Способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для бурения горизонтальных скважин с отдаленным от устья забоем. Способ включает последовательную проводку вертикального участка от устья скважины, участка начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков стабилизации зенитного угла и добора его до 90°, бурение горизонтального ствола и выход в проектный коридор продуктивного пласта после набора зенитного угла более 90° с последующей проводкой эксплуатационного участка. Проводку вертикального участка от устья скважины, участков начального искривления и стабилизации зенитного угла осуществляют до точки вскрытия кровли продуктивного пласта антиклинали по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола. Минимально допустимое расстояние от точки вскрытия кровли пласта до уровня ГВК или ВНК должно удовлетворять условию, рассчитываемому по математическому выражению. Проводку участков искривления с добором зенитного угла до 90° и восстающего субгоризонтального участка осуществляют в приподошвенной восстающей части пласта антиклинали. При расположении эксплуатационного участка на противоположной от устья скважины ниспадающей части антиклинали проводку восстающего субгоризонтального участка осуществляют до точки, удаленной от входа эксплуатационного участка на определяемое по математическому выражению расстояние. Способ направлен на повышение надежности бурения горизонтальной скважины с отдаленным забоем на антиклиналь продуктивного пласта, находящуюся за пределами буровой установки в толще неустойчивых, склонных к обвало- и желобообразованиям горных пород. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области разработки газовых и нефтяных залежей, в частности технологии бурения горизонтальных с отдаленным от устья забоем скважин.

Известен способ проводки горизонтальной скважины, включающий бурение вертикального участка и участка начального искривления (см. Никитин Б.А., Мнацаканов А.В., Оганов Г.С. Особенности проектирования наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением от вертикали при разработке морских нефтяных и газовых месторождений. Научно-технический журнал. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море/ ВНИИОЭНГ - М., 1998. - Вып.7., с.6-9).

Недостатком известного способа является невозможность применения при бурении скважины на продуктивный пласт, залегающий в окружении неустойчивых, склонных к обвало- и желобообразованию горных пород, особенно при отклонении забоя от вертикали несколько километров. Для обеспечения устойчивости стенок ствола требуется применять дорогостоящие буровые растворы, увеличивать число обсадных колонн для перекрытия неустойчивых интервалов или вынуждает отказаться от строительства скважины в месте, оптимальном с позиции разработки пласта.

Также известен способ проводки горизонтальной скважины, включающий проводку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков искривления при стабилизации зенитного угла до интервала устойчивых горных пород, расположенных ниже подошвы продуктивного пласта, и добором его до 90°, бурение горизонтального участка на длину, обеспечивающую после набора зенитного угла более 90° вскрытие продуктивного пласта в проектной точке с последующей проводкой наклонного или горизонтального участка скважины в продуктивном пласте (патент RU №2159318, Е 21 В 7/06, 1999).

Однако известный способ предполагает наличие интервалов устойчивых горных пород ниже подошвы продуктивного пласта. В отсутствие указанных интервалов при разработке залежи антиклинальной структуры использовать технологии известным способом не представляется возможным.

Задачей предлагаемого изобретения является обеспечение надежного бурения горизонтальной скважины с отдаленным забоем на антиклиналь продуктивного пласта, находящуюся за пределами буровой установки в толще неустойчивых, склонных к обвало- и желобообразованиям горных пород, за счет оптимизации длины ствола до точки вскрытия продуктивного пласта, предотвращения вскрытия водоносной части пласта и оптимизации траектории проводки скважины до проектной точки вскрытия пласта в заданном коридоре с учетом угла падения пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем, включающем последовательную проводку вертикального участка от устья скважины, участка начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков стабилизации зенитного угла и добора его до 90°, бурение горизонтального ствола и выход в проектный коридор продуктивного пласта после набора зенитного угла более 90° с последующей проводкой эксплуатационного участка, согласно изобретению, проводку вертикального участка от устья скважины, участков начального искривления и стабилизации зенитного угла осуществляют до точки вскрытия кровли продуктивного пласта антиклинали по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола, при этом минимально допустимое расстояние h_доп от точки вскрытия кровли пласта до уровня ГВК или ВНК должно удовлетворять следующему условию:

h_доп≥R(1-sinα_кр)+h_j+h_w,

где R - заданный радиус кривизны при наборе зенитного угла до 90°, м;

α_кр - зенитный угол в точке вскрытия кровли пласта, град.;

h_j - максимально возможная погрешность положения точки вскрытия кровли пласта по вертикали, м;

h_w - максимально возможная погрешность положения ГВК или ВНК по вертикали, м,

а проводку участков искривления с добором зенитного угла до 90° и восстающего субгоризонтального участка осуществляют в приподошвенной восстающей части пласта антиклинали.

При расположении эксплуатационного участка на противоположной от устья скважины ниспадающей части антиклинали проводку восстающего субгоризонтального участка осуществляют до точки, удаленной от входа эксплуатационного участка на расстоянии A_H, определяемом по следующей формуле:

A_H=R'(cosα+sinθ),

где R' - заданный радиус кривизны участка корректировки траектории ствола для перехода в эксплуатационный участок, м;

α - зенитный угол начала участка корректировки траектории ствола, град.;

θ - угол падения пласта, град.

Благодаря такому осуществлению способа бурения горизонтальной скважины с отдаленным забоем на продуктивный пласт, находящийся за пределами буровой установки в толще неустойчивых, склонных к обвало- и желобообразованиям горных пород, повышается успешность безаварийного строительства скважины, снижается металлоемкость конструкции скважины за счет уменьшения зенитного угла и протяженности наклонно-направленного ствола скважины в неустойчивых горных породах, исключается спуск дополнительных обсадных колонн для перекрытия неустойчивых интервалов горных пород, расширяется область применения технологии строительства горизонтальной скважины на продуктивные пласты в толще неустойчивых, склонных к обвало- и желобообразованию горных пород. Кроме того, восстающий субгоризонтальный участок в продуктивном пласте обеспечивает эффект самоочищения скважины от выносимых из околоскважинного пространства механических примесей (песка) при установке НКТ в начале восстающего участка.

На фиг.1 схематично изображены вертикальная и горизонтальная проекции антиклинальной структуры с продуктивным пластом в сводовой части; на фиг.2 показана траектория ствола, позволяющая избежать вскрытия водоносной части продуктивного пласта, не превышая минимально допустимого расстояния по вертикали от точки вскрытия кровли продуктивного пласта до газоводяного контакта газового пласта или водонефтяного контакта нефтяного пласта; на фиг.3 представлен участок продуктивного пласта на противоположной от буровой установки ниспадающей части антиклинали.

Предлагаемый способ проводки горизонтальной скважины с отдаленным забоем осуществляют следующим образом.

В неустойчивых, склонных к желобо- и обвалообразованию горных породах I с буровой установки А или В или С осуществляют проводку вертикального участка 0-1, на участке начального искривления 1-2 набор зенитного угла проводят до величины α_кр, не превышающей критической в конкретных горно-геологических условиях, когда теряется устойчивость стенок скважины, стабилизацию зенитного угла осуществляют по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола на участке 2-3, обеспечивая наименьшую длину ствола в неустойчивых горных породах за счет вскрытия в точке 3 продуктивного пласта II антиклинали, наиболее близко расположенной к устью 0 скважины. Набирают зенитный угол до 90° на участке 3-4. В окрестности точки 4 на участке 3-4 начинается участок горизонтального ствола скважины, проходящий через точку 4 и заканчивающийся на участке набора зенитного угла более 90° - участке 4-5. Участок горизонтального ствола скважины может быть незначительным по сравнению с остальными участками, поэтому этот участок не заметен на представленных фиг.1-3.

Осуществляют бурение восстающего субгоризонтального участка 5-6 на длину, обеспечивающую после корректировки траектории ствола на участке 6-8 выход в проектный коридор h_кр продуктивного пласта II в проектной точке 8 и эксплуатационный участок 8-9 в заданном коридоре h_кр продуктивного пласта II.

Во избежание вскрытия водоносной части III пласта минимально допустимое расстояние по вертикали h_доп от точки вскрытия кровли 3 до ГВК 10 в газовом пласте или ВНК 10 в нефтяном пласте принимается

h_доп≥R(1-sinα_кр)+h_j+h_w,

где R - заданный радиус кривизны на участке 3-4 набора зенитного угла до 90°;

α_кр - зенитный угол в точке 3 вскрытия кровли пласта II;

h_j - максимально возможная погрешность положения точки 3 вскрытия кровли пласта по вертикали;

h_w - максимально возможная погрешность положения ГВК или ВНК по вертикали.

Проводка эксплуатационного участка 8-9 продуктивного пласта II, расположенного на противоположной от буровой установки ниспадающей части антиклинали, предваряется бурением восстающего субгоризонтального участка 5-6 до точки 6, отстоящей от точки 8 начала эксплуатационного участка 8-9 на расстоянии А_H, определяемом по формуле А_H=R'(cosα+sinθ),

где R' - заданный радиус кривизны участка 6-8, на котором осуществляют корректировку траектории ствола для перехода в эксплуатационный участок 8-9,

α - зенитный угол в точке 6,

θ - угол падения пласта.

Ниже приведен пример реализации способа на Юрхаровском месторождении, расположенном под акваторией Тазовской губы. Рассмотрим сеноманскую залежь газа ПК_1-2 с глубиной ГВК на кровле h_гвк=H_кр=1200 м. Угол восстания и падения кровли продуктивного пласта 5°. Расстояния от вертикали, проходящей через устье скважины до точки вскрытия кровли продуктивного пласта А_кр=1000 м; до начала эксплуатационного участка 2050 м; до конца эксплуатационного участка 2550 м. Длина вертикального участка 270 м, радиусы кривизны на участке начального искривления 1-2R₁₌382 м и радиус кривизны на участке 3-4 набора зенитного угла до 90° R₂=286,5 м, максимально возможная погрешность вскрытия кровли пласта h_w=2 м и положения ГВК h_w=2 м, критический зенитный угол, с превышением которого теряется устойчивость стенок скважины вне зоны продуктивного пласта α_кр=65°.

Определим максимальное отклонение (А_max) забоя от вертикали при α_кр=65°.

Таблица 1
Вид интервала	Проекция интервала, м
Горизонтальная	Вертикальная
Вертикальный	α0-1=0	h0-1=270,0
Увеличения зенитного угла	α1-2=R1(1-cosαкр)=382×(1-cos 65°)=220,6	h1-2=Rsinαкр=382×sin 65°=346,2
Прямолинейный	α2-3=h2-3tgαкр=453,8×tg65°=1252,0	h2-3=Hкр-h0h1=1200-270-346,2=583,8
Всего:	Аmax=α0+α1+α2=0+220,6+1252,0=1472,6	Hкр=270,0+346,2+583,8=1200,0 м

Условие A_max=1472,6>А_доп=1354,0 м соблюдается, т.к. при отклонении от устья скважины 1354,0 м толщина продуктивного пласта ПК_1-2 (расстояние от кровли до ГВК) составляет h_пл=(A_доп-A_кр)tgθ=(1354-1000)tgθ=31 м и траектория ствола вписывается в пласт ПК 1.2, не вскрывая ГВК:

h_доп=h+h_j+h_w=R₂(1-sinα_кр)+h_j+h_w=286,5(1-sin65°)+2+2=27+4=31 м=h_пл.

Предлагаемый способ повышает надежность проводки горизонтальной скважины с отдаленным забоем при нахождении буровой установки за пределами месторождения и снижает трудовые и материальные затраты, обеспечивая вскрытие продуктивного пласта, находящегося в толще неустойчивых горных пород.

1. Способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем, включающий последовательную проводку вертикального участка от устья скважины, участка начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков стабилизации зенитного угла и добора его до 90°, бурение горизонтального ствола и выход в проектный коридор продуктивного пласта после набора зенитного угла более 90° с последующей проводкой эксплуатационного участка, отличающийся тем, что проводку вертикального участка от устья скважины, участков начального искривления и стабилизации зенитного угла осуществляют до точки вскрытия кровли продуктивного пласта антиклинали по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола, при этом минимально допустимое расстояние h_доп от точки вскрытия кровли пласта до уровня ГВК или ВНК должно удовлетворять следующему условию:

h_доп ≥R(1-sinα_кр)+h_j+h_w,

где R - заданный радиус кривизны при наборе зенитного угла до 90°, м;

α_кр - зенитный угол в точке вскрытия кровли пласта, град.;

h_j - максимально возможная погрешность положения точки вскрытия кровли пласта по вертикали, м;

h_w - максимально возможная погрешность положения ГВК или ВНК по вертикали, м,

а проводку участков искривления с добором зенитного угла до 90° и восстающего субгоризонтального участка осуществляют в приподошвенной восстающей части пласта антиклинали.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расположении эксплуатационного участка на противоположной от устья скважины ниспадающей части антиклинали проводку восстающего субгоризонтального участка осуществляют до точки, удаленной от входа эксплуатационного участка на расстоянии A_H, определяемом по следующей формуле:

A_H=R'(cosα+sinθ),

где R' - заданный радиус кривизны участка корректировки траектории ствола для перехода в эксплуатационный участок, м;

α - зенитный угол начала участка корректировки траектории ствола, град.;

θ - угол падения пласта, град.