• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Тлумачний словник
Авто
Автоматизація
Архітектура
Астрономія
Аудит
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Винахідництво
Виробництво
Військова справа
Генетика
Географія
Геологія
Господарство
Держава
Дім
Екологія
Економетрика
Економіка
Електроніка
Журналістика та ЗМІ
Зв'язок
Іноземні мови
Інформатика
Історія
Комп'ютери
Креслення
Кулінарія
Культура
Лексикологія
Література
Логіка
Маркетинг
Математика
Машинобудування
Медицина
Менеджмент
Метали і Зварювання
Механіка
Мистецтво
Музика
Населення
Освіта
Охорона безпеки життя
Охорона Праці
Педагогіка
Політика
Право
Програмування
Промисловість
Психологія
Радіо
Регилия
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Технології
Торгівля
Туризм
Фізика
Фізіологія
Філософія
Фінанси
Хімія
Юриспунденкция

Класифікація свердловин за профілем їх стовбура

Профіль стовбура свердловини визначає умови експлуатації свердловини як споруди, умови роботи експлуатаційного (свердловинного) обладнання в ній, вибір глибини опускання і типу експлуатаційного обладнання.

Вертикальні і похило-скеровані свердловини.Кожна свердловина від гирла до вибою в тій чи іншій мірі викривлена. Розрізняють невимушено викривлені свердловини, які характеризуються викривленням внаслідок впливу природних і технологічних причин під час їх буріння, і штучно викривлені, точніше скеровані в певному напрямку, які пробурено за заданим профілем. При цьому профіль свердловини вище від продуктивного пласта може бути відносно вертикальним чи вертикальним і похилим із різними викривленнями, а в межах продуктивного пласта – або вертикальним, або похилим, або горизонтальним, а свердловини за профілем їх стовбура звідси називаємо (класифікуємо) вертикальними, похилими і горизонтальними.

Підвищена схильність свердловин до викривлення відносно вертикалі під час її буріння пов’язана з не горизонтальністю залягання пластів осадових гірських порід та різною твердістю порід у шарах (пластах. Якийсь критерій, який би чітко обгрунтовував твердження, що профіль свердловини є вертикальним, відсутній.

Штучне відхилення стовбура свердловини від вертикальної лінії (під певним зенітним кутом), що проходить через точку – гирло свердловини на поверхні (через точку закладання свердловини для буріння її), підрозділяють на похиле (похило-скероване), кущове (багатостовбурне), горизонтальне і
багатовибійне (розгалужено-скероване) буріння.

При розробці нафтових родовищ свердловини повинні розкривати продуктивний пласт (по покрівлі пласта) у певній точці відповідно до проектного розміщення свердловин (див. вище).

За наявності якоїсь перешкоди на поверхні (забудована місцевість, гора, водоймище, охоронна зона тощо) гирло свердловини доводиться зміщувати в ту чи іншу сторону, а свердловину – бурити похило-скерованою (ПСС), щоб обійти перешкоду, але розкрити пласт у заданій точці.

При розбурюванні родовища в складних природно-географічних умовах (акваторії моря, наприклад, акваторії Чорного і Азовського морів; заболочена територія) гирла свердловин групують у кущі, тобто бурять ряд свердловин із окремих “острівців” або морських платформ (кущове буріння), а свердловини будуть уже похило-скерованами (аналогічно, щоб забезпечити задану сітку розміщення свердловин) під різними азимутальними кутами.

Азимут свердловини (від араб. ас-сумут, ас-самт – шлях, напрямок) – це кут, який вимірюється за годинниковою стрілкою між певним напрямком, що проходить через вісь свердловини, і проекцією свердловини на горизонтальну площину. У залежності від прийнятого початку відліку (географічний меридіан, магнітний меридіан або довільний напрямок) називають азимут свердловини справжній (чи просто азимут, опускаючи слово справжній), магнітний (відрізняється від справжнього на величину магнітного схилення в заданій точці) або кутовий. Відмітимо, що за зміни азимута свердловини на 1⁰ відхилення свердловини від проектного напрямку на глибині 1000 м складатиме 17,5 м. Азимутальний (у горизонтальній площині за азимутальним кутом) і вертикальний (за зенітним кутом, відрахованим від вертикальної лінії) напрями свердловини (викривлення свердловини) вимірюють за допомогою інклінометра (від лат. іnclino – нахиляю).

Вертикальну і горизонтальну проекції похило-скерованої (ПСС) і умовно вертикальної свердловини (ВС) називають відповідно профілем і планом. Профілі похило-скерованих свердловин розділяють на дві групи: 1) звичайного типу – профілі, які являють собою криву лінію, розміщену в одній вертикальній площині; 2) просторового типу – профілі, що виражені просторовою кривою лінією (рис. 1.7).

Типові профілі похило-скерованих свердловин звичайного типу показано на рис. 1.8.

Рис. 1.7 – Профіль і план похило-скерованої свердловини просторового типу

Рис. 1.8 – Профілі похило-скерованих свердловин звичайного типу: 1,2, 3 – ділянки відповідно вертикальна, набору зенітного кута початкового викривлення і прямолінійна похила (тангенціальна); 4 – ділянка
малоінтенсивного природного зменшення зенітного кута нахилу;
5 – вертикальна ділянка; 6 – ділянка малоінтенсивного збільшення кута нахилу

Профіль 1-го типу або тангенціальний (рис. 1.8, а) складається із трьох ділянок – вертикальної 1 (не менше 40-50 м за нормами на буріння, а бажано до глибин нижче від динамічного рівня, що забезпечить нормальну роботу свердловинного насоса на вертикальній ділянці стовбура), ділянки набору максимального зенітного кута нахилу стовбура 2 (початкового викривлення) і прямолінійної похилої ділянки 3 (тангенціальної) із кутом нахилу понад 10-12⁰, яка продовжується до вибою.

Профіль 2-го типу або s - подібний профіль (див. рис. 1.8, б) є різновидом профілю 1-го типу і складається також із трьох ділянок, але замість прямолінійної похилої ділянки 3 має ділянку 4 природного зменшення зенітного кута нахилу. Для виходу вибою свердловини в задану точку необхідно створити більший кут початкового викривлення на кінці ділянки 2.

Профіль 3-го типу (див. рис. 1.8, в) є найскладнішим і складається із п’яти ділянок – вертикальної 1, набору кута нахилу стовбура 2, похилої прямолінійної 3, зниження кута нахилу 4 і вертикальної 5, котра забезпечує можливість експлуатації декількох продуктивних пластів із збереженням сітки розміщення свердловин.

Профіль 4-го типу (див. рис. 1.8, г) є різновидом профілю 3-го типу, в якому ділянки 3 і 4 замінені ділянкою 4 самочинного зменшення кута нахилу і є ділянками малоінтенсивного збільшення кута нахилу.

Профіль 5-го типу (див. рис. 1.8, д) складається із вертикальної ділянки 1 і великої ділянки набору кута нахилу стовбура 2.

Профіль 6-го типу (див. рис. 1.8, е) складається із одної похилої ділянки.

Профілі свердловин можуть бути й іншими.

Ділянка набору або зниження кута нахилу стовбура повинна забезпечувати вільне опускання через неї обладнання, приладів та іншого, що є необхідним при експлуатації свердловини. Свердловинні насоси, які розміщаються на цих ділянках при експлуатації свердловини, повинні вписуватися у стовбурі без деформації, щоб уникнути передчасного виходу їх із ладу. Звідси величину мінімальноможливого радіуса свердловини R, м, можна визначити за формулою:

. (1.19)

де L – довжина приладу або насоса, м; D – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; d – зовнішній діаметр приладу або насоса, м; k_з – величина зазору між стінкою обсадних труб і корпусом приладу або насоса, k_з = 1,5-3 мм.

Вертикальна або похила свердловина повинна ввійти в пласт у певній точці. Точку гирла свердловини можна визначити так. Із точки розкриття пласта в напрямі азимута проводять горизонтальну пряму лінію, на якій відкладають у вибраному масштабі (для горизонтальної проекції свердловини беруть масштаб 1:200, 1:400 або 1:500) відрізок, рівний відхиленню вибою від вертикалі. Із отриманої точки проводять вертикальну пряму лінію, а на ній відкладають у певному масштабі (для вертикальних проекцій беруть дрібніший масштаб, 1:1000 або 1:2000) відрізок, рівний глибині залягання пласта в цій точці (точніше, вертикальній абсолютній відмітці). Отримуємо точку, яка приймається за гирло похило-скерованої свердловини.

Так як забезпечити входження свердловини в пласт у заданій точці через природні і технологічні причини викривлення стовбура практично не вдається, то задають круг допуску відхилення вибою свердловини від проектної точки.

Норми допустимого відхилення вибоїв свердловин від проектної точки (радіус круга допуску) задаються залежно від проектної глибини свердловини і мінімальної відстані між свердловинами в межах 10-30% від цієї мінімальної відстані (чим більша глибина і менша відстань, тим вища норма).

При бурінні свердловин особливого призначення, наприклад,
приконтурних, приграничних та інших, допуски повинні бути жорсткішими.

Горизонтальні свердловини. Коли свердловину похило скеровують під кутами, близькими до 90⁰ від вертикалі, і вона проходить значну частину продуктивного об’єму паралельно покрівлі та підошві продуктивного пласта, то її називають горизонтальною.

Під горизонтальною свердловиною (ГС) розуміється похило-скерована свердловина із горизонтальним закінченням стовбура певної довжини по продуктивному пласту. Під горизонтальним стовбуром умовно розуміється частина стовбура, яка розміщена вздовж між покрівлею і підошвою продуктивного пласта чи між іншими межами нафтової (газової) частини (ВНК, ГНК, ГВК).

Профіль горизонтальної свердловини складається із двох спряжених між собою частин: напрямної та горизонтальної ділянок. Напрямна ділянка являє собою або вертикальну (з відхиленням стовбура від вертикалі до 2⁰), або похило-скеровану свердловину. Похиле скерування стовбурів при кущовому бурінні (гирла багатьох свердловин розташовані зосереджено, в одному кущі) дає змогу розбурити родовище за заданою сіткою (див. вище). Точка спряження напрямної і горизонтальної частин повинна вибиратися так, щоб розміщене у напрямній частині видобувне експлуатаційне обладнання могло успішно, безаварійно, без ускладнень працювати тривалий час (протягом усього ,,життя” родовища чи свердловини). Відповідно визначено три групи радіусів набору викривлення (рис. 1.9): а) малий (темп набору викривлення до 60⁰ на 100 м довжини); б) середній (відповідно 26-60⁰/100 м); в) великий (відповідно 6,5-19,5⁰/100 м).

Буріння свердловин із малим радіусом набору викривлення ефективне для перебурювання аварійних свердловин і для реалізації проектів підвищення нафтовилучення. Свердловини із великим радіусом викривлення забезпечують значне відхилення вибою по горизонталі до необхідних зон чи об’ємів покладу, що характерно для будівництва похило-спрямованих ГС як на суші (під заселеними територіями, водоймищами, охоронними і важкодоступними площами), так і з морських платформ, котрі дуже віддалені від точки закладання свердловини на поверхні.

Рис. 1.9 – Класифікація типів і радіусів викривлення горизонтальних стовбурів

При кущовому розбурюванні родовища можливості техніки і технології горизонтального буріння реалізуються в непродуктивних пластах (традиційний профіль) на відміну від горизонтального розбурювання (рис. 1.10).

Рис. 1.10 – Традиційний (1) і визнаний за кращий (2) профілі свердловин

Залежно від літології, тріщинуватості, товщини, кута нахилу продуктивного пласта горизонтальну ділянку бурять паралельно покрівлі (і підошві) пласта або під невеликим кутом, а за формою профіль може бути прямим, увігнутим або випуклим та хвилеподібним (рис. 1.11).

Рис. 1.11 – Схеми основних профілів горизонтальних (а – в, лінії 1 і 2 на рис. г) та псевдо-горизонтальної (рис. г, лінія 3) свердловин: на рис. б лінії 1, 2, 3 – відповідно нафтова частина пласта, ВНК і водяна частина; перешарування пластів показано горизонтальними лініями, а продуктивні породи – крапками із вертикальними тріщинами-лініями

Однорідні або слабкопроникні пласти із переважаючою вертикальною тріщинуватістю (в практиці зустрічаються, як правило, вертикальні або близькі до них похилі тріщини на глибинах понад 1500-2000 м) доцільно розбурювати паралельним горизонтальним стовбуром посередині між покрівлею і підошвою пласта (див. підземну гідрогазомеханіку) як на рис. 1.11, а. Якщо нафтовий пласт (1) підстиляється підошовною водою (3) з розміщеним між ними ВНК (2), то паралельний стовбур розташовують ближче до покрівлі пласта, тим самим забезпечується рівномірніше вертикальне витіснення нафти водою (див.
рис. 1.11, б). Тут уже утворюється не конус води, як у вертикальних свердловинах, а горбоподібне підняття води (у поперечному перерізі – рівнобедренний трикутник із ввігнутим боковими сторонами).

Така картина вертикального витіснення нафти підошовною водою до горизонтальних свердловин наявна у тріщинуватих породах кристалічного фундаменту величезного родовища Білий Тигр (В’єтнам). Аналогічно (у дзеркальному відображенні) буде картина фільтрації за наявності газової шапки.

Бажано для запобігання можливого накопичення залишків бурового розчину, води, шламу чи піску у стовбурі свердловини мати не абсолютно горизонтальний профіль, а похилий від підошви пласта до покрівлі, починаючи від переходу із вертикального положення стовбура до горизонтального (від точки спряження), тобто випуклий, вигнутий назовні (до підошви) профіль.

Якщо продуктивний пласт має невелику товщину і дрібношарувату будову із різнопроникних порід, причому із невідомим розшаруванням, то запропоновано такий пласт розбурювати хвилеподібно (див. рис. 1.11, в), хоч такі профілі є складними для реалізації.

В однорідних пластах невеликої товщини (5-7 м на глибині залягання до 800 м і 10-15 м на глибині залягання 800-2000 м) доцільним є буріння паралельного горизонтального стовбура посередині між покрівлею і підошвою.

Але таких ідеальних пластів немає в природі. В умовах наявності неоднорідних пластів невеликої товщини, поділених непроникними прошарками, паралельний горизонтальний стовбур може пройти або в непроникному (1), або в проникному (2) шарах (див. рис. 1.11, г), при цьому основна нафтонасичена частина розрізу залишається нерозкритою (позитивна результативність буде відсутня або дуже-дуже мізерною).

У таких випадках запропоновано реальні, шарувато-неоднорідні колектори розбурювати псевдо-горизонтальними свердловинами (від грец. ψεύδоζ – у складних словах “неправильний”). Така свердловина залягає під малим кутом до горизонталі і перетинає усі пропластки продуктивного пласта від покрівлі до його підошви (див. рис. 1.11, г, лінія 3). За результатами розрахунків псевдо-горизонтальна свердловина практично не уступає горизонтальній свердловині і забезпечує високі дебіти і темпи розробки родовища (тобто малі строки розробки), а також високі коефіцієнти нафтовилучення (порівняно із вертикальними свердловинами), при цьому виключається ризик, пов’язаний із можливим попаданням горизонтальної свердловини в небажаний, непродуктивний пропласток.

Багатовибійні свердловини. Під багатовибійними свердловинами (БВС) розуміють свердловини, які мають у нижній частині основного стовбура розгалуження у вигляді одного або декількох бокових різновикривлених стовбурів.

Боковий стовбур (похилий чи горизонтальний стовбур) свердловини – це додатковий стовбур із стовбура експлуатаційної колони вертикальної, похилої чи горизонтальної свердловини. Два і більше таких стовбурів формують багатовибійну свердловину (БВС). Закінчення основного стовбура (нижня частина) БВС має розгалуження у вигляді протяжних (інтервал розкриття продуктивного пласта удвічі і більше перевищує товщину пласта) похилих (похило-скерованих) і горизонтальних (паралельних, рівновіддалених від покрівлі і підошви чи зміщених по товщині пласта, випуклих чи ввігнутих, псевдо-горизонтальних) стовбурів (рис. 1.12). Тобто принциповою схемою при багатовибійному розкритті є розгалужена свердловина. Розгалуження може бути або вище від покрівлі продуктивного пласта (у стійких непроникних породах), або в межах продуктивного пласта.

Рис. 1.12 – Деякі принципові схеми багатовибійних свердловин із похилими (а), горизонтальними (б) і випуклими
(в) закінченнями додаткових стовбурів, пробурених із основного вертикального стовбура: 1 – вертикальний стовбур; 2 – додаткові стовбури; 3 – продуктивний пласт; 4 – елемент пласта в плані; 5 – стійкі породи; 6 – статичний рівень

При проектуванні багатовибійних свердловин, у т. ч. їх профілів, основним завданням повинно бути отримання максимальних поточних і накопичених відборів нафти за умови довготривалого використання усіх стовбурів та технологічної можливості механізованої експлуатації (зокрема насосними способами) свердловин. Швидкість і складність робіт при бурінні БВС є другорядними питаннями, що враховуються в економічній оцінці варіантів розробки родовища.

Профілі БВС можна поділити на такі три типи: 1) БВС із горизонтальними (різних типів) стовбурами (розгалужено-горизонтальні свердловини); б) багатоярусні свердловини; в) радіально-горизонтальні свердловини.

Два основних типи розгалужено-горизонтальних свердловин показано вище на рис. 1.12, схеми б і в.

У пластах великої товщини (70 м і більше), у газоконденсатнонафтових (газонафтових) покладах із підошовною водою, у товстих шарувато-неоднорідних пластах при чередуванні проникних і непроникних шарів, у пластах значної товщини із різкою фаціальною мінливістю (вапняки або доломіти, нафтонасичені лінзи серед слабко- чи непроникних порід) доцільно бурити багатоярусні свердловини (рис. 1.13). У кожному ярусі (на різній висоті в газонафтонасиченому пласті) окремо бурять (один, два і більше) додаткових стовбурів. Два-три яруси горизонтальних стовбурів бурять із різною метою (див. рис. 1.13, а). Наприклад, дебіт горизонтальної свердловини в однорідному вертикально анізотропному (за проникністю) пласті зростає із збільшенням товщини пласта, але за великих товщин (понад 70-100 м) і коефіцієнтів вертикальної анізотропії проникності (понад 10) дебіт її практично не залежить від його товщини. Тому в такому разі доцільно пробурити дві (чи три) паралельні (одна над другою) і однаково напрямлені горизонтальні свердловини (див. підземну гідрогазомеханіку). В одному ярусі бурити більше трьох горизонтальних стовбурів недоцільно (через їх взаємодію).

Рис. 1.13 – Схеми багатоярусних багатовибійних свердловин:
1,2 – бокові стовбури; 3 – газова шапка; 4 – нафта; 5 – вода; 6 – нафтові зони

У шаруватих (у т. ч. гранично анізотропних) пластах доцільно бурити псевдо-горизонтальні додаткові стовбури (див. рис. 1.13, б).

У газонафтових покладах із газовою шапкою (див. рис. 1.13, в) верхній ярус можна використати або для контрольованого відбирання газу із газової шапки (наприклад, роздільно у свердловині по затрубному простору), або для запомповування газу в газову шапку (для витіснення нафти газом).

У нафтових покладах із підошовною водою аналогічно нижній ярус можна використати для нагнітання води у водяну частину покладу (для підтримування пластового тиску). Зрозуміло, що при такій одночасно-роздільній експлуатації двоярусної свердловини верхній і нижній яруси повинні бути у свердловині розмежовані (відокремлені, відділені) пакером.

У пластах із значною фаціальною мінливістю доцільно забурити похилі і горизонтальні додаткові стовбури великої протяжності (див. рис. 1.13, г), а іноді із додатковими відгалуженнями від них (див. нижче), що підвищує імовірність розкриття просторово розміщених об’ємів нафти (чи ціликів при дорозробці родовища).

Радіально-розгалужені свердловини – це свердловини, в яких від вертикального або горизонтального стовбура (від основного стовбура) бурять у радіальному напрямку (практично перпендикулярно до осі основного стовбура) багато відгалужень, які також можуть мати окремі відгалуження. Технологія радіального буріння забезпечує на глибині від 3000 м із вертикального стовбура довжиною до 900 м пробурити на відстані 5 м один від одного додаткові радіальні стовбури протяжністю до 150 м із будь-якими кутами (від 0 до 360⁰) до горизонтальної площини. У такому разі отримуємо свердловину-ялинку. Із горизонтального стовбура діаметром 178-216 мм можна пробурити до 100 і більше радіальних стовбурів (зрозуміло, меншого діаметра, 89-115 мм).

Горизонтальний стовбур бурять у проникному пласті найбільшої товщини (верхній, нижній або середній пласти, як на рис. 1.14, а, б, в) у разі перешарування пластів, а на інші продуктивні пропластки чи лінзи бурять радіальні стовбури відповідно вниз, вверх чи вверх і вниз. Кількість радіальних стовбурів визначається ступенем неоднорідності пласта, а кожний вибій такої свердловини замінятиме вертикальну свердловину, розташовану на місці його забурювання. Кожний із профілів таких БВС може бути застосований для різних цілей, наприклад, для теплового діяння на поклад високов’язкої нафти. Вони можуть бути альтернативою шахтній і термошахтній розробці, коли свердловини пробурені з поверхні землі (підземно-поверхневі системи термошахтної розробки), наприклад, як це показано на рис. 1.14, ж при гравітаційному режимі. Найбільш поширеними сучасними типами багатовибійних свердловин є дво-, три- та чотиривибійні свердловини, причому і як багатоярусні свердловини, що показано на рис 1.14, г, д, е, і як одно- чи двоярусні, коли частину цих показаних стовбурів розвернути в різні сторони, а також “периста” (“риб’ячий хвіст”) свердловина (рис. 1.14, є).

Можуть бути також багато інших різних схем закінчення похилих і горизонтальних свердловин.