Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6
Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.09.2012 |
| Размер файла | 4,8 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
В таблице 4.4. и на рис. 4.4. приведены результаты расчетов дебита нефти по формуле (4.7) при различных длинах горизонтального ствола и величинах параметрах анизотропии. Кривая 1 на рис. 4.4. показывает зависимости Qн от L изотропного пласта когда kвер/kгор=1, уменьшение величины параметра анизотропии значительно снижает дебит нефти, из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном направлении.
Таблица 4.4.
|
Параметр анизотропии = |
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут |
||||||
|
Q (при Lгор=100 м) |
Q (при Lгор=200 м) |
Q (при Lгор=300 м) |
Q (при Lгор=400 м) |
Q (при Lгор=500 м) |
Q (при Lгор=600 м) |
||
|
0,03162 |
3,95 |
7,90 |
11,85 |
15,80 |
19,75 |
23,70 |
|
|
0,1 |
11,68 |
23,36 |
35,05 |
46,73 |
58,41 |
70,09 |
|
|
0,3162 |
34,60 |
69,20 |
103,81 |
138,41 |
173,01 |
207,61 |
|
|
1 |
94,47 |
188,95 |
283,42 |
377,90 |
472,37 |
566,84 |
Рис. 4.4. Зависимость дебита нефти горизонтальной скважины от длины ствола при различных параметрах анизотропии:
1 - при =1; 2 - при =0,3162; 3 - при =0,1; 4 - при =0,03162.
В таблице 4.5. приведены результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных соотношениях kвер/kгор и толщине пласта. На рис.4.5. показана зависимость дебита нефти от kвер/kгор при Lгор=300 м. С увеличением отношения kвер/kгор, дебит горизонтальной скважины растет. Так, например, увеличение отношения с kвер/kгор=0,1 до 0,5, дебит нефти согласно (3.7) повышается с 56,9 м3/сут до 244,2 м3/сут. Максимальное значение Qн=417,9 м3/сут достигается при величине kвер/kгор=1.
Таблица 4.5 Результаты расчетов дебита нефти при различных соотношениях kвер/kгор.
|
Параметр kв/kг |
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут |
||||||
|
Q (при h=5 м) |
Q (при h=10 м) |
Q (при h=20 м) |
Q (при h=30 м) |
Q (при h=40 м) |
Q (при h=50 м) |
||
|
0,01 |
2,05 |
3,21 |
3,79 |
4,37 |
5,53 |
6,68 |
|
|
0,05 |
6,68 |
12,44 |
15,30 |
18,16 |
23,83 |
29,46 |
|
|
0,1 |
12,44 |
23,83 |
29,46 |
35,05 |
46,09 |
56,97 |
|
|
0,5 |
56,97 |
108,97 |
133,55 |
157,26 |
202,22 |
244,18 |
|
|
1 |
108,97 |
202,22 |
244,18 |
283,42 |
354,76 |
417,91 |
Рис. 4.5. Зависимость дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных параметрах анизотропии:
1 - при kвер/kгор=1; 2 - при kвер/kгор=0,5; 3 - при kвер/kгор=0,1; 4 - при kвер/kгор=0,05;
5 - при kвер/kгор=0,01.
4.2.3 Влияние проницаемости пласта и депрессии на производительность горизонтальной скважины
Дебит горизонтальной скважины прямо пропорционален депрессии на пласт (Р) и абсолютной проницаемости (k). Увеличение или уменьшение этих параметров приводят к росту или снижению дебита нефти горизонтальной скважины. Результаты расчета дебита нефти горизонтальной скважины при различных параметрах проницаемости и депрессии на пласт приведены в таблицах 4.6 и 4.7. В случае снижения абсолютной проницаемости c k=0,5 Дарси до k=0,1 Дарси при Lгор=300 м дебит нефти оказался Qн=69,6 м3/сут вместо Qн=347,9 м3/сут (см. рис. 4.6), а когда уменьшаем величину депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины горизонтального участка ствола, то это приводит к снижению дебита нефти в 2 раза (рис. 4.6).
Таблица 4.6 Результаты расчетов дебита нефти при различных проницаемостях пласта.
|
Проницаемость пласта k, мД. |
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут |
||||||
|
Q (при Lгор=100 м) |
Q (при Lгор=200 м) |
Q (при Lгор=300 м) |
Q (при Lгор=400 м) |
Q (при Lгор=500 м) |
Q (при Lгор=600 м) |
||
|
0,01 |
2,32 |
4,64 |
6,96 |
9,28 |
11,60 |
13,92 |
|
|
0,05 |
11,60 |
23,19 |
34,79 |
46,38 |
57,98 |
69,58 |
|
|
0,1 |
23,19 |
46,38 |
69,58 |
92,77 |
115,96 |
139,15 |
|
|
0,5 |
115,96 |
231,92 |
347,89 |
463,85 |
579,81 |
695,77 |
|
|
1 |
231,92 |
463,85 |
695,77 |
927,70 |
1159,62 |
1391,54 |
Таблица 4.6 Результаты расчетов дебита нефти при различных проницаемостях пласта.
|
Депрессия на пласт Р, МПа |
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут |
||||||
|
Q (при Lгор=100 м) |
Q (при Lгор=200 м) |
Q (при Lгор=300 м) |
Q (при Lгор=400 м) |
Q (при Lгор=500 м) |
Q (при Lгор=600 м) |
||
|
0,1 |
2,32 |
4,64 |
6,96 |
9,28 |
11,60 |
13,92 |
|
|
0,3 |
11,60 |
23,19 |
34,79 |
46,38 |
57,98 |
69,58 |
|
|
0,5 |
23,19 |
46,38 |
69,58 |
92,77 |
115,96 |
139,15 |
|
|
0,7 |
115,96 |
231,92 |
347,89 |
463,85 |
579,81 |
695,77 |
|
|
1,0 |
231,92 |
463,85 |
695,77 |
927,70 |
1159,62 |
1391,54 |
|
|
1,5 |
Рис. 4.5. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных проницаемостях пласта:
1 - при k=1; 2 - при k=0,5; 3 - при k =0,1; 4 - при k=0,05; 5 - при k=0,01.
Рис. 4.6. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных депрессиях на пласт:
1 - при Р=1,5 МПа; 2 - при Р=1 МПа; 3 - при Р=0,7 МПа; 4 - при Р=0,5 МПа; 5 - при Р=0,3 МПа; 6 - при Р=0,1 МПа.
4.2.4 Площадь дренирования
Известно, что область дренирования для горизонтальных скважин больше, чем для вертикальных, из-за их конструктивных особенностей. Это подтверждает, что при использовании горизонтальных скважин их сетка должна быть более редкой, чем в случае применения вертикальных.
На рис. 4.7 показано влияние радиуса контура питания (Rk) на дебит горизонтальной нефтяной скважины при различных длинах ствола и депрессии на пласт Р=0,1 МПа. Из рис. 4.7 видно, что дебит нефти обратно пропорционален радиусу контура питания (Rk). Естественно, в случае увеличения Rk при аналогичных депрессиях на пласт и длинах горизонтального ствола, это приводит к снижению дебита нефти.
Рис. 4.7. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных площадях дренирования:
1 - при Rk=1000 м; 2 - при Rk=800 м; 3 - при Rk=600 м; 4 - при Rk=400 м; 5 - при Rk=200 м; 6 - при Rk=100 м.
4.2 Определение дебита горизонтальной скважины, ассиметрично расположенной по толщине полосообразного пласта
Имеющиеся теоретические основы и методика определения производительности горизонтальных скважин тесно связаны с принятыми схематизациями притока нефти к горизонтальной скважине.
Принципиальное отличие притока нефти к забою горизонтальной скважины от притока к забою вертикальной заключается в том, что, как правило, горизонтальная скважина всегда имеет значительный, до нескольких тысячи метров интервал притока. Большая длина фильтра, где происходит приток нефти к стволу обуславливает необходимость создания соответствующей депрессии на пласт, допустимая величина которой должна быть в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному в случае отсутствия фонтанных труб в горизонтальной части ствола. Если ее величина ограничена каким-либо фактором, наличием подошвенной воды или неустойчивостью коллекторов, то при значительной длине горизонтальной части ствола, из-за потерь давления на трение, возникающих при движении нефти по стволу депрессия на конечном участке ствола может быть ничтожно малой. В ряде случаев, возможен вариант когда в конце ствола Рз будет близко к Pпл. В таких случаях длина горизонтальной части ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному и потерями давления в горизонтальной части ствола.
Принимая во внимание различные факторы, влияющие на производительность горизонтальной скважины, в зависимости от конкретных свойств пласта, его толщины, наличия вблизи подошвенной воды, устойчивости коллектора, длины ствола скважины, законы фильтрации нефти к горизонтальной скважине приобретают более существенное значение, чем при фильтрации к вертикальной скважине, вскрывшей пласт с ограниченной толщиной.
Поиски приближенных аналитических методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших нефтегазоносные пласты, направлены на выбор такой модели рассматриваемой задачи, которая, не искажая физической сущности процесса фильтрации, позволит получить простые формулы для определения дебита таких скважин.
Однако одним из наиболее распространенных способов схематизации задач фильтрации является замена истинной области фильтрации пласта областью, обеспечивающей эквивалентное сопротивление, предложенная З.С. Алиевым в работе.
Упрощающая схематизация задач фильтрации нефти к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт, может быть представлена следующими способами. Для симметричного расположения в пределах радиуса R=h/2 приток нефти по длине горизонтального ствола может быть представлен как плоскорадиальный, а за пределами этого круга приток может рассматриваться как плоскопараллельная фильтрация к укрупненной скважине.
Большой практический интерес представляет изучение влияния расположения горизонтального ствола, по толщине пласта на дебит скважины.
Рассмотрим полосообразный пласт, полностью вскрытый горизонтальной скважиной, к которой происходит приток нефти, расположенной асимметрично по толщине пласта. Необходимо определить дебит скважины в зависимости от расположения горизонтального ствола по толщине пласта. В точной постановке решение такой задачи возможно численным методом, поэтому для получения простых аналитических формул необходимо использовать некоторые упрощающие предположения.
Схема для решения поставленной задачи показана на рисунке 4.8.
Рис. 4.8. Схема расположения стола горизонтальной скважины по толщине пласта:
1 - симметричное; 2 - асимметричное
По формулам Joshi S.D.и З.С. Алиева, В.В. Шеремета был определен дебит горизонтальной нефтяной скважины равноудаленной от кровли и подошвы пласта. Большой практический интерес для изучения представляет влияние расположения горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта на производительность скважины. Были предложены формулы для определения дебита горизонтальной скважины, расположенной на асимметричном расстоянии от кровли или подошвы пласта по формулам:
(4.8)
где - вертикальное расстояние между центром скважины и срединой толщины пласта.
Формула (4.8) требует выполнения следующих условий:
L>вh, <h/2, L<1,8Rk
(4.9)
где - толщина пласта i-ой зоны за вычетом радиуса скважины.
Для каждой из зон использован метод определения дебита горизонтальной скважины, принятый для симметрично расположенного ствола.
По полученным формулам были проведены расчеты по определению дебита горизонтальной скважины, расположенной на разных расстояниях от кровли и подошвы пласта.
Результаты расчетов показаны на рисунке 4.9, из которого видно, что величина дебита горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь, изменяется от перемещения ствола скважины от середины продуктивного пласта к его кровле или подошве. Наилучшим расположением ствола является его нахождение по середине продуктивного пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. Максимальное отклонение дебита скважины от дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол расположен по середине пласта) составляет 9,5%, а также при перемещении ствола к кровле или подошве максимальное отклонение дебита возрастает при увеличении мощности пласта.
горизонтальная скважина месторождение нефть
Рис. 4.9. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от расположения ствола по толщине пласта:
1 - при Lгор=200 м; 2 - при Lгор=400 м; 3 - при Lгор=600 м.
4.4 Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с использованием различных методов
Обеспечение устойчивой, без осложнений, работы скважины в условиях образования конусов воды и газа одна из основных и сложных проблем при разработке нефтяных месторождений. Обводнение или загазовывание нефтеносного интервала существенно снижает фазовую проницаемость нефти и приводит к значительному снижению дебита нефти.
Поэтому, большое практическое значение имеют технологии, минимизирующие процесс конусообразования. Образование конуса воды происходит тогда, когда вертикальная составляющая вязкой силы превышает силу тяжести. Для аналитического решения задачи конусообразования в условиях равновесия должны быть удовлетворены: статическое условие, приравнивающее вязкий потенциал потока к потенциалу тяжести и динамическое условие, для равновесия требующее превышение силы плавучести над вязкими силами.
К настоящему времени предложено несколько аналитических методов для определения предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой.
Наиболее известным среди предложенных методов определения предельного безводного дебита являются методы Алиева З.С, Giger F.M и Joshi S.D.
Предложенные выше методы получены для постоянного забойного давления по длине горизонтального ствола, что допустимо при весьма незначительных потерях давления по стволу. В данном разделе проведен анализ пригодности различных методов для определения предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины без учета потерь давления по длине горизонтальной части ствола.
Результаты расчетов представлены в графической форме в виде зависимостей предельного безводного дебита от расположения горизонтального ствола по толщине пласта для различных величин Lгор с использованием приближенных выше методов при следующих исходных данных: Rк=250 м; Rс=0,076 м; h=29,2 м; k=0,225 Д; Вн=1,08; н=1,72 мПа·с; Lгор=200; 400 и 600 м; h2=10; 20 и 30 м.
4.4.1 Метод Алиева З.С.
Для определения предельного безводного дебита горизонтальной скважины рассмотрим задачу притока нефти к горизонтальной скважине, полностью вскрывшей полосообразный пласт с подошвенной водой, условиях стационарного конуса воды. Схема задачи показана на рис. 4.10. Предполагается, что граница раздела нефть-вода вблизи горизонтального ствола имеет форму параболы. Тогда предельный безводный дебит горизонтальной скважины может быть определен по формуле:
(4.10)
где k - проницаемость пласта; L - длина горизонтального ствола; н - вязкость нефти; Q - дебит нефти; h1 - расстояние от горизонтального ствола до кровли; h2 - расстояние от горизонтального ствола до ВНК.
С целью предотвращения обводнения скважины величина P должна быть ограничена, которая принимается в соответствии с законом Паскаля в виде:
Р=(в-н)gh2
где в и н - соответственно плотность воды и плотность нефти; g - ускорение свободного падения.
Рис. 4.10. Схема нефтяного пласта с подошвенной водой.
4.4.2 Метод Joshi S.D.
В работе приведена методика определения дебита горизонтальной скважины, вскрывшей нефтяной пласт с подошвенной водой, схема такой горизонтальной скважины показана на рис. 4.11. Этот метод основан на использовании формулы для определения предельного безводного дебита вертикальной скважины путем замены Rc на Rсэ.
Рис. 4.11. Схема нефтяного пласта с подошвенной водой.
Определение предельного безводного дебита горизонтальной скважины имеет вид:
(4.11)
где h - толщина пласта; l г - расстояние между ВНК и горизонтальным стволом; Qпб - предельный безводный дебит горизонтальной скважины; Rсэ - эффективный радиус ствола, который определяются по формуле:
(4.12)
где А имеет вид:
(4.13)
4.4.3 Метод Giger F.M.
Giger F.M. предложил схему задачи нефтеносного пласта с подошвенной водой, вскрытого горизонтальной скважиной. Автор допускает, что граница раздела нефть-вода вблизи горизонтального ствола имеет форму эллипса, а боковые стороны непроницаемы. Предельный безводный дебит горизонтальной скважины по этой методике определяется следующей формулой:
(4.14)
где YG` - вертикальное расстояние скважины от ВНК
На рис. 4.12, 4.13 и 4.14 показаны результаты расчетов предельного безводного дебита методами Алиева З.С., Joshi S.D. и Giger F.M. соответственно, при различных расположениях горизонтальной части ствола Lгор=200, 400 и 600 м.
Из рис. 4.12ч4.14 следует, что все методы указывают на увеличение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с ростом расстояния h2 и длины участка горизонтального ствола. Максимальный безводный дебит достигается при нахождении ствола непосредственно у кровли пласта. Увеличение степени вскрытия ствола (длины горизонтального ствола) позволяет свести к минимуму возможность обводнения скважины подошвенной водой. Так например, при h2=30 м, Lгор=600 м, предельный безводный дебит нефтяной скважины определенный по методу Giger F.M. оказался Qпб=287 м3/сут, а при h2=20 м, дебит скважины снижается до Qпб=128 м3/сут. Увеличение длины ствола на 200 и 400 м приводит к росту Qпб до 25% и 50% по сравнению с дебитом при длине ствола Lгор=200 м (см. рис. 4.14).
Сравнение величин предельного безводного дебита вычисленные по перечисленным выше методам при Lгор=300 м показано на рис. 4.15. Из этого рисунка следует, что существует разница в величинах предельного дебита, рассчитанного различными методами, которые связаны с различными граничными условиями и геометрическими формами зоны дренирования.
Рис. 4.12. Зависимость предельного безводного дебита нефтяной скважины от расстояния h2 при различных длинах горизонтального ствола (Алиев З.С.).
Рис. 4.13. Зависимость предельного безводного дебита нефтяной скважины от расстояния h2 при различных длинах горизонтального ствола (Joshi S.D.).
Рис. 4.14. Зависимость предельного безводного дебита нефтяной скважины от расстояния h2 при различных длинах горизонтального ствола (Giger F.M.).
Рис. 4.15. Зависимость предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины от расстояния h2 при Lгор=300 м, с применением различных методов
Следует отметить, что в настоящее время Алиевым З.С. и др. разработаны точные численные методы для определения безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с учетом изменения забойного давления по длине горизонтального ствола, неоднородности и нестационарности процесса конусообразования с использованием геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
5. Обоснование выбора конструкций скважин Кравцовского нефтяного месторождения
5.1 Общие требования и исходные данные по выбору конструкции скважин
При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин на морских месторождениях к их конструкциям предъявляется ряд требований, выполнение которых обеспечивает успешное доведение скважин до проектных глубин, качественное вскрытие продуктивных горизонтов, эксплуатацию скважин в период разработки месторождений. Конструкции должны быть экономичными и обеспечивать охрану недр в процессе строительства и эксплуатации скважин.
Для выполнения указанных требований и обоснованного выбора конструкций скважин в работе рассмотрены материалы о геологических условиях бурения, глубинах залегания продуктивных пластов, пластовых давлениях и давлениях гидроразрыва, интервалах возникновения осложнений в виде газонефтеводопроявлений (ГНВП), поглощений, обвалов, осыпей, сужений, кавернообразований по ранее пробуренным скважинам.
Для выявления зон несовместимости бурения строится совмещенный график изменения градиентов пластового давления и давления гидроразрыва от глубины скважины. Указанные градиенты давлений определены промысловыми исследованиями по ранее пробуренным скважинам-аналогам.
На основании данных о зонах несовместимости по условиям бурения определены число и глубина спуска обсадных колонн.
При расчетах наклонно-направленных и горизонтальных профилей учитывались параметры, определяющие возможность прохождения обсадных колонн по стволу скважин и величина вскрываемого интервала одноразмерным долотом.
Объектом разработки являются продуктивные отложения на морском месторождении Кравцовское. Рассмотрены геолого-технические условия проводки вертикальной и с горизонтальным окончанием скважин-аналогов. К ним относятся скв. 10, 8 Кравцовского месторождения.
В таблице 5.1. представлены конструкции скважин-аналогов. Анализ конструкций показывает, что принципиальных отличий в конструкциях скважин не имеется. В скв.Ю-Кр и 8-Кр спущена эксплуатационная колонна 178 мм, башмак эксплуатационной колонны устанавливается за 5 м от дейменаского надгоризонта. Скважины эксплуатируются открытым стволом.
Таблица 5.1 Конструкции скважин-аналогов
|
Обсадная колонна |
Скважина 10 Кравцовская |
Скважина 8 Кравцовская |
|||
|
Диаметр, мм |
Глубина спуска, м |
Диаметр, мм |
Глубина спуска, м |
||
|
Водоотделяющая колонна |
762 |
95 |
762 |
95 |
|
|
Кондуктор |
508 |
155 |
508 |
160 |
|
|
I промежуточная колонна |
340 |
702 |
340 |
700 |
|
|
II промежуточная колонна |
245 |
1903 |
245 |
1900 |
|
|
Эксплуатационная колонна |
178 |
2148 |
178 |
2165 |
При бурении скважин осложнений практически не было. Анализ показывает, что бурение скважин на месторождении можно отнести к нормальным условиям. Отмечаются некоторые посадки, затяжки инструмента при наращивании и СПО, а также проработки ствола, которые в процессе бурения легко ликвидировались.
На основе геологических исследований, в т.ч. по данным пластоиспытателя, составлен фактический стратиграфический разрез по скважинам-аналогам, а также уточнены сведения о величинах пластовых давлений и давлениях гидроразрыва, которые позволили рассчитать изменения соответствующих градиентов в соответствии с глубиной залегания пластов.
На рисунках 5.1, 5.2 и 5.3 представлены графики совмещенных давлений и профили скважин-аналогов.
Как видно из рисунков, на месторождении Кравцовское условия бурения до объектов разработки следует считать совместимыми. Спуск кондуктора и промежуточной колонны объясняется геологическими причинами.
5.2 Выбор конструкции скважин
Глубина залегания продуктивных объектов (глубина скважины) и диаметр эксплуатационной колонны являются определяющими для выбора диаметров промежуточных обсадных колонн и кондуктора. В качестве эксплуатационной колонны для месторождения приняты обсадные трубы диаметром 178 мм при вскрытии дейменаского надгоризонта, что способствует проводке скважин кустовым способом с наклонно-направленными и горизонтальными стволами. Количество промежуточных колонн и глубина их спуска выбраны на основании данных графиков совмещенных давлений, стратиграфического разреза и фактических горно-геологических условий (осложнений, осыпей, обвалов и т.д.), полученных при бурении поисковых скважин.
Используя представленные данные, разработана типовая (базовая) конструкция скважин для месторождения Кравцовское с обоснованием глубины спуска промежуточных колонн, высоты подъема цемента, описание которых приводится ниже.
Водоотделяющая колонна (ВК) диаметром 508 мм спускается на глубину 95 м, что обеспечивает укрепление устья скважины, создание циркуляции, установку дивертора.
Кондуктор диаметром 340 мм спускается на глубину 900 м с целью перекрытия меловых, юрских, пермотриасовых и верхнедевонских отложений, склонных к интенсивным осыпям, обвалам, изоляции майкопских глин, склонных к разбуханию, сужению ствола и прихватам. Башмак устанавливается в глинистую часть верхнего отдела девонской системы. Цементируется до дна моря. Тип цемента и параметры тампонажного раствора аналогичны, как и под водоотделяющую колонну.
Промежуточная обсадная колонна диаметром 245мм спускается с целью перекрытия девонской и силурийской систем, склонного к осыпям и обвалам. Башмак устанавливается в глинах нижнего ордовика на глубину 2165 м. Цементируется до глубины 1100м тампонажным раствором плотностью 1.78-1.80 г/см3.
Крепление продуктивного горизонта эксплуатационными хвостовиками предполагается тремя типами конструкций скважин:
Первый тип конструкции (однозабойная скважина с горизонтальным окончанием).
Эксплуатационный хвостовик диаметром 178 мм спускается в горизонтальный ствол продуктивного горизонта для предупреждения геологических осложнений, разобщения вышележащих продуктивных отложений и последующей добычи УВ в следующей конструкции:
башмак - до забоя горизонтального ствола,
фильтр - в интервале продуктивного пласта до подошвы ордовика,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного горизонта,
обсадная труба 178мм - в интервале от кровли продуктивного горизонта до глубины выше башмака колонны 245мм на 150 м (по стволу).
Цементируется тампонажным раствором плотностью 1.93 г/см на длину хвостовика от пакер-муфты до «головы».
Второй тип конструкции (многозабойная скважина с горизонтальными необсаженными стволами):
После бурения первого горизонтального ствола в продуктивном горизонте забуривается и проводится второй ствол с изменением азимута и при необходимости третий.
Эксплуатационный хвостовик диаметром 178 мм спускается в кровлю продуктивного горизонта для разобщения вышележащих продуктивных отложений и последующей добычи УВ в следующей конструкции:
открытый ствол - от забоя горизонтального
ствола до кровли продуктивного горизонта,
башмак - в кровлю продуктивного горизонта до места разветвления стволов,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного горизонта над башмаком,
обсадная труба 178мм - в интервале от кровли продуктивного горизонта до глубины выше башмака колонны 245мм на 150 м (по стволу).
Цементируется тампонажным раствором плотностью 1.93 г/см на длину хвостовика от пакер-муфты до «головы». Данная конструкция скважин позволяет при необходимости провести дополнительные стволы из-под башмака 177.8 мм хвостовика (открытый ствол) долотом 139.7 мм в требующиеся интервалы для доразработки месторождения.
Третий тип конструкции (многозабойная скважина с горизонтальными обсаженными стволами).
После бурения первого горизонтального ствола спускается эксплуатационный хвостовик 178 мм в кровлю продуктивного горизонта для разобщения вышележащих продуктивных отложений и последующей добычи УВ в следующей конструкции:
башмак - до забоя горизонтального ствола,
фильтр - в интервале продуктивного пласта до подошвы ордовика,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного горизонта,
обсадная труба 178мм - в интервале от кровли продуктивного горизонта до глубины выше башмака колонны 245 мм на 150 м (по стволу).
Цементируется тампонажным раствором плотностью 1.93 г/см3 на длину хвостовика от пакер-муфты до «головы».
Второй горизонтальный ствол зарезается из колонны 245 мм на 30 м выше «головы» первого хвостовика, спускается эксплуатационный хвостовик 0178 мм в кровлю продуктивного горизонта с последующим обрезанием «головы» хвостовика по колонне 0245мм:
башмак - до забоя второго горизонтального ствола,
фильтр - в интервале продуктивного пласта до подошвы ордовика,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного горизонта,
обсадная труба 178 мм - в интервале от кровли продуктивного горизонта до входа в колонну 245 мм.
Третий горизонтальный ствол зарезается из колонны 245 мм на 60 м выше «головы» первого хвостовика.
Следует отметить, что данная конструкция является достаточно гибкой и может модифицироваться в сторону увеличения количества дополнительных стволов из одной скважины 245мм, кроме того, снижается металлоемкость конструкции. В данной конструкции рекомендуется использовать внутрискважинное оборудование «Promax» для контроля каждого ствола скважины.
Предлагаемые конструкции имеют особенность, учитывающую специфику бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Глубина начала набора зенитного угла приурочена к устойчивым породам, что обеспечивает проводку скважин с максимальной кривизной в соответствии с проектными профилями.
Набор зенитного угла при небольших отклонениях ствола скважины от вертикали осуществляется в интервале бурения под кондуктор 340 мм. При этом для горизонтальных скважин максимальный угол на 10М участке 66.7° и радиус на 20М участке горизонтальных скважин - 470 м.
После I участка стабилизации и спуска 340 мм колонны в наклонно-направленных скважинах производится дальнейшее бурение в заданном зенитном угле до глубины спуска 245 мм колонны.
После спуска технической колонны 245 мм на втором участке набора зенитного угла ствол скважины плавно переходит в горизонтальный профиль до 90° и продолжает проводку горизонтального ствола длиной от 400 до 600 м.
Для реализации профилей наклонно-направленных и горизонтальных скважин подбираются компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и соответствующие параметры режима бурения. Компоновки низа должны обеспечить выполнение проектного профиля при минимальных затратах времени на управление искривлением.
Предлагается следующий подход к бурению эксплуатационных скважин. В связи с кустовой схемой бурения, скважины проектируются однотипным профилем. Последовательность бурения скважин в целом должна учитывать направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев от вертикали. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения станка располагалось минимально возможное количество проектных забоев скважин.
Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения бурового станка до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки. В таблице 5.2 представлены основные показатели при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин с максимальными отклонениями для трех вариантов разработки месторождения.
Каждая скважина проводится по проекту, учитывающему опыт и пространственное положение стволов соседних скважин, чтобы предупредить возможное пересечение траекторий..
Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин целесообразно осуществлять с учетом отечественного опыта, а также с привлечением оборудования и специалистов ведущих фирм «Schlumberger», «Baker oil tools», «Beckfield», «Sperry-Sun», «Promax».
Для повышения качества цементирования обсадных колонн необходимо использовать современные решения, обеспечивающие эффективное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором. В числе основных следует отметить снижение реологии бурового раствора до минимальных значений. Данная рекомендация касается пластической вязкости, предельного динамического и, особенно статического напряжения сдвига. Ограничивающим фактором является только предупреждение осаждения твердой фазы при остановках циркуляции.
Таблица 5.2. Сведения по проектным скважинам Кравцовского м/р
Кроме того, гидравлическая программа цементирования должна ограничивать затрубные давления, чтобы предупреждать гидроразрывы пластов. Программа использования бурового раствора должна соответствовать следующим основным требованиям:
Получение высоких скоростей бурения и обеспечение высокого качества ствола скважины.
Беспрепятственный спуск и качественное цементирование эксплуатационной колонны большой протяженности.
Эффективное вскрытие продуктивных отложений с последующим восстановлением естественной проницаемости.
Планируется использование полимеркалиевого бурового раствора, который обладает псевдопластическими свойствами и способствует получению высоких скоростей бурения. Эффект ингибирующего воздействия обеспечивает стабилизацию стенок скважины и низкий коэффициент трения, что способствует беспрепятственному спуску в наклонную часть ствола и качественному цементированию эксплуатационных колонн. Эффективность полимеркалиевых промывочных жидкостей нашла однозначное подтверждение в практике бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Поскольку растворы данного типа весьма чувствительны к содержанию твердой фазы, то ее концентрация не должна превышать 5-6 %. Содержание важного компонента --хлористого калия необходимо контролировать постоянно и поддерживать на уровне до 100 кг на 1 м3 промывочной жидкости. Важнейшей составляющей бурового раствора является биополимер, содержание которого необходимо поддерживать на уровне «активной» концентрации около Зкг/м . Молекулы полимера обладают флокулирующим действием и удаляются в системах очистки совместно с частицами выбуренной породы. Поэтому, в процессе приготовления новых порций бурового раствора необходимо компенсировать потери полимерной составляющей. Реологические показатели буровых растворов должны поддерживаться на уровне, гарантирующем очистку ствола скважины на наклонном и горизонтальном участках. Специфика бурения горизонтального интервала выдвигает новое требование, согласно которому перед сменой долота циркуляция продолжается до полного вымывания частиц выбуренной породы. Хорошие смазочные свойства полимерных промывочных жидкостей следует усиливать введением специальных добавок. Кроме того, добавки данного типа (смазки) улучшают консистенцию бурового раствора и непроницаемость фильтрационной корки, нивелируя воздействие дифференциального давления на колонну труб.
Содержание твердой фазы на уровне 5-6 % поддерживается вибрационными ситами с 2-Зх-слойными кассетами типа «сэндвич», пескоотделителями, а также центрифугой. По своей характеристике указанное оборудование должно обладать достаточной для эффективной очистки производительностью.
Не менее важными параметрами являются очередность и продолжительность бурения, коммерческая скорость, сохранение вертикальности ствола в верхних интервалах и глубина забуривания наклонных стволов. В соответствии с п.2.5.6 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2003 г. максимально-допускаемая нагрузка на крюке буровой установки должна превышать максимальную расчетную массу бурильного инструмента в 1.6 раза и соответственно для обсадных колонн -- в 1.1 раза.
5.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин
Технология вскрытия пластов и освоения скважин должна быть строго ориентирована и предусматривать меры, обеспечивающие сохранение или восстановление естественной проницаемости. Данное требование основано накомплексном анализе последствий ведения буровых работ, возможностей методов интенсификации и размещения месторождения в пределах акватории Балтийского моря.
Таким образом, основное направление работ по вскрытию пластов должно обеспечить либо сохранение естественной проницаемости, либо создавать предпосылки для обратимой кольматации призабойной зоны.
В связи с вышесказанным предпочтение имеет гидродинамически более совершенный открытый забой, т.к. последующее цементирование ухудшает коллекторские свойства пласта.
Рекомендуется использовать полимерные буровые растворы, характеристики которых более всего удовлетворяют условиям бурения в условиях моря. В качестве добавок к буровому раствору для управления скважиной (фильтрационными характеристиками) следует применять наполнители, обеспечивающие обратимую кольматацию. Например, Baracarb (мраморная крошка растворимая в соляной кислоте), ЭН-1 (эластомерный наполнитель на основе каучуков различного назначения растворимый в углеводородах).
Заключение
Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов с различными методами, позволил сделать следующие выводы:
1. Путем сравнения результатов расчетов дебита горизонтальной нефтяной скважины различными методами (Ю.П. Борисова, S.D, Joshi, F.M. Giger, G.I. Renard и J.M. Dupuy, Алиев З.С и Шеремета В.В.) при различных величинах депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии, толщины пласта, радиуса контура питания и длины горизонтального ствола установлено, что в целом разница в этих дебитах незначительна и связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.
2. Параметры пласта влияют на производительность горизонтальной скважины в различной степени. Производительность горизонтальной скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается сростом радиуса контура питания.
3. Уменьшение величины параметра анизотропии значительно снижает дебит нефти, из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном направлении.
4. Уменьшение депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины горизонтального участка ствола приводит к снижению дебита нефти в 2 раза
5. Асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине однородного пласта снижает производительность.
6. Область дренирования для горизонтальных скважин больше, чем для вертикальных, из-за их конструктивных особенностей. Это подтверждает, что при использовании горизонтальных скважин их сетка должна быть более редкой, чем в случае применения вертикальных
7. При небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м приводит к росту дебита нефти от Qн?60 м3/сут до Qн?560 м3/сут при Lгор=600 м.
8. Если ее величина ограничена каким-либо фактором, наличием подошвенной воды или неустойчивостью коллекторов, то при значительной длине горизонтальной части ствола, из-за потерь давления на трение, возникающих при движении нефти по стволу депрессия на конечном участке ствола может быть ничтожно малой. В ряде случаев, возможен вариант когда в конце ствола Рз будет близко к Pпл. В таких случаях длина горизонтальной части ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному и потерями давления в горизонтальной части ствола.
9. Величина дебита горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь, изменяется от перемещения ствола скважины от середины продуктивного пласта к его кровле или подошве. Наилучшим расположением ствола является его нахождение по середине продуктивного пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. Максимальное отклонение дебита скважины от дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол расположен по середине пласта) составляет 9,5%, а также при перемещении ствола к кровле или подошве максимальное отклонение дебита возрастает при увеличении мощности пласта.
10. Максимальный безводный дебит достигается при нахождении ствола непосредственно у кровли пласта. Увеличение степени вскрытия ствола (длины горизонтального ствола) позволяет свести к минимуму возможность обводнения скважины подошвенной водой. Так например, при h2=30 м, Lгор=600 м, предельный безводный дебит нефтяной скважины определенный по методу Giger F.M. оказался Qпб=287 м3/сут, а при h2=20 м, дебит скважины снижается до Qпб=128 м3/сут. Увеличение длины ствола на 200 и 400 м приводит к росту Qпб до 25% и 50% по сравнению с дебитом при длине ствола Lгор=200 м
Список используемой литературы
1. Алиев З.С, Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определение производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. «Нефть и газ», 2001, 167с.
2. ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть» Уточнённая технологическая схема разработки Кравцовского (Д-6) нефтяного месторождения на шельфе Балтийского моря 2004 г.
3. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многостволно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Изд. Техника, 2001.-191с.
4. Хусейн Д.А. Разработка технологий по освоению нефтегазовых месторождений Эль-нор и Эль-форат на севере Ирака с применением горизонтальных скважин. 2005г.
5. Алиев З.С, Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 204с.
6. Голов Л.В. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Nо. 7.1995.
7. Гругулецкии В.Г. Основные допущения и точности формул для расчета дебита горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 1992- Nо.12.с.5-6.
8. Буслаев В.Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальной и разветвленных скважин. // Нефтяное хозяйство, 1992 Nо. 10, с.8-10.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 18.04.2015Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.
дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014Разбуривание месторождений горизонтальными скважинами, а также эффективность применения горизонтальных скважин в условиях Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения. Исследование стационарного притока к одиночной скважине в анизотропном пласте.
статья [54,5 K], добавлен 19.05.2014Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.02.2015Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012Исторический очерк района Усинского месторождения. Основы теории методов вызова притока. Методика полевых работ при свабировнии. Технологическое оборудование для свабирования скважин. Факторы, учитываемые при выборе депрессии на пласт для вызова притока.
дипломная работа [562,9 K], добавлен 16.11.2022Характеристика и геологическое строение месторождения, стратиграфия и тектоника, пластовые флюиды. Эксплуатация и исследования скважин, их подземный и капитальный ремонт. Методы повышения нефтеотдачи пластов и способы воздействия на призабойную зону.
отчет по практике [151,2 K], добавлен 11.01.2014Характеристика текущего состояния разработки Южно-Приобского месторождения. Организационная структура УБР. Техника бурения нефтяных скважин. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
отчет по практике [1,5 M], добавлен 07.06.2013
