другие ценные разработки, горизонтальное бурение с самого начала не нашло своего развития и промышленного применения в нашей стране. В то же время в США, Канаде и Западной Европе этот метод осваивался, совершенствовался и все более находил применение. По состоянию на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизонтальных скважин (ГС). В России, хотя и медленно, бурение гори-зо] Етальных сквэяСин стало развиваться и нарандиваться с уи—х го— Дов.

С 1990 по 1995 год в нашей стране пробурено около 300 горизонтальных скважин. К концу 2000 года в России пробурено уже около 2000 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

Увеличение бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в нерентабельных, отработанных скважинах не случайно. За последние два десятилетия в нашей стране все более открываются нефтяные месторождения с трудноизвле-каемыми запасами. В то же время запасы крупных нефтяных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья в основном выработаны, но в них имеются еще значительные неизвлеченные запасы нефти и газа.

Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях со сложным геологическим строением, на поздней стадии разработки, а также на месторождениях с вязкими нефтями. В не-

В.И.Куди1К1В.0г«.

опролш

1 dent

,а IX. Бурение иефтят

однородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Из-за близости водоиефтяных (ВПК) и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфорацией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать продуктивный пласт вблизи водопефтяпого контакта, то можно вскорости получить прорып воды в скважину, а если вскрывать продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны прорывы газа в нефтяную часть нефтяного пласта и т.д.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют:

1. Повышать нефтеизплечение из недр за счет увеличения
площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и
газа из залежи, а также за счет повышения эффективности
процессов воздействия на пласт.

2. Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с
вертикальными скважинами за счет увеличения площади
фильтрации.

3. Позволяет продлевать безводный или малообводпенпый пе
риод нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на позд
ней стадии разработки.

5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд кото
рых в России исчисляется десятками тысяч, не только вос
станавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению
с первоначальным (при вводе месторождения в разработку),
дебит нефти и газа.

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подзем
ных хранилищ газа.

7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку
нефтяных и газовых месторождений.

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболо
ченных и залесенных местах.

По данным «ВНИИнефти», для бурения горизонтальных скважин в России имеются огромные перспективы: в нашей стране более 6 млрд. т извлекаемых запасов нефти в нмзкопро-ницаемых коллекторах; более 4 млрд. т нефти - в газонефтяных месторождениях; 2,5 млрд. тонн тяжелых нефтей; 2,3 млрд. т нефти в карбонатных коллекторах; около 3 млрд. т в заводненных залежах со степенью выработанности запасов нефти более 50%. Кроме этого, в России имеются десятки млрд. т битумов, где метод горизонтальных скважин может быть эффективно использован.

В настоящее время за рубежом при разработке нефтяных и газовых месторождений в основном применяют горизонтальные скважины. Основной объем горизонтального бурения, по данным журнала «Нефть и газ» (США) за 1995 год, приходился па США и Канаду, где в настоящее время горизонтальными скважинами разрабатываются 334 месторождения.

С конца 70-х годов прошлого столетия в нашей стране все чаще стали применять наклоннонаправлениое бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение - это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке.

Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, многоствольные и т.д.

Такие скважины чаше всего применяются:

- при разработке нефтяных месторождений, залегающих под
дном океанов, морей, озер, рек;

- при бурении скважин, расположенных на участках земли
с сильно пересеченным рельефом местности (горы, овраги);

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромысАОвога дела

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

- для тушения пожаров (горящих фонтанов нефти или газа),
ликвидации открытых выбросов нефти и газа;

- при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участ
ков земель, снижения капитальных вложений на бурение
и обустройство месторождения, а также эксплуатационных
затрат на обслуживание скважин и оборудования;

- при бурении нефтяных скважин, расположенных под соля
ными залежами, п связи трудностью бурения при проходке
этих залежей.

При бурении наклошюпаправлеппых и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые дпигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства предназначаются для создания па долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины.

При бурении горизонтальных скважин с забойными двигателями в качестве отклоняющих устройств применяют турбинные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двигателей, механизмы искривления МИ (в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем. В роторном бурении применяют отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и т.п.

При безориентированном бурении забойными двигателями и роторным способом для изменения зенитного угла при постоянстве ачимута скважины в качестве отклоняющего устройства используются прямолинейные компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) с центраторами (стабилизаторами) и калибраторами с параметрами, обеспечивающими заданное изменение зенитного угла ствола скважины па интервале бурения с КНБК. При бурении горизонтальных скважин применяются следующие виды отклонителей в составе:

1) долото d = 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ-240 (А9ГТШ, Т12РТ-240), искривленный переводник, утяжеленная бурильная труба (УБТ) диаметром 478 или 203 мм;

2) долото d - 215,9 мм, винтовой забойный двигатель ДЗ-172
или Д5-172, искривленный переводник, УБТ диаметром
478 мм;

3) долото d - 295,3 мм, турбинный отклонитель ТО2-240;

4) долото (/ = 215,9 мм, турбинный отклонитель ТО2-195;

5) долото d = 215,9 мм, шпиндель-отклонитель ШО1-195, одна
или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм;

6) долото d = 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двига
теля (ДЗ-172, Д5-172), искривленный переводник, рабочая
парадвигачеля;

7) долото d - 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двига
теля (Д2-195), искривленный переводник, рабочая пара
двигателя;

8) долото d =!90,5 мм, турбинный отклонитель ТО-172;

9) долото rf = 215,9 мм, шарнирный забойный двигатсль-от-
клонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.

По длине направляющей секции - части отклонителя от долота до искривленного переводника - все отклонители делятся па две труппы: отклонители с упругой направляющей секцией и отклонители с жесткой направляющей секцией. У отклонителей с упругой направляющей секцией искривленный переводник располагается над забойным двигателем или секцией турбобура, а у отклонителей с жесткой направляющей секцией искривленный переводник устанавливается непосредственно над шпинделем. Отклонители позиций 1 и 2 являются упругими, а отклонители позиций 3-9 являются .жесткими.

Искривленный (кривой) переводник (рис. 44) является необходимым элементом отклонения ствола скважины при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Упругие отклонители представляют собой патрубок из УБТ такой же длины, что и обычный переводник, с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1-4" нарезают на ниппеле или иногда на муфте. Кривой переводник вместе с УБТ длиной 8-24 м крепится к турбобуру или винтовому забойному двигателю (ВЗД). Жесткость кривого переводника способ-

IS.И. Кудимов. Основы чефтегшопро.

деле

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скнаж

стпует возникновению в сечении изгиба отклоняющей компановки момента упругих сил больших величин и, как следствие, повышенной отклоняющей силы па долоте. Интенсивность искривления ствола с использованием кривого переводника зависит от геометрических размеров элементов отклоняющей компоновки, жесткости и веса забойного двигателя и установленных над ним УБТ, d скважины, режима бурения, боковой фрезерующей способности буровых долот и фи-

Рис. 44. Кривой переводник

Рис. 46. Отклоняющее устройство с накладкой: 1 - бурильные трубы; 2 -кривой переводник; 3 - турбобур; 4 -накладка; 5 — долото

зико-механических свойств разбуриваемых пород. Кривой переводник с односекционным турбобуром даст возможность набирать зенитный угол до 40-45°, с укороченным турбобуром - до 50-55", а с коротким турбобуром до 90° и более. При этом искривление ствола скважины достигает, соответственно, 1-2, 4—5 и 5-6° на 10 м. Кривой (искривленный) отклонитель Р-1 с двумя перекосами присоединительных резьб (рис. 45) состоит из отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которого имеют перекос в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Угол, образованный осью трубы и осью нижней присоединительной трубы, составляет 2-3°, а угол, образованный осью трубы и осью верхней присоединительной резьбы, - 2-2,5". Этот отклонитель имеет длину 4—8 м.

Рис. 45. Отклонитель Р-1

Отклонитель с накладкой (рис. 46) - это сочетание кривого переводника и турбобура или винтового забойного двигателя с накладкой. Его применяют для достижения значительных зенитных углов с использованием односекционных турбобуров. Накладка крепится к турбобуру в середине системы долото - щие приспособления, а также турбинные отклонители, шпин-турбобур или несколько ниже, над турбобуром устанавливают дель-отклонители, упругие отклонители и т.д. кривой переводник и бурильные трубы. Высота накладки к не Отклоняющие приспособления (рис. 47) в роторном буре-должна выдаваться за габариты долота. Применяются отклоняю- нии используются только в начальный момент для придания

Глапа IX. Бурение нефтя

190 IJ.I1. Кудптюв. Основы исфтегазопромысловогп депа

стволу скважины требуемого направления. Отклоняющие приспособления представляют собой клиновидные устройства с наклонным направлением для долота.

Рис. 47. Типы отклоняющих приспособлений в роторном бурении: а - работа с отклоняющим клипом: 1 - установка клипа; 2 - забури-ванис ствола; 3 - извлечение клипа; 4 - расширение ствола; б - работа с шарнирным отклонителем: 1 - установка отклонителя; 2, 3 - забуривание ствола; 4 - расширение ствола

Профили горизонтальных скважин. Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка ствола. Направляющая часть профиля - это часть ствола скважины от устья до начала горизонтального участка.

Применяются три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и малым радиусом (рис. 48). Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (более 190 м) применяются при кустовом бурении скважин на суше и на море с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка от 500 до 1500 м. При этом получают искривление 0,7-2,0° на 10 м проходки.

Рис. 48. Схемы горизонтальных скважин с большим (> 190 м), средним (60-190 м) и малым (10-30 м) радиусом кривизны

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60-190 м) позволяют получать искривление скважины от 3,0 до 10,0° на 10 метров проходки при длине горизонтального участка от 450 до 900 м.

В горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны 10-30 м искривление составляет 1,1-2,5" на 1 м при длине горизонтального участка от 100 до 250 м. Горизонтальные скважины с малым радиусом чаще применяются при бурении боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

При бурении горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов отклонение ствола от проектного профиля не должно быть выше допустимых пределов. Конечная точка каждого криволинейного и прямолинейного участка должна находиться

В.И. Кудинов. Основы иефтег

1 деж

в пределах допуска в соответствии со следующими требованиями. Зенитный угол в конечной точке участка не должен отклоняться от проектного более чем на ±2-3°. Радиус искривления ствола па любом участке скважины не должен быть меньше допустимого.

Допустимым отклонением наклонного ствола служит суммарный угол искривления. На каждом участке этот угол не должен преш.нгшъ проектный более чем па 15%. Фактический суммарный угол искривления ствола определяют после окончания бурения каждо! о участка, но не менее чем через 500 м. Таким образом, качество проводки горизонтальных скважин контролируется по зенитному углу каждого участка, допустимому радиусу искривления ствола и допустимому суммарному углу искривления скважины. Непрерывный контроль за ходом бурения скважины по заданному профилю позволяет вести телеметрическая система.

Телеметрическая система устанавливается на расстоянии 15-20 м от забоя. При электробурении используется телеметрическая система (СТЭ), которая позволяет непрерывно управлять траекторией скважины в пространстве. Телеметрическая система состоит из глубинного блока телеметрической системы (БГТС), глубинного измерительного устройства (УГИ), наземного пульта телеметрической системы (ПНТС), наземного измерительного устройства (УНИ), присоединительного фильтра (ФП).

Схема компоновки аппаратуры СТЭ показана на рис. 49.

Схема компоновки включает скважинное измерительное устройство, спускаемое в скважину, и наземное приемно-регистриругощее устройство.

Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанавливается над электробуром. В контейнере размешаются датчики и электронные преобразователи. Информация передается по проводному каналу связи на дневную поверхность. Полученные с забоя сигналы в приемном устройстве преобразуются и поступают на приборы, шкалы которых градуируются в значениях измеряс-

Рис. 49. Схема компоновки узлов СТЭ: 1 - вертлюг; 2 - токоприемник; 3 - ведущая труба; 4 - ротор буровой установки; 5 - бурильная колоша; 6 — забойная аппаратура телеметрической системы; 7 - электробур; 8 - механизм искри плени я; 9 - долото; 10 - станция управления и защиты электроруба; 11 - пульт управления; 12 - прием по-регистрирую шее устройство СТЭ

Телеметрическая система СТЭ работает при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до 100" С.

Пределы измерений следующие: угол наклона 0-100°, азимут 0-360°, угол положения отклонителя 0-360", относительная погрешность измерений 2,5%.

В.И. Кудинов. Основы пефт

Плана IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 50. Схема компоновки аппаратуры СТТ: 1,3- направляющие ролики; 2 - герметизирующее устройство вертлюга; 4 - сбросовый канал связи; 5 - лебедка сбросовой линии связи; 6 - приемпо-регистрирующее устройство; 7 - бурильная колонна; 8 - кабель; 9 - забойный герметизированный контейнер, в котором размещены скважинные измерительные приборы; 10-УБТ; 11 —турбинный отклонитель; 12-долото

При турбинном бурении используется телеметрическая система (СТТ). Схема компоновки аппаратуры телеметрической системы СТТ показана на рис. 50. Глубинное измерительное устройство 9 размещается непосредственно над отклонителем или

нал УБТ. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере разметаются датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частного модулирования полученных сигналов и передачи их па поверхность в виде время импульсной информации. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи. В приемно-регистрирующем устройстве телеметрической системы СТТ сигналы дешифруются и регистрируются с помощью записывающей аппаратуры.

В процессе бурения скважины телеметрические системы обеспечивают:

- ориентирование отклоняющих устройств в заданном азиму
те с учетом угла закручивания бурильной колонны при за-
буривании горизонтального ствола скважины;

- определение угла закручивания бурильной колонны от реак
тивного момента забойного двигателя;

- постоянный визуальный контроль зенитного угла, азимута
и положения отклонителя по приборам наземного пульта,
а также запись указанных параметров в процессе бурения.
Контроль за траекторией ствола скважины осуществляется

непрерывным измерением азимута, зенитного угла и положения отклонителя.

В России в последние годы горизонтальное бурение скважин находит широкое применение во многих нефтяных компаниях. Особое развитие применение горизонтального бурения скважин и боковых горизонтальных стволов получило в ОАО «Уд-муртнефть», ОАО «Сургутнефть», НК «Татнефть» и АНК «Баш-нефть».

В ОАО «Удмуртнефть» пробурено 226 скважин, в том числе 75 горизонтальных и 151 боковых горизонтальных стволов. В Татарстане пробурено более 170 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. В АНК «Башнефть» на 01.01.98 г. пробурено 60 горизонтальных екпажин и 20 боковых горизонтальных стволов. Во всех названных нефтяных компаниях использование горизонтальных скважин дало хорошие результаты.

196 В.И. Кудшюв, Основы нефтегазопромысяоаого дела

Основные результаты бурения горизонтальных скважин (ГС) в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии.

Таблица 9

№	Наименова-	Коли-	Длина гори-	Средний	Коли-	Породы
	ние исфтя-	чество	чешталыюго	дебит	чество	(песчани-
		пробу-	ствола сква-	нефти	место-	ки/из вест-
		pcniu.ix	жины, м	ГС,	рож-	кяки), ко-
		ГС		т/сут.	дений	екпажип
	ПК «Тат-		156-308	6,3		11/115
	нефть»
■},	ЛНК«Баш-		190-649	5,1		10/44
	нефть»
	ОАО «Уд-		105-342	14,3		5/70
	муртнефть»

Как видно, во псех трех нефтяных компаниях основное бурение горизонтальных скважин велось в карбонатных коллекторах (известняки). Это объясняется тем, что в карбонатных коллекторах низкая выработка запасов нефти, а коэффициенты неф-теизвлечения составляют не более 0,2-0,25.

Карбонатные коллектора, как правило, имеют сложное геологическое строение, с закрытой пористостью и ковернозно-стыо, характеризуются геологической микро- и макронеоднородностью основных параметров. Залежи карбонатных коллекторов имеют высокую зональную и послойную неоднородность пластов, большую расчлененность и сравнительно низкие кол-лекторские свойства, а также сложную структуру норового про-

Нсфти в карбонатных коллекторах чаще всего имеют повышенную и высокую вязкость. В этой связи нефтяные залежи карбонатных коллекторов относят к категории сложнотюстроенных, а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым. Так, например, нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, объекты разработки много пластовые, с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропласт-

Глава IX. Бурсш

ков. Продуктивные пласты имеют низкую проницаемость и пористость.

Более 80% запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Многие нефтяные залежи имеют обширные водонеф-тяные зоны и газовые шапки.

Около 70% запасов нефти относятся к трудной)впекаемым из-за высокой вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов, высокой послойной и зональной неоднородности, малой толщины, наличия подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек. Основные по запасам нефтяные месторождения находятся в стадии падающей добычи, имеют высокую выработан!юсть запасов и обводненность продуктивных пластов. Общая выработка запасов составляет 43,5%. На долю активных, находящихся в разработке, приходится 37%, а остальные 63% запасов нефти относятся к категории труднонзвлекаемых. 25,5% остаточных запасов не вовлечены в разработку из-за очень низкой продуктивности пластов. Это запасы в низкопроницаемых доломитизиро-ванных известняках Каширо-Подольского возраста, запасы высоковязких нефтей в отложениях турнейского яруса, нефтяные оторочки в верейских отложениях и все яерейскяе залежи в Удмуртии. Применение традиционных технологий При разработке этих залежей приводит к убыточности. Наиболее перспективным, при разработке таких запасов, является применение горизонтальных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в нерентабельных, остановленных скважинах. Горизонтальные скважины за рубежом и первоначально у нас в стране бурились на месторождениях с легкими нефтями, содержащимися в продуктивных пластах толщиной 10 и более метров, без газовых шапок и подстилающей поды.

Первая горизонтальная скважина в ОАО «Удмуртнефть» впервые была пробурена в 1992 году на Мишкинском нефтяном месторождении. В ней был получен дебит нефти в четыре раза выше, чем дебиты нсфш в соседних прилегающих вертикальных скважинах. Имеющееся в то время отечественное оборудование для бурения ГС позволяло бурить горизонтальные скважины в продуктивных пластах толщиной не менее 10 метров. На большинстве же нефтя-

11.И. Кулир

'I пефтегазопролшсловс

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скппжии

пых месторождений Удмуртии продуктивные пласты состоят из множества пропластков толщиной от 0,5 до 3-4 метров, поэтому необходимо было решать, как бурить горизонтальные скважины л пластах толщиной 3-4 метра. С этой целью в «Удмуртмсфти» в 1992 году было создано специальное бюро но совершенствованию бурения горизонтальных скважин.

В 1994 году началось опытно-промышленное бурение горизонтальных скважин, целью которого было накопление опыта бурения, выявление положительных и отрицательных результатов с целью перехода на промышленное бурение горизонтальных скважин. К этому времени в «Удмуртнефти» имелось более тысячи нерентабельных скважин (с дебитом 0,5-1 т/с и обводненностью 80 и более процентов), но во многих из них, по данным исследований, имелись пропластки с невыработанной нефтью. Учеными и специалистами «Удмуртнефти» был предложен, разработан, запатентован и внедрен метод бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). Патент РФ № 2097536 от 27.11.97, авторы В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик.

Сущность бурения боковых горизонтальных стволов скважин сводится к следующему.

При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов. Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п., т.е. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Обычно все пласты вскрывают общим фильтром и приобщают к разработке. Однако в разработке участвуют, как правило, 40-60% нефтенасыщепных толщин. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам

нефтеотдача неоднородной многопластовой нефтяной залежи бывает на 10—20 пунктов ниже чем обычной залежи

В предложенном авторами способе бурения БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводнениых скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций. На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют па герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10-15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклоннопа-правленный стпол скважин с вхождением в продуктивный пласт или пропласток на расстоянии 20—50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в иевы работай ном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невырабо-таниых пластов. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом в течение весьма длительного срока отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невы работай ном пласте или пластах в зонах коллектора. При этом исключается контакт воды с перфорационными

перетоки отстоят от никого ствола на расстоянии, по крайней мере, 20-50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции. Дальнейшее бурение новых стволов скважины возможно из старого ствола и из нового

20(1 Н.М. Кудшюв. Основы пефтегвзопрплшсяового дела

ствола скважины. Например, в старом стволе скважины на 10-15 м пыше места зарезкн, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из не выработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработаниых пластоп. По окончании проводки второго нового ствола спускаю! обсадную колонну (отклонитель) длиной 15-20 м и забуривают в попом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невырабо-ташюм пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом па горизонтальный ствол в одном из невыработаниых пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработаниых пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластоп воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Неоднородность пластов учитывают при перфорации невыработанных пластов. Для повышения притока из низко проницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны нсколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно.

Расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее невыраба-тываемых запасов залежи.

Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного

Глава IX. Бурение нефти

ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пластоп воздействием и равномерность выработки запасов позволят повысить нефтеотдачу залежи на 10-20 пунктов. Предлагаемый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита в 12-15 раз по сравнению с прилегающими скважинами, пробуренными но известной технологии.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример I. Разрабатывают нефтяную залежь Грсмихнпского месторождения со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водопефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28° С, пористость 16, проницаемость 0,171 мД, нсфтснасыщспность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 180,2 МПа-с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см³, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м³/т, коллектор - трещиновато-кавернозный. Залежь многопластовая. Количество пластов колеблется по залежи от 5 до 17. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм². Балансовые запасы колеблются по пластам от 17010,2 до 27613,1 тыс. т.

Закачивают рабочий агент-теплоноситель через 83 парона-гнетательные скважины, отбивают нефть через 621 добывающую скважину. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 98% и степени выработки извлекаемых запасов 50% проводят следующие операции. Останавливают добывающую скважину, проходящую через 8 пластов, из которых 2 обводнены. Цементируют под давлением 15 МПа ранее перфорированные интервалы па глубинах 1169,6-1172,8 м, 1176-1177 м, 1177,6-1180,4 м, 1182,4-1185,4 м, 1188,4-1190,4 м, 1192,8-1208,2 м, 1209-1211 м, 1212-1213 м. С глубины на 50 м выше проектного пласта, т.е. с глубины выше верхнего интервала перфорации, вырезают «окно» в эксплуатационной колонне длиной 8 м. Скважину цементируют под давлением 10 МПа. В скважине устанавливают цементный мост до отметки на 10 м выше «окна». Бурение нового наклонного ствола скважины производят через «окно» на-клонтюнаправленно с переходом на горизонтальный ствол в не-

В.И. Кудипов. Основы иефтегазопромыспового дела

Глава IX. Курение нефтяных и газовых скважин

выработанном пласте па глубине 1192,8-1208,2 м на расстоянии 50 м и более от прежнего ствола. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемых продукций.

Пример 2. Выполняют как пример 1, по бурение нового наклонного ствола скважины производят через «окно» наклонно-направленно с переходом на наклонный ствол, проходящий через невыработанные пласты на отметках 1182,4-1185,4 и 1188,4-1190,4 м на расстоянии 50 м и более от прежнего ствола и забоев окружающих скважин. Длина наклонного ствола в не-выработаиных пластах назначают согласно коллекторским свойствам пластов. Участки наклонного ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Отбор нефти ведут из всех вскрытых пластов одновременно.

Пример 3. Выполняют как пример 1. После проводки первого наклонного ствола пробуренный ствол консервируют инертной жидкостью. На 10 м выше «окна» устанавливают разделитель и вырезают новое «окно», через которое бурят второй наклонно-направленный ствол скважины, с переходом на горизонтальный ствол в невыработашюм пласте на глубине 1177,6-1180,4 м па расстоянии 50 и более м от прежнего стволы и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработан-ных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновременно из всех вскрытых пластов.

Пример 4. Выполняют как пример 3. Дополнительно бурят третий наклонно-направленный ствол скважины из второго наклонно-направленного ствола с переходом на горизонтальный

ствол в невыработанном пласте на глубине 1169,6-1172,8 м на расстоянии 50 м и более от прежнего ствола и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные н наклонные стполы в псвырабогаппых пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтальною ствола в зонах псколлсктора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновременно из всех вскрытых пластов.

В Удмуртии в 1996-1998 годах ежегодно бурились по 15-20 ГС н 25-30 БГС. В таблице 10 даны результаты работы ГС и БГС на 01.01.02 г.

Таблица 10. Показатели работы ГС в ОАО	«Удмуртнефть» на 01.	01.02.
№	Наименование	Кол-во	Дебит	Дебит неф-	Добыча	Дебит
п/п	месторождения	ГС	нефти	ти по при-	нефти из	жидко
		пробу-	ГС, т/с	легающим	ГС, т/с	сти из
		рен./		вертикаль-		ГС, т/с
		дейст-		ным
		вуют.		скв.(ВС),
				т/с
	Го	ризонталь	ные скважины
\|.	Кненгопское	6/6	5,3	3,4	27,832	12,1
2.	Южно-Киенгопское	8/5	5,7	4,4	131,52	9,8
3.	Грсмнхииское	4/2	7,8	3,0	37,341	11,7
4.	Ксзское	3/3	6,7	7,0	54,383	8,0
5.	Мишкинское	55/55	8,2	2,4	876,586	25,1
6.	Ончугинское	5/5	8,7	6,9	73,887	16,9
Итого:	81/76	7,8	3,1	1201,549	21,5

Как видно из таблицы 10, за сравнительно короткий срок суммарная добыча нефти из 81 горизонтальной скважины, пробуренных на 6 месторождениях, достигла 1201,5 т/с. Более лучшие результаты получены из боковых горизонтальных стволов, пробуренных в нерентабельных (остановленных) скважинах. Из 166 боковых горизонтальных стволов, пробуренных на 7 месторождениях, суммарная добыча нефти составила 1108,9 т/с.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

Дебит ГС по месторождениям колеблется от 4,8 до 17,4 т/с. Дебит БГС от - 4,1 до 17, 0 т/с, а средний дебит БГС - 6,3 т/с. Превышение дебитов БГС над дебитами ВС в среднем составляет от 2,0 до 14,9 т/с. Наиболее высокие дебиты получены в ГС бобри-ковского горизонта (от 14,3 до 21,1 т/сут), в турнейском -17,2 т/сут, в башкирских отложениях - 7,2 т/сут и всрейском горизонте - 8,5 т/сут. Самые высокие дебиты нефти в ГС были получены в турнспской залежи Мишкипского месторождения, где вязкость нефти в пластовых условиях 73,2 мПа, в скважине 422 - 62,1 т/сут, в скважине 436 - 61,1 т/сут и 4621 - 35,9 т/сут. Длина горизонтальной части в пробуренных горизонтальных скважинах от 105 до 342 м, а БГС - от 88 до 148 м. Из БГС максимальные дебиты были получены в Турнейском ярусе Мишкипского месторождения.

Таблица 11. Показатели работы боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнсфть» на 01.01.02.

	Кол-во БГС, проб./действ.	Дебит нефти БГС, т/с	Дебит нефти ВС, т/с	Добыча нефти по БГС, т/с	Дебит жидкости из БГС, т/с
Киспгопскос	14/13	3,5	3,4	44,925	15,3
Лудошурское	7/7	16,3	5,4	137,262	34,3
Ижевское	5/5	4,0	3,7	6,698	4,5
Гремихинское	18/17	3,1	3,0	99,778	14,5
Чутырское	25/20	4,8	4,4	144,315	12,4
Мишкинскос	77/76	6,7	2,4 ■	589,834	20,7
Елышковское	20/18	5,3	3,7	86,074	16,7
Итого:	166/156	6,3	3,6	1108,886	18,7

В скважине 315 - 28 т/сут, в скважине 399 - 33 т/сут, скважине 349 - 41 т/сут и в башкирском горизонте Чутырского месторождения в скважине 1314 - 22,5 т/сут.

С 1996 года в промышленных объемах в Удмуртии стало развиваться новое направление - реанимация нерентабельного, высокообводненного фонда скважин, который в 2002 году составлял более четверти всего эксплуатационного фонда. На 01.01.2002 г. пробурено 183 боковых горизонтальных стволов скважин, накопленная добыча нефти по которым составила 1194,4 тыс.т.

Технико-экономическая эффективность горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) показана в таблице 12.

Технологическая эффективность ГС и БГС оценивается по результатам работы с момента ввода их в эксплуатацию. Суммарная добыча нефти по 90 ГС составила 1227,0 тыс.т. Средний дебит по ГС составил 7,8 т/сут, а средний дебит по всему действующему фонду скважин в ОАО «Удмуртнефть» составляет 3,8 т/сут, обводненность ГС - 40-45%, ВС - 80-85%.

Из 183 боковых горизонтальных стволов суммарная добыча нефти составила 1194,4 тыс.т. Средний дебит БГС около 7 т/сут, а средний дебит в этих скважинах до бурения в них БГС не превышал 0,2-0,5 т/сут. Суммарная прибыль по БГС за эти годы составила 736,8 млн. руб. Срок окупаемости ГС, введенных в 2000 году, в среднем составил 2,3 года, а БГС - 1,9 года.

Как видно из таблицы № 11, экономическая эффективность ГС и БГС значительна, перспектива бурения ГС БГС очень высокая.

В то же время до настоящего времени имеется очень много нерешенных вопросов. Одним из таких вопросов является технология бурения и вскрытие продуктивного пласта. Анализ процесса заканчивания ГС и БГС, выполненный в институте «Удмурт-НИПИнефть», позволяет сделать выводы, что:

1. Продуктивность горизонтальных скважин существенно зависит от технологии заканчивания скважин. Достигнутый на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» уровень развития технологии позволяет обеспечить реализацию потенциальных добывиых возможностей этих скважин на 20-35% от теоретически рассчитанного.

2. При заканчиваиии ГС открытым стволом отношение удельной продуктивности (ОУП) на 7-10% выше, чем при перекрытии горизонтального участка щелевым фильтром.

ОУП - это отношение удельных продуктивностей, показывающее соотношение теоретического и фактического дебита единицы эффективной длины горизонтального ствола на единицу

И.И. Кудимов. Оспоаы иефтегазопромыслпвого дела

Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин

Таблица 12. Экономическая эффективность бурения ГС и БГС в ОАО «Уд-муртисфть» на 01.01.2002 г.

к "й

Наименование месторождения

Горизонтальные скважины

Боковые горизонтальные стволы

кол-во скважин

суммарная добыча нефти, тыс.т

средний дебит нефти, т/с

поток наличности, тыс. руб.

средняя стоимость одной ГС