Бурение многозабойных скважин реферат

Обновлено: 04.07.2024

Многозабойное бурение - технология наклонно-направленного бурения, которая предполагает проходку основного ствола с последующим забуриванием и проходкой в его нижней части дополнительных стволов (ответвлений).

Многозабойное бурение ( multihole drilling) - технология наклонно-направленного бурения, которая предполагает проходку основного ствола с последующим забуриванием и проходкой в его нижней части дополнительных стволов, пересекающих геологическую структуру.

Многозабойное бурение (МЗБ) позволяет поднять эффективность буровых работ при разведке и добыче полезных ископаемых.

Достигается это путем увеличения доли полезной протяженности стволов скважин.

Многозабойная скважина (МЗС) – скважина, состоящая из основного, как правило, горизонтального ствола, из которого в пределах продуктивного горизонта (пласта) пробурен 1 или несколько боковых стволов (ответвлений).

Ранее МЗБ использовалось большей частью при разведке твердых полезных ископаемых.

Ныне МЗБ часто используется для разработки месторождений углеводородов и называется разветвленно-горизонтальным бурением.

Наиболее эффективно МЗБ в сравнительно устойчивых продуктивных пластах мощностью 20 м и более, в тч в монолитных или с прослоями глин и сланцев нефтеносных песчаниках, известняках и доломитах, при глубинах 1,5 -2,5 км при отсутствии газовой шапки и аномально высоких пластовых давлений.

МЗБ сокращает число обычных скважин благодаря увеличению дренированной поверхности продуктивного пласта.

Для проводки МЗС применяются искривляющие ствол скважины специальные снаряды, клинья, укороченные забойные двигатели с отклоняющими приспособлениями.

Инклинометр, дающий информацию об азимутальном и зенитном углах оси скважин, позволяет контролировать пространственное положение ствола.

Дополнительные стволы могут иметь на участке набора кривизны резко искривленные профили.

Положение оси ствола в призабойной части может быть почти горизонтальным.

На практике применяется 2 последовательности забуривания дополнительных стволов: сверху - вниз и снизу - вверх.

Забуривание сверху - вниз обычно используется при разведке месторождений со сложным строением зон залегания полезных ископаемых, потому что можно своевременно реагировать на ситуации, к примеру, выклинивания рудного тела или обнаружения полезных ископаемых.

Забуривание снизу - вверх используют при проведении буровых работ по сгущению разведочной сети.

МЗБ активно используется при разведке твердых полезных ископаемых, потому что обеспечивает получение максимальной и точной информации при ее минимальной стоимости на 1 м проходки скважины. МЗБ позволяет сократить затраты на проходку и крепление верхней части ствола скважины, монтажно-демонтажные работы при перемещении буровой установки на новую точку бурения.

В нефтянке МЗБ позволяет:
- увеличить дебит скважин за счет увеличения поверхности фильтрации;
- увеличить нефтеотдачу пласта;
- ввести в промышленную разработку малодебитные месторождения с низкой проницаемостью коллектора или высоковязкой нефтью;
- повысить приемистость нагнетательных скважин;
- повысить точность проводки противофонтанных скважин за счет перебуривания только нижних ее интервалов в случае непопадания 1 м стволом.

Первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 г. на Карташевском рифовом месторождении Башкортостана. Первая горизонтальная скважина, проходящая 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской (ныне Самарской) области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебит вертикальных скважин.

разветвленные наклонно направленные;
горизонтально разветвленные;
радиальные.

Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность разветвленных наклонно направленных скважин, т. к. их проводят аналогичным способом, но при этом в завершающем интервале зенитный угол дополнительного ствола увеличивают до 90° и более.

У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а дополнительные - в радиальном направлении.

Выполнил: студент 2 курса

Муравьев Николай Николаевич
Проверила:

Альмендингер Татьяна Ивановна
Томск – 2021

Введение
Многозабойное бурение имеет большое значение для возрождения старых нефтяных месторождений. На месторождениях типа Ишимбайских, где продуктивные пласты представлены известняковыми или доломитовыми массивами значительной мощности с низким пластовым давлением и неравномерной проницаемостью, затруднено извлечение нефти, особенно нижних частей пласта. На таких месторождениях в начальный период эксплуатации вертикальные скважины работают непродолжительное время с высокими дебитами, а затем питаются за счет весьма слабых притоков, поступающих через малопроницаемые толщи, разделяющие нефтесодержащие линзы и пропластки. В настоящее время нефть и газ являются важнейшими энергоносителями, обеспечивающими жизнедеятельность человечества. С каждым годом растет значение нефти в мировой экономике, что влечет рост ее добычи в мире. Но мировые запасы нефти не безграничны. Полнота извлечения нефти из пластов является в настоящий момент основной проблемой в нефтяной отрасли. Кроме того, на сегодня большинство оставшихся запасов углеводородного сырья относятся к трудноизвлекаемым. Они приурочены к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, наличием разломов, газовых шапок, зон малых нефтенасыщенных толщин, водонефтяных зон, зон вблизи населенных пунктов, заповедников, водных источников и их санитарно-защитных зон, а также к арктическому шельфу. Доля таких запасов неуклонно возрастает. Поэтому актуальность поиска технологий, позволяющих повысить коэффициент извлечения углеводородов, не вызывает сомнения. Одним из таких методов является применение технологии бурения многозабойных скважин и разработка месторождений на их основе.

Основная часть

Многозабойное бурение скважин применяется с целью увеличения поверхности фильтрации нефти.

Сущность многозабойного бурения заключается в проходке возможно большего числа резко искривленных наклонно-направленных стволов в испытуемом объекте. Многозабойное бурение может оказать существенную помощь в обнажении больших фильтрационных поверхностей и формировании забоя с разветвленной сетью микротрещин, объединенных в единой дренажной системе. При таком бурении во много раз увеличиваются площадь вскрытой части пласта и общая фильтрационная поверхность. Это позволяет значительно лучше выявить промышленную ценность и потенциальные возможности нефтяного коллектора трещинного типа. Другими словами, под многозабойными скважинами (МЗС) понимаются скважины, имеющие в нижней части основного ствола разветвления в виде двух или более протяженных горизонтальных, пологонаправленных или волнообразных стволов, у каждого из которых интервал вскрытия продуктивного пласта, как правило, в два раза и более превышает толщину пласта.

При многозабойном бурении нефтяных и газовых скважин значительно увеличивается полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и соответственно зона дренирования, а также поверхность фильтрации. Наиболее эффективно МЗБ в сравнительно устойчивых продуктивных пластах мощностью 20 м и более, в тч в монолитных или с прослоями глин и сланцев нефтеносных песчаниках, известняках и доломитах, при глубинах 1,5 -2,5 км при отсутствии газовой шапки и аномально высоких пластовых давлений.

МЗБ сокращает число обычных скважин благодаря увеличению дренированной поверхности продуктивного пласта.

Впервые метод многозабойного бурения горизонтальных скважин для увеличения притока нефти предложен профессором Н.С.Тимофеевым в 1941 г. Первые промышленные эксперименты по разветвлению скважин в продуктивном пласте были проведены А.М.Григоряном в 1947 г. в Краснокамнефти в скважине, где забурили два дополнительных ствола длиной 30 и 35 м с последующим разрушением перемычек между стволами взрывом. Положение оси ствола в призабойной части может быть почти горизонтальным.
Особенности типов многозабойных скважин

Строительство многозабойных скважин позволяет реализовать все возможности технологий, в рамках которых происходит направленное и горизонтальное бурение. Нефть извлекается из стволов, максимально приближенных к вертикальному направлению, тогда как остальные ветви используются в качестве дренажных каналов – по ним добываемое сырье поступает к главному стволу из отдаленных нефтеносных участков пласта.

В процессе разработки месторождения могут оставаться трещины и линзы с высокой продуктивностью – многозабойные горизонтальные скважины могут использоваться для извлечения нефти на таких участках. Многозабойные скважины могут существенно различаться по форме – бурение ответвлений возможно на любом участке основного ствола, допускаются различные искривления и углы отклонения. При необходимости возможно создание не горизонтально-направленных скважин, а с определенным наклоном к пласту. Выделяются следующие типы многозабойных скважин:

Разветвленные наклонно направленные скважины состоят из основного ствола, обычно вертикального, и дополнительных наклонно-направленных стволов. Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность разветвленных наклонно направленных скважин, так как их проводят аналогичным способом, но в завершающем интервале дополнительного ствола его зенитный угол увеличивают до 90 и более.
У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а дополнительные - в радиальном направлении.

Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его литологической характеристики, наличия или отсутствия над ним пластов, требующих изоляции. Радиусы искривления стволов и глубины мест забуривания зависят от пластового давления, режима движения жидкостей в пласте и применяемых мер по поддержанию пластового давления. Профили стволов, их длина и число ответвлений зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, толщины пласта, литологии, распределения твердости пород, степени устойчивости разреза. Рекомендации на составление проекта МЗС для каждого конкретного месторождения должны выдаваться в результате совокупного рассмотрения указанных геолого-технических условий. Профиль и другие параметры ствола (длина, количество ветвей) многозабойной горизонтальной скважины определяют по следующим критериям:

· уровень неоднородности нефтеносного пласта;

· твердость пород в пласте и ее распределение.

Существует ряд технологий строительства многозабойных скважин, ниже представлены некоторые из них:

Один из путей решения данной задачи представлен в следующем виде: Техническая задача изобретения - выполнение работ по бурению многозабойной скважины малым количеством бурильных компоновок с применением серийно выпускаемого отечественного бурового оборудования, а также обеспечение избирательного входа скважинным инструментом в любой дополнительный ствол с целью проведения технологических работ (промывка, кислотная обработка призабойной зоны, изоляционные работы, геофизические и гидродинамические исследования и др.) и избирательного отключения стволов при их обводнении для дальнейшей эксплуатации скважины.

Техническая задача решается способом бурения многозабойной скважины, включающим бурение основного ствола большего диаметра и бурение дополнительных стволов меньшего диаметра. Новым является то, что основной ствол в продуктивном пласте скважины бурят в наклонном и/или горизонтальном направлении с отклонением забоя вниз к подошве продуктивного пласта, после чего из наклонного и/или горизонтального участка основного ствола бурят вниз последовательно от забоя основного ствола дополнительные стволы последовательно уменьшающегося диаметра.

Новым является также то, что основной и дополнительные стволы бурят так, чтобы абсолютная отметка уровня забоя каждого следующего пробуренного ствола располагалась выше предыдущего.

Проблемы при проектировании многозабойных скважин

Конструктивно многозабойные скважины имеют основной ствол и несколько дополнительных стволов.

Главное преимущество таких скважин состоит в увеличении площади контакта скважины с продуктивным пластом. В результате чего увеличивается производительность скважины, повышается коэффициент извлечения флюида, снижается депрессия на пласт (уменьшается вынос песка и приток воды). Наличие нескольких стволов приводит к уменьшению потребности в устьевом и насосном оборудовании при эксплуатации скважины, а также к снижению затрат на природоохранные мероприятия.

С другой стороны, эта технология не обделена недостатками: авария в основном стволе приводит к потере всех дополнительных стволов; возникает потребность в дополнительном оборудовании и инструменте для обеспечения данной технологии и, как следствие, удорожание буровых работ . Известно, что технология бурения выбирается под запроектированный профиль скважины согласно горно-геологическим условиям. Следовательно, успешность и эффективность применения технологии многоствольных или многозабойных скважин определяется не только конкретным методом и наличием бурового оборудования у подрядчика, но также запроектированным профилем скважины. Анализ показывает, что в настоящее время профили скважин в большинстве случаев проектируются с применением специального программного обеспечения. В это же время обучение проектированию профилей при подготовке инженеров в вузах ведется с применением стандартных расчетных схем, основанных на тригонометрических законах. Это приводит к тому, что теория и практика для будущего инженера не согласуется. Следовательно, актуальным вопросом становится потребность в разработке новой математической модели проектирования скважины, которая позволит обучать студента проектированию профиля в математическом виде, но с учетом практических аспектов и многолетнего опыта направленного бурения. Для достижения этой цели необходимо первоначально оценить адекватность существующих математических моделей расчета и определить перечень их недостатков. В рамках работы было решено провести оценку адекватности методики расчета многоствольной (многозабойной) скважины представленной в пособии Калинина А.Г. Выбранная методика имеет несколько основных положений:

1. Многообразие профилей многозабойных скважин приводится к обобщённому профилю с характерными интервалами для всех типов;

2. Проектный профиль многозабойных скважин имеет пространственный характер;

3. Обобщённый профиль состоит из интервалов: вертикального (0-1), увеличения зенитного угла (1-2), условно-горизонтального ствола (2-7) и ответвлений условно-горизонтального ствола (3-4, 5-6);

4. Форма осей ответвлений представляют собой дуги окружностей с уменьшением или увеличением зенитного угла в плоскостях. Для упрощения расчетов и сравнения было решено запроектировать на первом этапе плоский профиль многозабойной скважины.

Увеличение объемов и качества буровых работ является основным условием заблаговременного и ритмичного наращивания запасов полезных ископаемых для обеспечения сырьевыми ресурсами промышленности и сельского хозяйства.

Вскрытие нефтяных пластов многозабойными скважинами позволяет увеличить дебиты нефтяных скважин за счёт увеличения поверхности фильтрации; увеличить нефтеотдачу пласта; ввести в промышленную разработку малодебитные месторождения c низкой проницаемостью коллектора или высоковязкой нефтью; повысить приёмистость нагнетательных скважин, повысить точность проводки противофонтанных скважин за счёт перебуривания только нижних её интервалов в случае непопадания первым стволом. B нефтедобывающих районах эксплуатируются скважины c 5-10 ответвляющимися стволами длиной по 150-300 м каждый. Благодаря этому приток нефти на первом этапе эксплуатации в несколько раз больше, чем из обычных скважин. B нашей стране c помощью многозабойного бурения успешно проведены десятки скважин на нефть, разрабатывается и испытывается многозабойное бурение глубоких горизонтальных скважин большой протяжённости (неск. км).

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 7
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 9
1.1. Общие сведения о Чутырско-Киенгопском месторождении 9
1.2. Геолого-физическая характеристика Чутырско-Киенгопского месторождения. 12
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. 17
1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды 22
Растворенный в нефти газ (Чутырская площадь) 29
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 38
2.1.Текущее состояние разработки нефтяного месторождения 38
2.2. Анализ текущего состояния разработки 41
2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки 41
2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин 43
2.2.3 Анализ состояния фонда скважин 45
2.2.4. Анализ примененных на Чутырско-Киенгопском месторождении технологических решений для интенсификации добычи нефти 462.2.5. Анализ выработки запасов 55
2.2.6. Анализ эффективности реализуемой системы разработки 56
2.3. Выбор и обоснование проектируемого технологического решения для увеличения нефтеотдачи пластов 56
2.4. Анализ научных публикаций, отобранных по теме курсового проекта 58
2.5. Проектирование бурения МЗС на Чутырской площади Чутырско-Киенгопского месторождения 60
2.5.1. Обоснование расчетныхвариантов и их исходные характеристики 60
2.5.2. Обоснование оптимального дизайна МЗС для разработки верейских нефтяных оторочек Чутырской площади 64
2.6. Определение технологической эффективности при бурении МЗС 68
2.6.1. Исходные данные для определения технологической эффективности 68
2.6.2. Выбор метода определения технологической эффективности 69
2.6.3. Расчет технологической эффективностипредложенных вариантов 71
2.6.4. Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом 76
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 78
3.1. Обоснование показателей экономической эффективности проекта 78
3.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических показателей проекта 79
3.3. Расчет экономических показателей проекта 80
3.3.1. Платежи и налоги 80
3.3.2.Капитальные вложения 82
3.3.3. Эксплуатационные затраты 82
3.3.4. Выручка от реализации 86
3.3.5. Прибыль от реализации 86
3.3.6. Показатели инвестиционного проекта 87
3.4. Сравнение технико-экономических показателей проектируемых вариантов. 89
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 91
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 93

ВВЕДЕНИЕ
Одна из основных задач при разработке нефтяных месторождений заключается вмаксимально возможном извлечении природных запасов нефти из недр земли. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти.
Все мероприятия по интенсификации добычи нефти направлены на увеличение или восстановление проницаемости призабойной зоны и соединение ее сболее проницаемыми трещиноватыми нефтенасыщенными участками пласта.
На сегодняшний день в Удмуртии и России в целом существует различные проблемы, одной из них является малая площадь фильтрации вскрытых продуктивных пластов, малая площадь дренирования и высокая обводненность добываемой продукции и как следствие большой фонд низкорентабельных скважин. Эффективность выработки их может бытьобеспечена лишь при применении новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи.
Имеются различные методы решения этих проблем: бурение горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП), глубокая перфорация скважин, щелевая гидропескоструйная перфорация (ЩГПП).
В России широко применяются в основном ГРП,ГПП. В последнее время нашло широкое применение ЩГПП, бурение же ГС и БГС и МЗС предусматривает большие капитальные вложения, при этом имеет более высокую эффективность, но эти методы отбрасываются на второй план.
На сегодняшний день, у нас в России, и за рубежом, нашелся затратный, но очень эффективный способ разработки низкопродуктивных и маломощных коллекторов -.

4. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 3 мая 2012 г. № 700-р // Собрание законодательства РФ. – 07.05.2012. – № 19.

Россия располагает крупной сырьевой базой жидких углеводородов. По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых РФ технологически извлекаемые запасы нефти России на 01.01.2019г. составляли 29,8 млрд т. Выработанность запасов нефти составляет 56,2%, при этом около 60% текущих запасов относится к категории трудноизвлекаемых [2].

Повышение нефтеотдачи продуктивных пластов и снижение себестоимости ее добычи является приоритетной задачей. В настоящее время имеется мало нефтяных месторождений с простыми геологическими характеристиками, поэтому необходимо применение современных технологий. В первую очередь это строительство высокотехнологичных скважин и применение новых способов вытеснения остатков нефти, извлечь которые не удалось традиционными методами.

Типовые разветвления горизонтальных скважин

Горизонтально разветвленные скважины делятся на многоствольные и многозабойные скважины. Многоствольная скважина (МСС) – скважина, состоящая из одного ствола, из которого пробурен один или несколько боковых стволов (ответвлений) на различные продуктивные горизонты (пласты), при этом точка пересечения боковых стволов с основным стволом находится выше вскрываемых горизонтов.

Многозабойная скважина (МЗС) – скважина, состоящая из основного, как правило, горизонтального ствола, из которого в пределах продуктивного горизонта (пласта) пробурен один или несколько боковых стволов. По схеме заканчивания горизонтально-разветвленные скважины (ГРС) по классификации TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals) делятся на шесть уровней сложности, выработанных на форуме по вопросам технического прогресса в области бурения многоствольных горизонтальных скважин, состоявшимся в Абердине, Шотландия, 26 июля 1999 года, и уточненными в проекте предложениями, составленном в июле 2002 года. В Указанных стандартах сочленения отнесены к уровням 1, 2, 3, 4, 5 и 6 в зависимости от степени их механической сложности, соединительных возможностей и обеспечения гидравлической изоляции. Сложность возрастает с возрастанием уровня (рисунок 1).

Уровень 1: Основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик. Прочность сочленения и его гидравлическая изолированность целиком зависит от свойств породы, в котором находится место сочленения.

Уровень 2: Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Сочленение гидравлически не изолировано.

Уровень 3: Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования).

Уровень 4: Основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр)).

Уровень 5: Основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакеров). Сочленение герметично. (Может быть, а может не быть зацементировано).

Уровень 6: Основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи. Сочленение герметично. (Использование только цемента для герметизации недостаточно).

Рисунок 1 – Типы многоствольных скважин по технологии TAML

Для выбора разветвления и сложности заканчивания необходимо ориентироваться на толщину, которую имеет продуктивный пласт. Кроме того, значение имеет и литологическая характеристика. Нужно учитывать пласты, которые до начала разработки должны быть изолированы. Профиль и другие параметры ствола (длина, количество ветвей) многозабойной горизонтальной скважины определяют по следующим критериям: уровень неоднородности нефтеносного пласта; толщина пласта; литология; устойчивость разреза; твердость пород в пласте и ее распределение.

Многоствольные горизонтальные скважины повышают отдачу пласта благодаря большей площади контакта стенок скважин с пластом. На некоторых месторождениях технология бурения многоствольных горизонтальных скважин обладает очевидными преимуществами перед такими способами заканчивания, как традиционное вскрытие пласта вертикальными и горизонтальными скважинами или проведение ГРП. На рисунке 2 показаны основные схемы расположения многоствольных и многозабойных скважин в пласте.

Рисунок 2 – Расположение разветвлённых скважин в пласте.

Ответвления отходят от каждого переводника Fishbones, а через всю длину коллектора можно пропустить большое количество переводников. Основной функцией настоящей технологии является точная и контролируемая интенсификация производительности скважины, за счет объединения ствола скважины и коллектора как минимум двумя сотнями ответвлений. Каждое новое ответвление имеет длину, которая определяется длиною игл, которая варьируется в пределах от 10 до 10,8 метра. Ответвления легко преодолевают вертикальный поток и увеличивают коэффициент вскрытия коллектора, что в свою очередь увеличивает коэффициент производительности и добычи.

В российской технологии бурения fishbone, есть и важные отличия от западной:

не используется раствор соляной кислоты, который, к примеру, в карбонатных коллекторах, ничего хорошего для экологии не несёт;
конструкции из труб не собирается на поверхности, а формируется во время строительства горизонтального ствола, когда с определенной точки производится бурение отростков на вышележащий нефтеносный пропласток, после чего осуществляется подъем компоновки до точки срезки. Затем производится срезка в основной ствол и так – до следующей заданной точки. То есть, бурим основной ствол и ответвления от него.

Поэтому, использование технологии fishbone в России – более эффективно, чем на Западе (рисунок 3).

Рисунок 3 – Схематическое изображение конструкции типа fishbone

Важное значение имеет выбор расстояния между срезкой боковых ответвлений. При планировании траектории должны быть учтены и проработаны многие факторы:

положения контактов;
радиус кривизны в интервале нарастания угла бурения;
взаимовлияние каждого дополнительного отхода от основного ствола на другие;
длины планируемых ответвлений;

Согласно геологическим условиям каждый новоый ствол скважины, должен быть достаточно смещён относительно других ветвей для обеспечения безопасной эксплуатации, короткого цикла бурения, экономически эффективного бурения, увеличения добычи нефти и газа. Относительно уместно, что расстояние между двумя срезками боковых стволов составляет от 80 до 150 метров, но во много это зависит от конкретных геологических условий залежи.

Примеры реализации технологии Российских компаний

В 2018 году на месторождении была построена 131 высокотехнологичная скважина, каждая четвертая выполнена по технологии fishbone.

Ванкорское месторождение является одним из крупных. В общем объеме добычи нефти РФ доля Ванкора составляет 4%. Всего на месторождении построено более 120 скважин данной технологии. Использование современных технологий на Ванкоре ускорет освоение месторождений кластера и увеличивает нетфеотдачу пласта (рисунок 5).

Рисунок 4 – Добыча жидких УВ на Восточно-Мессояхском месторождении

Рисунок 5 – Добыча нефти на Ванкорском месторождении

Технология fishbone позволяет увеличить продуктивность скважины за счет лучшего подсоединения резервуара к стволу скважины. Каждое из ответвлений направляется в отдельные нефтяные участки недр, не задев пласты с водой и газом. При данной технологии требуется меньшее число скважин. В числе преимуществ также и снижение воздействия на окружающую среду.

Читайте также: