Чем определяется очередность разбуривания скважин с кустовых площадок

Обновлено: 04.07.2024

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Очередность бурения скважин устанавливается ежеквартально геологической службой объединения и нефтепромыслового управления в соответствии с принятым в проекте разработки порядком разбуривания объекта, с учетом размещения буровых мощностей и степенью обустройсва промысловой площади. [1]

Очередность бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков определяются из следующих соображений. Если кустовая площадка расположена в центре разбуриваемого участка, то задача решается следующим образом. [3]

Очередность бурения скважин в кусте при расположении скважин в одну линию определяется величиной угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на скважину по ходу часовой стрелки. [4]

Очередность бурения скважин в кусте при расположении скважин в одну линию выбирают в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на скважину по ходу часовой стрелки. [5]

Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки ( см. рис. 2.7, поз. При этом в первую очередь бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120 - 240 ( сначала бурятся скважины с большим смещением забоев, рис. 2.7, поз. НДС образуют угол, равный 60 - 120 и 240 - 300, а также вертикальные скважины ( рис. 2.7 поз. [6]

Очередность бурения скважин имеет очень важное значение в смысле повышения эффекта освоения газовых месторождений. Обычно в проектах разведки указывается первая серия независимых разведочных скважин, затем по мере получения результатов определяют число и места заложения следующих скважин. В целом такой принцип определения числа и размещения скважин вполне приемлем для практических целей, но, как было показано на примере распределения структурно-поисковых скважин, не всегда категория независимых и размещение последующих за ними разведочных скважин обосновывается, исходя из условия наибольшей вероятности получения максимума информации по залежи. Более того, нередко ценность получаемой информации незначительна по сравнению со стоимостью скважины, которая бурится для ее получения. [9]

По очередности бурения скважин рассчитывались 3 группы вариантов, предусматривающих ввод скважин в эксплуатацию: одновременно, по 5 скважин в год по порядку от свода к крыльям и в обратном порядке. Минимум приведенных затрат соответствует группе вариантов с одновременным вводом скважин. А из вторых двух случаев оптимально разбуривание площади по порядку от центра к периферии залежи. [10]

Число, размещение и очередность бурения скважин на месторождениях с момента их открытия ( на глубокозалегающих залежах можно и до открытия) предлагается обосновывать следующим образом. В рассматриваемый г-й момент на основе имеющихся пределов параметров QH-QB, 7н - 7в, SH-SB составляется вариант проекта разработки. Задача в смысле рационального освоения месторождения заключается в следующем: по какому варианту осуществить ОПЭ или дальнейшие разведочные работы ( если ОПЭ еще преждевременна), чтобы свести к возможному при данных условиях минимуму число скважин, неудачных с точки зрения оптимальности как разведки, так и разработки месторождения. [11]

Основной причиной пересечения стволов является неправильное определение очередности бурения скважин с кустовой площадки. [12]

План разбуривания предусматривает годовые объемы, место и очередность бурения скважин . Мероприятия по воздействию на пласт определяются системой поддержания пластового давления и принятыми методами повышения нефтеотдачи. [13]

Составление плана разбуривания куста скважин заключается в определении порядка очередности бурения скважин и длин их вертикальных участков. [14]

После строительства кустовой площадки уточняют фактическое направление движения станка и определяют очередность бурения скважин . При этом разведзние стволов осуществляют в горизонтальной и вертикальной плоскостнх. Сначала на плане куст скважин предварительно распределяют таким образом, чтобы не пересекались плоскости их искривления. [15]

Кустовое бурение

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.

Преимущества кустового бурения скважин:

значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении;
уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов;
значительное сокращаются земельных площадок, приходящихся на 1 буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий;
оптимизируется руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных скважин.

Очень широкое распространение получило бурение наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
В сложных природно-климатических условиях на затапливаемой и сильно заболоченной территории выполняется большой объем буровых работ.
Высокие темпы строительства скважин в сочетании с использованием кустового метода разбуривания месторождений предъявляют большие требования к уровню технологии наклонного бурения. До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором показывается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин.
При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально возможное число проектных забоев скважин.
Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки.

Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами - необходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести вынужденную консервацию пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, увеличение опасности пересечения стволов скважин, трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения.

Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины - пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.

При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000м.

Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения, подразделяются на:

технические - разбуривание кустовым бурением месторождений, залегающих под застроенными участками;
технологические - во избежание нарушения сетки разработки при естественном искривлении скважины объединяют в кусты; геологические - разбуривание, например, многопластовой залежи;
орографические - вскрытие кустовым бурением нефтяных и газовых месторождений, залегающих под водоемами, под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности, при проводке скважин на продуктивные горизонты с отдельных морских буровых оснований или эстакад;
климатические - разбуривание нефтяных и газовых месторождений, например в зимний период, когда наблюдается большой снеговой покров, или весной во время распутицы и значительных паводков.

К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.

Кусты скважин приближенно можно представить в виде конуса или пирамиды, вершинами которых являются кустовые площадки, а основаниями - окружность или многоугольник, размеры которых определяются величиной сетки разработки и возможностью смещения забоев от вертикали при бурении наклонных скважин.

Количество скважин в кусте, помимо сетки разработки, наличия одно- или многопластовых залежей и других факторов, определяется технически возможными отклонениями забоев наклонных скважин.
При разбуривании многопластовых месторождений число скважин в кусте может пропорционально увеличиваться.
При расположении кустов вдоль транспортной магистрали число скважин в кусте уменьшается по сравнению с одним локальным кустом.
В зависимости от выбранного варианта расположения устьев в кусте объем подготовительных, строительно-монтажных и демонтажных работ может изменяться в самых широких пределах.
Кроме того, от выбранного варианта расположения устьев в кусте зависят размеры отчуждаемой территории, что очень важно для обжитых районов.
Характер расположения устьев скважин на кустовой площадке играет большую роль и при эксплуатации скважин.
При бурении скважин на кустовой площадке число одновременно действующих буровых установок может быть различным.
Опыт кустового бурения показывает, что этот метод дает возможность значительно сократить СМР, уменьшить объем строительства дорог, водоводов, линий электропередачи и связи, упростить обслуживание эксплуатируемых скважин и сократить объем перевозок.

В настоящее время кусты скважин становятся крупными промышленными центрами с базами МТС, вспомогательными цехами и т. д.

В целом кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при освоении нефтяных и газовых месторождений.

В этом случае можно полнее осуществлять сбор всех продуктов отхода бурения и уменьшать вероятность понижения уровня грунтовых вод на огромных территориях, которое может возникнуть вследствие нарушения целостности водоносных горизонтов.

Оптимизация нового бурения в условиях неопределенности геологической основы

В работе рассмотрен подход, позволяющий повысить качество проектирования стадий освоения краевых зон нефтяных залежей путем выделения перспективных участков для бурения скважин на основе их вероятностных геолого-гидродинамических моделей, формирования стратегии ввода участков в разработку, ориентированной на достижения высоких технико-экономических показателей.

В последнее время, несмотря на появление новых технологий, экономическая привлекательность бурения и эксплуатации новых скважин на разрабатываемых месторождениях становится отрицательной. При этом, разбуренность освоенных месторождений зачастую составляет 60-80 %. Как известно, [1] краевые части залежей нефти, характеризуются сложным, неоднозначным строением. В таких зонах не подтверждение первоначальной геологической основы может превышать 30 % [1]. Моделирование подобных сложных систем нефтедобычи предлагается Мирзаджанзаде А. Х., Хасановым Р. Н. и Бахтизиным Р.Н. как один из методов повышения степени разбуренности месторождения, и как следствие, увеличения общей экономически эффективной нефтеотдачи пласта [2].

Для минимизации рисков и повышения прогнозной эффективности бурения применяются постоянно действующая геолого-гидродинамическая модель, актуализация геолого-гидродинамической модели перед началом бурения, адаптивная система разработки В. Д. Лысенко [3]. В последнее время развиваются статистические методы «datamining», которые дают лишь вероятность успешности бурения скважины в рассматриваемом районе. Каждый подход имеет свои плюсы и при этом все подходы могут взаимно дополнять друг друга. Известно [4], что объекты нефтегазодобычи требуют использования целой иерархии моделей – от дифференциальных до интегральных, от детерминированных до адаптивных.

Рассмотрим примеры, объясняющие потери или увеличение добычи при ухудшении или улучшении первоначального представления о геологической модели (рисунки 1-2).

На участке 1 (ухудшение ГФХ) предполагалось формирование избирательной системы заводнения с расстоянием между скважинами 600 м (рисунок 1). По результату бурения скважин 3582, 3582А отмечается неподтверждение насыщения коллектора, сокращение нефтенасыщенных толщин (таблица 1).

Таблица 1. ГФХ рассматриваемых участков до и после разбуривания

Нефтенасыщенная толщина, м

Нефтенасыщенность, д. ед.

Пористость, д. ед.

Проницаемость, ∙10 -3 мкм 2

Запасы на проектную скважину, тыс. т

С целью уточнения геологического строения, дополнительно было пробурено несколько наклонно-направленных скважин, геолого-физические параметры которых также оказались ниже плановых. В связи с тем, что по участку отсутствовал сценарий развития, при ухудшении геологического строения залежи, бурение было остановлено.

При прогнозной накопленной добыче нефти в 600 тыс. т (41 тыс. т./скв.), накопленная добыча нефти по результатам актуализации модели, ожидаемая накопленная добыча нефти составила 57 тыс. т (19 тыс/скв.). Предприятие понесло экономические потери, при этом вовлечение участка в разработку отнесено на более поздний срок после уточнения геологической модели и формирования нового варианта разработки участка.

Участок 2 (улучшение ГФХ) прогнозная добыча нефти до реализации бурения при формировании системы разработки с сеткой скважин 700*700 м (рисунок 2) составила 583 тыс. т (37 тыс. т/скв.).

По результату бурения первых скважин участка произошло значительное улучшение геологической основы. Дальнейшее бурение велось, в соответствии с проектом, и подтвердило развитие коллектора. В целом по участку получено улучшение ГФХ, по сравнению с первоначальной моделью. По результату актуализации модели, ожидаемая накопленная добыча нефти составила 742 тыс. т (56 тыс./скв.).

В тоже время, при своевременном, по результату первых скважин, изменении размещения проектного фонда скважин и уплотнения сетки скважин до 500*500 м, накопленная добыча нефти составила бы 1053 тыс. т (52 тыс. т/скв.). Последующие мероприятия по оптимизации системы разработки, в любом случае, обеспечат меньший отбор по участку. Таким образом, «потери» по участку могут составить до 300 тыс. т нефти.

Рис. 1. Пример изменения геологического строения в худшую сторону. Участок 1

Рис. 2. Пример изменения геологического строения в лучшую сторону. Участок 2

Необходимость оптимизации проектного фонда скважин перед началом бурения обусловлена тем, что в проектно-технологических документах на разработку нефтяных месторождений фонд размещается, с использованием только детерминированных моделей. Риск неподтверждения проектных показателей добычи нефти оценивается укрупненно, при выполнении анализа чувствительности проекта, при этом риск бурения отдельной кустовой площадки не учитывается. По факту, нефтяные компании рассматривают эффективность бурения новых скважин по кустовым площадкам и все риски, связанные с неподтверждением геологической модели, учитывают в плановом дебите новой скважины, что зачастую делает бурение заведомо неэффективным.

Необходимость применять альтернативные модели, при планировании бурения конкретных кустовых площадок, обусловлена более сложной геологией 6, чем представляемой в начальных (стартовых) геологических моделях, где межскважинное пространство прогнозируется, с использованием интерполяционных методов. По факту, нефтяные пласты характеризуются высокой природной неоднородностью. Так, по соседним скважинам, расположенным на расстоянии сетки скважин, геолого-физические характеристики (литология, насыщенность, проницаемость) имеют значительные изменения и, как следствие, коэффициент продуктивности может варьироваться в широких пределах. При этом усредненные ГФХ по крупным участкам одной залежи, вскрытым большим числом скважин, отличаются гораздо меньше, чем между соседними скважинами [2] (рисунок 3).

Рис. 3. Пример различия геологического строения соседних скважин

Карты параметров (карты нефтенасыщенных толщин, проницаемости), на которых размещается проектный фонд, имеют вероятностный, а не истинный характер [2]. Для максимально достоверного характера карт параметров, необходимо проводить большое количество геофизических и гидродинамических исследований, что в настоящее время не выполняется, ввиду больших затрат.

Подходя к планированию бурения на уже разбуренных участках разрабатываемого месторождения, можно выделить параметры, наиболее влияющие на геологическую модель. Например, положение структуры, положение водонефтяного контакта, нефтенасыщенность, наличие или отсутствие русловых отложений. Изменчивость выбранных характеристик можно использовать на участках нового бурения для построения различных вариантов геолого-гидродинамических моделей. Основываясь на таких исследованиях, был сформирован подход к формированию стратегии ввода в разработку отдельных участков залежей, устойчивоой к геологическим рискам 7, за счёт использования

В вариативных моделях величина запасов и добыча углеводородов определяется не конкретным значением рассматриваемых параметров, а диапазоном их возможных значений. Соответственно, и величина запасов, и величина добычи могут изменяться. Вариативные модели основаны на учете неопределенностей входных параметров, путем «нормирования на факт», суть которого заключается в использовании на неразбуренных участках основных геологических характеристик, присущих разбуренным (особенностей поведения структурного плана, различных параметров, характеризующих геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства коллектора). При этом, для каждого объекта необходим индивидуальный подход, при выборе методики расчета неопределенностей. Диапазон изменения выбранных геологических характеристик на разбуренном участке транслируют на неразбуренные участки.

Формирование оптимальной, наиболее устойчивой к прогнозируемым рискам, стратегии ввода неразбуренных участков в разработку включает в себя создание вероятностных трех геолого-гидродинамических моделей (P10, P50, P90), формирование вариантов разработки, предполагающих применение различных систем разработки, конструкций скважин и методов повышения нефтеотдачи, направленных на максимальное нефтеизвлечение с учетом возможного (прогнозного) изменения геологического строения. При этом при возможном концептуальном изменении геологического строения вариант должен предусматривать переход к оптимальной системе.

Выбор наиболее оптимального варианта разработки производился по следующему алгоритму:

Расчет показателей по вариантам с применением ГГДМ (модель Р50).

Экономическая оценка, выбор наилучших вариантов.

Расчет выбранных наилучших вариантов с применением ГГДМ (модель Р90).

Определение методом схождения наиболее уверенных скважин по моделям (Р50 и Р90).

Экономическая оценка вариантов, рассчитанных на модели Р90, выбор наиболее устойчивого варианта.

Определение зависимого и независимого фонда по каждой кустовой площадке.

Выбор скважины (модель Р10), целью которой является доизучение геологического строения участка. При подтверждении модели насыщения – размещение проектного фонда на доизученный участок.

Предложенный подход был применен на неразбуренном участке объекта БВ₇ Южно-Выинтойского месторождения, разработка которого ведется с 1997 года по обращенной семиточечной системе заводнения с переходом на избирательную, расстояние между скважинами – 550 м.

Основной геологической неопределенностью объекта БВ₇ является удаленность линий выклинивания зональных интервалов, соответственно, и строения их проницаемой части залежи. Таким образом, неразбуренные участки характеризуются высокими прогнозными рисками. Исходя из этого, по рассматриваемому участку созданы три геологические модели: базовая (P50), пессимистическая (Р90), оптимистическая (Р10). Во всех геологических моделях используется единый набор данных: данные сейсморазведки, структурной поверхности, результаты интерпретации ГИС и неизменная схема водонефтяного контакта (ВНК) (рисунок 4).

Рис. 4. Пример моделирования пористости с учетом геологической неопределенности

Учитывая геологические особенности объекта и фактические результаты работы наклонно-направленных скважин, характеризующихся низкой продуктивностью, сформировано восемь вариантов размещения проектного фонда скважин с применением горизонтальных скважин. Варианты различаются расстоянием между скважинами и способом их заканчивания. Выбор рекомендуемого варианта осуществлялся с использованием вышеописанного подхода.

Ниже представлены основные технико-экономические показатели вариантов, рассчитанных на базовой модели Р50 на примере рассматриваемого участка (таблица 1). Наиболее предпочтительным оказался вариант 6, предусматривающий формирование однорядной системы заводнения с расстоянием между рядами 450 м, в добывающем ряду: бурение горизонтальных скважин с ГУ 300 м и расстоянием между скважинами 400 м; в нагнетательном ряду: бурение, через одну, наклонно-направленных и горизонтальных скважин (ГУ 250 м) с расстоянием 525 м.

Таблица 2. Технико-экономические показатели вариантов разработки рассматриваемого участка (модель Р50)

Нефть, Газ и Энергетика

При бурении скважин с кустовых площадок в связи с тем, что устья скважин располагаются близко друг к другу, возможны тяжелые аварии, связанные с пересечением стволов двух скважин. Для предотвращения этого явления при проектировании необходимо учитывать ряд дополнительных факторов.

Основной принцип проектирования состоит в том, что в процессе бурения стволы скважин должны отдаляться друг от друга. Это достигается, во-первых, оптимальным направлением движения станка (НДС) на кустовой площадке, во-вторых, соответствующей очередностью разбуривания скважин и, в-третьих, безопасной глубиной зарезки наклонного ствола.

Наиболее оптимальным вариантом бурения с кустовой площадки является такой, при котором направления на проектные забои скважин близки к перпендикулярным по отношению к НДС, а совпадение НДС и направлений на проектные забои нежелательно и должно быть минимальным (рис. 7.11.).

После определения НДС производится проектирование очередности бурения скважин. Она зависит от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки.

В первую очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 120-240О (I сектор), причем сначала скважины с большими зенитными углами (рис. 7.12.).

Рис. 7.12. Очередность разбуривания

скважин с кустовых площадок

Во вторую очередь - скважины, горизонтальные проекции которых образуют с НДС угол, равный 60-120О

и 240-300О (II сектор), и вертикальные скважины. В последнюю очередь бурятся скважины, для которых указанный угол ограничен секторами 0-60О и 300-360О (III сектор), причем сначала скважины с меньшими зенитными углами.

Глубина зарезки наклонного ствола при бурении скважин I и II секторов для первой скважины принимается минимальной, а для последующих - увеличивается. Во II секторе допускается для последующих скважин глубину зарезки наклонного ствола уменьшать только в том случае, если разность в азимутах забуривания соседних скважин составляет 90О и более. Для скважин III сектора глубина зарезки наклонного ствола для очередной скважины принимается меньшей, чем для предыдущей.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола для двух соседних скважин, согласно действующей инструкции [4], должно быть не менее 30 м, если разность в проектных азимутах стволов составляет менее 10О; не менее 20 м, если разность азимутов 10-20О; и не менее 10 м во всех остальных случаях.

Непосредственно в процессе бурения для предотвращения пересечения стволов необходимо обеспечить вертикальность верхней части ствола. Даже небольшое искривление в 1-2О

на этом участке, особенно в направлении движения станка, может привести к пересечению стволов. Для предотвращения искривления необходимо проверить центровку буровой вышки, горизонтальность стола ротора, прямолинейность всех элементов КНБК, соосность резьб.

В процессе бурения на план куста необходимо наносить горизонтальные проекции всех скважин. Однако истинное положение ствола может отличаться от расчетного. Это объясняется погрешностями при измерениях параметров искривления и ошибками графических построений.

Поэтому зона вокруг ствола скважины с некоторым радиусом r, равным среднеквадратической ошибке в определении положения забоя, считается опасной с точки зрения пересечения стволов. Величина этого радиуса с достаточной степенью точности может быть принята равной 1,5 % текущей глубины скважины за вычетом вертикального участка, но не менее 1,5 м. Если в процессе бурения соприкасаются опасные зоны двух скважин, то необходимо замеры параметров искривления производить через 25 м проходки двумя инклинометрами и применять лопастные долота, что снижает вероятность повреждения обсадной колонны в ранее пробуренной скважине. Чаще же, как показывает практика, пересечение стволов возникает из-за неточностей в ориентировании и несвоевременных замерах параметров искривления.

Нефть, Газ и Энергетика

Специфика кустового строительства скважин заключается в том, что буровой установкой с ограниченной по площади территории методом наклонно направленного бурения осуществляется проводка одной или нескольких групп скважин.

Эта особенность предопределила существование основных видов компоновок бурового оборудования.

Не рассматривая достоинств и недостатков каждой из этих компоновок (о них будет сказано отдельно), отметим, что особенности размещения оборудования и в том, и в другом случаях диктуют разный подход к определению типов и геометрических параметров фундаментных конструкций, передаче ими нагрузок на основание и т. д. Так стационарное расположение оборудования позволяет не только определить максимальные нагрузки на основание, но и заранее предвидеть продолжительность их приложения, а следовательно, выбрать и определить типовую конструкцию фундаментов, гарантирующую выполнение требований, предъявляемых к ним. Передвижение же вышечно-лебедочного блока, а также необходимость учета влияния переменных нагрузок на основание в процессе бурения приводит к выбору конструкции фундаментов в зависимости от способа передвижения.

В практике вышкостроения передвижение вышечного блока в пределах куста осуществляется двумя способами.

Первый заключается в том, что вышечно-лебедочный блок после окончания строительства скважины перевозится на другую площадку с помощью гусеничных тяжеловозов. В этом случае для него устраивается фундамент как для стационарного оборудования, конструкция которого рассчитывается по общепринятым методикам.
Второй способ предусматривает перемещение блока в кусте ' по специальным направляющим, выполненным из труб или профильного металла. Для этого варианта фундамент устраивают в виде балки или плиты на упругом основании, и расчет производят с учетом конструкции направляющих.

Выбор размеров кустовой площадки. Форма и размеры кустовой площадки определяются Следующими основными факторами:

количеством скважин и расстоянием между ними, которыми определяется общая протяженность рабочей площадки при передвижении станка в пределах куста;
противопожарными нормами и правилами, которыми определяется расстояние между отдельными объектами (оборудованием) на кустовой площадке как во время бурения, так и во время эксплуатации скважин, а также возможность проезда и работы противопожарной техники в случае аварийной ситуации;
правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, которые регламентируют расстояние между отдельными видами оборудования и объектами соцкультбыта, а также безопасность производства работ на кустовой площадке: моктаж-демонтаж оборудования, цементирование скважин, производство геофизических работ, освоение, ремонт и эксплуатацию скважин; правилами устройства электроустановок и электрических сетей, которые регламентируют разрывы между отдельными агрегатами и объектами, входящими в комплект буровой установки.

Размеры площадки основания должны отвечать правилам технической и пожарной безопасности как в процессе строительства скважин, так и при дальнейшей их эксплуатации, обеспечивать монтаж бурового оборудования, нормальные условия для его эксплуатации и обслуживания в процессе бурения скважин, возможность замены отдельных узлов и агрегатов, а также демонтажа оборудования после разбуривания куста.

Конструкция фундаментов и основания должна обеспечивать:

возможность круглогодичных работ по их возведению в условиях непроходимых болот или высокие темпы их строительства при сезонном выполнении работ;
возможность перемещения подвижной части буровой установки со скважины на скважину без демонтажа оборудования.

конструкцией и размерами применяемого противовыбросового оборудования;
конструкцией узла обвязки выкидного желоба; типом применяемой фонтанной или устьевой арматуры скважины, которая после установки на скважине должна свободно проходить под нижней плоскостью металлоконструкции вышечного блока при его перемещении на следующую скважину в пределах куста;
возможными осадками основания в процессе строительства скважин;

необходимым уклоном циркуляционной системы, исключающим выпадение из раствора выбуренной породы на участке от устья скважины до ситогидроциклонной установки.

Размеры кустовой площадки для различного числа скважин
с противопожарным разрывом 3 м

Нефть, Газ и Энергетика

Таблица 5. Структура производственного цикла строительства скважины

Механизация этих работ является наиболее эффективным средством ускорения и облегчения проведения.

К основным относятся: вышкомонтажные работы, бурение и крепление ствола скважины, ее испытание.

Важнейшие виды вспомогательных процессов следующие:

Таблица 6. Формы организации работ по строительству скважин

Рис. 6. Производственная структура управления буровых работ (управления разведочного бурения)

В ее состав входят:

Повышение темпов ведения этих операций обеспечивается использованием буровых лебедок новых конструкций, средств механизации.

Чем больше фактический дебит по сравнению с расчетным, тем выше цена скважины и прибыль бурового предприятия.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В КУСТЕ

Современные технологические средства и технология направленного бурения достигли такого уровня, который позволяет строить скважины по технологически весьма сложным траекториям. Между тем практика разбуривания месторождений, показывает, что по тем или иным причинам возникают отклонения от проектного профиля. Например, анализ фактических инклинограмм показывает частую тенденцию изменения зенитного и азимутального углов траекторий скважин на месторождениях Среднего Приобья, их забой оказываются смещенными на десятки и сотни метров от запланированного. В результате, нарушается проектная система разработки, снижается темп отбора извлекаемых запасов и коэффициент извлечения нефти.

Таким образом, чтобы избежать нежелательных последствий при эксплуатации добывающих скважин, нужно знать методические и технологические пути обеспечения их строительства в заданном направлении.

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О ПРОСТРАНСТВЕННОМ ПОЛОЖЕНИИ И ИСКРИВЛЕНИИ СКВАЖИН

Под действием различных факторов в процессе бурения ствол скважины изменяет свое пространственное положение, вследствие чего его ось приобретает вид искривленной линии. Она может изображаться последоватеьлным соединением прямых и кривых отрезков. Дадим определение основным терминам и параметрам, характеризующим положение в пространстве, точки (О) оси скважины (рисунок 1).

Рисунок 1. Параметры пространственного положения оси скважины

- Глубина скважины (S)- расстояние по оси скважины от устья до забоя или любой точки измерения.

- Глубина скважины по вертикали (Н) - расстояние от устья до горизонтальной плоскости, проходящей через забой скважиныО.

- Зенитный угол ()- угол между касательной к оси ствола скважины в рассматриваемой точке О и вертикалью, проходящей через данную точку.

- Азимутальный угол () - угол между принятым направлением начала отсчета 3 и касательной 5 к горизонтальной проекции оси скважины, отсчитываемой по часовой стрелке. В зависимости от принятого начала отсчета азимутальный угол может быть истинным, магнитным или условным. В первом случае отсчет ведется от географического, во втором от магнитного меридиана, в третьем - от направления на произвольный репер, координаты которого известны.

- Угол наклона ()- угол между осью скважины или касательной к ней в рассматриваемой точке О и горизонтальной проекцией оси на плоскость, проходящую через данную точку.

- Профиль скважины- проекция оси скважины на вертикальную плоскость 2, проходящую через ее устье и забой.

- План скважины- проекция оси скважины на горизонтальную плоскость 1, проходящую через ее устье.

- Отход или отклонение (А) забоя от вертикали- расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.

- Апсидальная плоскость - вертикальная плоскость, проходящая через касательную ОК к оси ствола скважины в точке проведения замера О.

- Зенитная интенсивность искривления ()- изменение зенитного угла на участке между двумя точками замера.

- Азимутальная интенсивность искривления ()- изменение азимутального угла на участке между двумя точками замера.

- Пространственная интенсивность искривления (i)- степень одновременного изменения зенитного и азимутального углов за интервал. В дальнейшем будем использовать термин интенсивность искривления.

- Радиус искривления- величина обратная интенсивности искривления . На практике используют понятие интенсивности искривления ствола скважины на 10 метров и на 100 метров

- Кривизна ствола скважины - величина, обратная радиусу

- Угол установки отклонителя на забое - угол между плоскостью действия отклонителя и вертикальной плоскостью, проходящей через ось скважины в месте его установки.

- НДС - направление движения бурового станка.

- Радиус круга допуска - допустимое отклонение забоя скважины от проектного.

- Магнитное склонение (ms) - угол между истинным направлением на север и магнитным направлением, определяемым по компасу.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В КУСТЕ

1. Составление плана разбуривания куста скважин заключается в определении порядка очередности бурения скважин и длин их вертикальных участков. Исходными данными являются: азимуты скважин (); смещение забоев от вертикали (А) для каждой скважины; направление движения станка (НДС).

2. Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки (см. рисунок 2, поз. а-в). При этом в первую очередь бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120-240 (сначала бурятся скважины с большим смещением забоев, рисунок 2, поз. а); затем скважины, горизонтальные проекции которых с HДС образуют угол, равный 60-120 и 240-300, а также вертикальные скважины (рисунок 2 поз. б); в последнюю очередь ведется бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0-60 и 300 -360 (рисунок 2 поз. в), при этом сначала бурятся скважины с меньшим смещением забоя

Рисунок 2. Выбор очередности бурения скважин с кустовой площадки.

3. Расстояние между устьями скважин определяется в соответствии с /2/ , а также со схемами расположения бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке и должно быть не менее 5 метров. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения бурового станка, расстояние между устьями может быть увеличено.

4. Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола двух соседних скважин должно быть :

- не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 10

- не менее 20 м, если разность составляет 10-20

- не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 20

5. Глубина забуривания наклонного ствола выбирается в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка (НДС) до проектного направления на точку по часовой стрелке:

- если указанный угол расположен в секторе 120-240, то первая скважина забуривается с минимальной глубины. Глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается больше, чем предыдущей.

- если угол между HДС и проектным азимутам ограничен секторами 60-120или 240-300, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине.

- если вышеуказанный угол расположен в секторах 0-60 или 300-360, то первая скважина забуривается с большей глубины, глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей.

6. Составление плана разбуривания куста скважин начинается с нанесения линии НДС. На ней произвольно выбирается точка, обозначающая устье первой скважины. Из этой точки проводятся линии (М 1:10000) в направлениях проектных азимутов скважин (см. рисунок 3) В соответствии с п. 2 устанавливается очередность бурения скважин и с помощью п. 5 выбираются длины вертикальных участков (H_в)

Рассмотрим пример практического применения вышеизложенной методики. В таблице 1 приведены проектные данные, а на рисунке 3 графическое изображение направлений траекторий 8 скважин. Азимут НДС равен 45 градусам.

№ п. п.	№ скважины	Азимут, град	Отход, м
910.

Рисунок 3. Выбор очередности бурения скважин.

Согласно п. 2 в первую очередь бурятся скважины расположенные в секторе
120-240. Это скважины под № 140 и № 141, причем первой бурится скважина с большим отходом № 140. Второй бурится скважина № 141.

Во вторую очередь бурятся скважины расположенные в секторах 60-120 и
240-300. Это скважины под № 142, 143, 145, 146. С целью исключения пересечения стволов скважин и разводки их по азимуту скважина № 142 бурится третьей, скважина № 143 – четвертой, скважина № 145 – пятой, скважина № 146 – шестой.

В третью очередь бурятся скважины расположенные в секторе 60-0-300. Это скважина № 147, 144, при этом сначала бурится скважина с меньшим отходом № 147 (седьмая по счету). Последней (восьмой) бурится скважина № 144.

По данным результатам составляется план очередности разбуривания куста скважин (таблица № 2) и схема (рисунок 4).

7. По п. 5 определяем глубины начала бурения наклонного ствола. Т. к. скважины № 140 и 141 расположены в секторе 120 - 240, то глубина вертикального участка ствола скважины № 140 составит 30 м, а глубину начала набора параметров кривизны скважины № 141 принимаем на 10 м больше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

В связи с тем, что угол между НДС и проектными азимутами скважин № 142, 143, 145, 146 ограничен секторами 60 - 120 и 240 - 300, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине.

Глубина начала бурения наклонного ствола скважины № 142 составит 30 м, а глубину вертикального участка скважины № 143 принимаем на 10 м больше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

Глубина бурения вертикального участка скважины № 145 составит в 30 м. Глубину начала набора зенитного угла скважины № 146 принимаем на 10 м больше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

Т. к. угол между HДС и проектными азимутами скважин № 147, 144 ограничен секторами 0 - 60 и 300 - 360, то глубину вертикального участка скважины № 147 определим значением 50 м. Глубину вертикального участка скважины № 144 установим на 10 м меньше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

Если в заданных направлениях (см. рисунок 3) нанести в масштабе положения забоев скважин, а на линии НДС положения устьев скважин с учетом движения станка при передвижке, и затем соединить полученные точки для каждой скважины, можно получить новые значения А и , несколько отличающиеся от первоначальных. При этом азимуты скважин могут переместиться в другие сектора. Кроме того, азимут скважин с малыми смещениями забоев изменяется больше, и не исключено появление пересечений проекций стволов, что нежелательно и потребует введения корректив. В учебном задании считаем, что этого не произойдет, и план разбуривания куста строим по первоначальным азимутам (см. рисунок 3), принимая разные масштабы при обозначении устьев скважин и их забоев в масштабе М 1:500 и М 1:10000 соответственно.

Таблица 1. План очередности разбуривания

№ п.п.	Положение устья скважины	№ сква-жины	Азимут, град	Отход,	Глубина начала набора парамет-ров кривиз-ны, м	Назна-чение	Проектный пласт, м	Глубина пласта, м	Круг допуска, м
движка, м	с начала куста
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1
Доб	ЮБ1

Направление движения станка 45°, азимут мостков 135°, магнитное склонение 16°.

Читайте также: