Горизонтальные скважины для разработки месторождений нефти и газа
Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек на примере Новопортовского месторождения
Д.А. Сугаипов, к.т.н., И.Ф. Рустамов (ПАО «Газпром нефть»), О.С. Ушмаев, д.т.н. (ООО «Газпромнефть-Развитие»), А.В. Овечкин, Д.Ю. Баженов, С.В. Пильник, Ф.А. Бурков (ООО «Газпромнефть-Ямал»)Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на севере пова Ямал, в 30 км от побережья залива Обская губа (рис. 1). Это одно из крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений ЯНАО с геологическими запасами нефти около 700 млн. т и газа 270 млрд м3. Добыча нефти из первой добывающей скважины началась в августе 2012 г. Летом 2014 г. приступили к реализации программы эксплуатационного бурения и в 2016 г. – к промышленной полномасштабной разработке основных залежей. К 2020 г. добыча нефти здесь достигнет 6–9 млн т/год.
Основная часть запасов углеводородов сосредоточена в пластах нижнемеловых отложений (глубина около 1800 м), имеющих клиноформное строение, и в песчаных пластах тюменской свиты (глубина около 2000 м).
Коллекторами являются мелко-среднезернистые песчаники и алевролиты с линзовидными слоями глин и известняков. Средняя проницаемость коллекторов составляет (15–20)10-3 мкм2. 
Рис. 1. Схема расположения Новопортовского месторождения на п-ове Ямал
Залежи нефти представлены главным образом нефтяными оторочками краевого и подстилающего типов с соотношением поровых объемов газовой шапки и нефтяной оторочки 1:1. Такие нефтяные оторочки являются одним из наиболее сложных объектов разработки: добывающие скважины быстро загазовываются и обводняются, добыча нефти очень быстро достигает предела рентабельности. Следствием является относительно невысокая накопленная добыча нефти и невысокий коэффициент извлечения нефти (КИН).
Начальная нефтенасыщенность оторочек изменяется от 0,55 до 0,65, что при остаточной нефтенасыщенности 0,3 не позволяет в должной мере увеличить коэффициент вытеснения за счет заводнения. Дальнейшая работа в этом направлении связана с закачкой газа и применением смешивающегося вытеснения, что даст эффект на более поздних стадиях разработки месторождения. Как показывают моделирование и анализ показателей эксплуатации месторожденийаналогов, на начальных стадиях больший эффект дают методы повышения коэффициента охвата, при этом ключевую роль играет увеличение длины и плотности горизонтальных стволов в пласте.
Результаты горизонтального бурения
На этапе проектирования разработки Новопортовского месторождения было принято решение о бурении горизонтальных скважин (ГС) с протяженностью ствола 1000–1500 м параллельно газонефтяному контакту (ГНК). Выбор оптимальной длины ствола обоснован результатами технико-экономического анализа. В2015–2017 гг. на месторождении было пробурено более 130 ГС. Средняя длина скважины и строительства приведены в таблице. Врезультате увеличения эффективности бурения достигнуто значительное снижение стоимости скважины (более 40 % за 2 года). В настоящее время ситуация близка к техническому пределу. Для повышения ценности актива запланирована программа перехода на технологии многозабойного бурения, которые позволят увеличить коэффициент охвата по пластам и продлить период стабильной добычи.Результаты бурения многозабойных скважин (МЗС)
При планировании бурения МЗС на Новопортовском месторождении на первом этапе было принято решение бурить МЗС с открытым вторым стволом. Однако при бурении скв. 9156 с открытым боковым стволом было зафиксировано обрушение ствола при депрессии 7,4–9,0 МПа.В 2016 г. Блоком бурения ООО «Газпромнефть-Ямал» была реализована простая и надежная технология за канчивания скважин TAML-1 (российской компании «Зэрс»). Все семь МЗС закончены бурением безаварийно и без превышения плановых сроков строительства скважин. Таким образом, несмотря на отсутствие герметичного соединения обоих стволов, 100%-ная безаварийность наряду с низкой стоимостью компоновки заканчивания и увеличением продуктивности скважин позволила значительно повысить эффективность бурения (рис. 2). Чистый дисконтированный доход (NPV) увеличился на 45 %.
Рис. 2. Суммарная длина горизонтальных стволов (в % показан прирост продуктивности МЗС относительно базовой технологии)
Перспективы развития технологии
В 2018–2020 гг. планируется увеличение числа обсаженных стволов и отклонение боковых стволов на максимально возможный угол. Дополнительно рассматривается возможность бурения МЗС на разные объекты разработки и отклонения стволов на угол 180° с доступом во все стволы и проведением многостадийного гидроразрыва пласта в стволах. Данные задачи могут быть решены только с применением технологии заканчивания TAML-4.Успешная МЗС, заменяющая несколько традиционных скважин, может снизить общие затраты на бурение и заканчивание, а также увеличить продуктивность. Применение таких скважин способствует более эффективному управлению разработкой нефтяных оторочек, повышению КИН.
Выводы
1. В процессе разработки Новопортовского месторождения длина горизонтальных стволов скважин увеличилась от 1000 до 1500–2000 м, а после применения простой и надежной отечественной технологии бурения МЗС TAML-1 – до 4000 м (скв. 2116).2. Использование технологии бурения МЗС при разработке нефтяных оторочек позволяет повысить коэффициент охвата.
3. Перспективы применения МЗС связаны с выработкой запасов подгазовых залежей объектов с низкой проницаемостью нефтяной части.
4. Применение российских технологий увеличило продуктивность скважин на 50 % и NPV на 45 %.
ntc.gazprom-neft.ru
Разработка месторождений горизонтальными скважинами
⇐ ПредыдущаяСтр 22 из 24Следующая ⇒
В последнее время большое внимание уделяется совершенствованию бурения горизонтальных скважин. Увеличение длины горизонтального ствола и снижение стоимости бурения этих скважин сделало реальным эффективное их использование при разработке нефтяных месторождений, имеющих пласты с низкими коллекторскими свойствами. Самостоятельное применение горизонтальных скважин не является методом повышения нефтеотдачи, а способом интенсификации добычи нефти. Основной целью бурения горизонтальных добывающих скважин является увеличение контакта с пластом и коэффициента продуктивности скважин. В нагнетательных горизонтальных скважинах большая площадь контакта с объектом воздействия позволяет повысить приемистость. Проектирование конструкции горизонтальной скважины отличается от вертикальной, поскольку продуктивность скважины определяется длиной забоя L в первом случае и толщиной пласта h – во втором. В свою очередь длина забоя горизонтальной скважины изменяется в широких пределах и в зависимости от техники, применяемой при бурении скважин (табл.7.15).
Таблица 7.15
Длина забоя горизонтальной скважины
| Длина горизонтальной скважины | Диаметр ствола, дюйм | Радиус отклонения от вертикали, м | Длина забоя, м | |
| Зарегистрированная | Ожидаемая | |||
| короткая | 3 3/4 | 9-12 | 125-270 | 75-145 |
| средняя | 4 1/2 | 150-300 | ||
| 300-600 | ||||
| 8 1/2 | 120-240 | 300-900 | ||
| 9 7/8 | ||||
| длинная | 8 1/2 | 300-900 | ||
| 12 1/4 | 300-750 |
Важным фактором, влияющим на показатели эксплуатации горизонтальных скважин, является схема заканчивания их горизонтального забоя. В зависимости от геологических условий пласта горизонтальная скважина может быть закончена открытым стволом с установкой лайнера-хвостовика, лайнера с пакером или обсаженным стволом с последующей перфорацией колонны.
Область применения. Горизонтальные скважины могут быть эффективно использованы в следующих условиях:
1. В естественных трещиноватых коллекторах для сообщения и вовлечения в единую дренажную систему имеющихся в пласте трещин.
2. В пластах, в которых существует возможность конусообразования воды и газа.
3. При эксплуатации газовых залежей в низкопроницаемых и высопроницаемых коллекторах.
В залежах с высокопроницаемыми коллекторами, которым присущи высокие скорости в стволе скважин, горизонтальные скважины могут использоваться для снижения этих скоростей, являющихся причиной турбулизации газового потока при увеличении дебита скважин.
Недостатки применения горизонтальных скважин. Основной недостаток заключается в том, что посредством горизонтальной скважины может быть дренирован только один нефтенасыщенный пласт. Известны случаи, когда горизонтальные скважины были использованы для дренирования многопластовых месторождений (НГДУ «Ямашнефть»). Это достигается двумя методами:
1. «ступенчатое» бурение, при котором горизонтальные стволы проводятся более чем на один пласт.
2. обычное бурение горизонтальной скважины с последующим созданием трещин.
Другой недостаток горизонтальных скважин – их стоимость. Типичная стоимость горизонтальной скважины примерно в 1,4-3 раза больше, чем вертикальной. Таким образом, в связи с большей стоимостью горизонтальных скважин экономическая успешность использования их зависит не только от того, что при этом извлекаемые запасы разрабатываемой залежи должны быть пропорционально выше, но и сроки извлечения этих запасов должны быть короче.
Площадь дренирования. Для вертикальной скважины дренажная область представляет собой цилиндрический объем, в то время как для горизонтальной – эллипсоид. Поэтому очевидно, что область дренирования для горизонтальной скважины больше, чем для вертикальной. Расчеты показывают, что при длине ствола горизонтальной скважины L=300 м площадь ее дренирования примерно в 2 раза выше площади дренирования вертикальной скважины. Аналогично можно показать, что при L=700 м площадь дренирования для горизонтальной скважины в 3 раза больше вертикальной.
Толщина пласта. Влияние толщины пласта на продуктивность горизонтальной скважины достаточно значительно. Для данной длины горизонтальной скважины отношение L/h представляющее собой элементарное приращение площади контакта скважины, для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины. Расположение скважины. Тип пласта определяет допустимые глубинные отклонения при бурении горизонтальной скважины. Так, в пластах с непроницаемыми кровлей и подошвой (отсутствуют подошвенная вода и газ у кровли) идеальной является скважина, пробуренная по центру вертикального плана пласта. Использование горизонтальных скважин эффективно в пластах небольшой толщины, в то время как наклонно направленные скважины высокоэффективны в пластах большой толщины. Основными особенностями разработки месторождений горизонтальными скважинами являются:
1. кратное увеличение площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными;
2. приращение площади контакта скважины L/h для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины;
3. снижение проницаемости пласта в вертикальном направлении значительно уменьшает продуктивность горизонтальной скважины;
4. при малых L/h расположение скважины вне центра пласта уменьшает ее продуктивность, причем потери продуктивности снижаются с увеличением отношения L/h;
5. для достижения наибольшего охвата запасов (при равных условиях) сетка горизонтальных скважин должна быть разреженной по сравнению с сеткой вертикальных скважин;
6. величина снижения давления в скин-зоне для горизонтальных скважин меньше, чем для вертикальных.
Рекомендуемые страницы:
lektsia.com
Разработка нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин.История возникновения
Разработка нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин
1.1 История возникновения
История возникновения и применения горизонтальных скважин (ГС) для повышения нефтеотдачи пластов и темпов разработки месторождений насчитывает более 50 лет. Ранее к этому прибегали тогда, когда другие методы не достигали цели. При бурении единичных ГС и разветвленных горизонтальных скважин (РГС), как правило, получали положительные результаты. По существу, имелся начальный опыт бурения и эксплуатации отдельных скважин, но не систем скважин.
Начиная с 70-х годов, технологии разработки нефтегазовых месторождений с помощью ГС стали интенсивно развиваться как за рубежом, так и в России. В настоящее время за рубежом насчитывается более 60 фирм, осваивающих эти технологии. Одной из первых является фирма ELJ Agutrane в содружестве с французским институтом нефти JFP AGJP. Так по инициативе JFP в г. Уфе в 1980 г. был проведен советско-французский симпозиум по наклонно направленному и горизонтальному бурению. После этого начался второй этап применения технологий разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Уже в 1991 – 1992 годах в России было пробурено 48 ГС, а из введенных в эксплуатацию добыто 180 тыс. тонн нефти.
Новые технологии, основанные на применении ГС, существенно изменили теорию и практику мировой добычи углеводородов. Дебиты скважин, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности, значительно возросли. В результате появилась возможность эксплуатировать месторождения раздельными сетками скважин, снизить депрессии на продуктивные пласты, увеличить продолжительность безводного периода эксплуатации скважин. На некоторых месторождениях запасы нефти, которые считались неизвлекаемые, в настоящее время могут разрабатываться в промышленных масштабах. При этом повысилась эффективность многих «старых» методов воздействия на пласт, значительно повысилось большинство показателей разработки.
За последнее десятилетие технология разработки месторождений с применением ГС нашли применение во многих крупных нефтегазодобывающих районах. Так 1988 год явился началом нового этапа активных работ в области бурения и разработки месторождений ГС в Башкортостане (АНК «Башнефть»). По утвержденным в ЦКР проектным документам здесь было пробурено более 50 ГС на Михайловском, Тытышлинском, Лемезинском, Старцевском месторождениях, а также на опытных участках «старейшего» Арланского месторождения.
В республике Татарстан освоение горизонтальных технологий было начато и активно развивалось в 1967 – 1978 годах бурением ГС на турнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений. В 1991 – 1995 годах отраслевым институтом ТатНИПИнефть было составлено более 20 проектных документов на разработку месторождений с применением ГС, согласно которым предстояло пробурить 1200 скважин, что составило 40 % от общего их числа. Глубины залегания продуктивных пластов, вскрытых ГС, составили 829 – 1728 м, а вскрываемые толщины изменялись в диапазоне 4 – 40 м.
В ОАО «Удмуртнефть» разработка месторождений с применением ГС осуществляется с 1992 г. Первая ГС была пробурена на Мишкинском месторождении. Плановое опытно – промышленное бурение ГС было начато в 1994 г. В настоящее время пробурено 47 ГС. Положительные результаты получены здесь при бурении ГС на Гремихинском месторождении, залежи которого содержат вязкие и высоковязкие нефти. В более сложных геологических условиях бурились ГС на Южно-Киенгопском месторождении. Верейский горизонт, на который бурились ГС, представлен чередованием терригенных и карбонатных коллекторов с небольшими эффективными толщинами (в среднем 2,9 м). Средний дебит по ГС составил 15 т/сут, что на 10 – 12 т выше, чем дебит из вертикальных скважин. В условиях данного месторождения была доказана возможность получения достаточно больших технико – экономических показателей бурения ГС на продуктивные пласты малой толщины (2 – 3 м).
В ПО «Краснодарнефтегаз» рассмотрены вопросы повышения объемов добычи нефти за счет увеличения производительности малодебитных скважин бурением дополнительных стволов. В объединении накоплен богатый опыт бурения РГС из стволов ранее пробуренных скважин.
Технологии разработки нефтяных месторождений ГС нашли и на месторождениях Западной Сибири. Составлены и реализуются проекты разработки Ем-Егоровского и Малобалыкского, а также на Федоровском месторождениях. Анализ строительства и эксплуатации ГС на опытном участке Самотлорского месторождения доказал целесообразность разработки пласта (1 + 2/1), из которых дебиты ГС превысили в 3 – 11 раз дебиты вертикальных (ВС) и наклонно направленных скважин (ННС) при значительно низкой обводненности продукции. На Восточно – Таркосалинском нефтегазоконденсатном месторождении (Ямало-Ненецкий автономный округ) введены в эксплуатацию три ГС на пласт ПК1 и две ГС на пласт БП16. Продуктивность ГС превысила продуктивности ВС в 5 раз.
В последние десятилетия разработка нефтяных месторождений с помощью ГС стала интенсивно развиваться за рубежом. Резкое увеличение объемов горизонтального бурения и положительные прогнозы вызвали интерес подрядных и сервисных фирм, которые провели реорганизацию своих структур с целью создания отдельных подразделений для работы в этой области. Большинство крупных нефтяных компаний организовали специальные группы (их насчитывают более 60) по развитию новых технологий, связанных с бурением и эксплуатацией ГС.
За 1979 – 1983 годы в Европе пробурено достаточно много ГС: Лак – 90, Кастера Лау – 110, Распаре Маре – 6, в общей сложности нескольких десятков, давших необходимую информацию для дальнейшего развития работ, как по развитию в технологии бурения ГС, так и для проетирования оптимального режима их эксплуатации.
Месторождение Кастера Лау расположено на юго-западе Франции. Коллектор здесь представлен трещиноватым доломитом, залегающем на глубине 2896 м. Толщина пласта 70 м, пористость – 10 %, проницаемость 500 мкм2. Горизонтальная скважина на месторождении Кастера Лау была пробурена длиной 335 м в продуктивном пласте и обеспечила увеличение добычи нефти в 5 раз, по сравнению со скважинами, пробуренными по общепринятой технологии.
Большой научный интерес представляет опыт разработки месторождения Распаро Маре (Италия), где, по существу создана первая в мире система нефтедобычи с помощью ГС. Месторождение находится в Адриатическом море на глубине 60 – 90 м. Нефть на месторождении достаточно тяжелая, плотностью 990 кг/м3, а вязкость ее составляет 300 мПа·с в пластовых условиях. Коллектор, залегающий на глубине 1290 м, из–за своей геологической природы карстового характера имеет низкую вторичную пористость (1,8 %), хотя проницаемость его изменяется в широких пределах от 2 до 1500 мкм2. Продуктивный пласт состоит из двух наложенных друг на друга слоев. Верхний слой, толщиной до 60 м, характеризуется наличием расширяющихся вверху (в результате эрозии) вертикальных трещин, расположенных через 90 м, которые смыкаются снизу. Нижний слой толщиной до 50 м характеризуется наличием пустот в виде карстовых образований, заполненных нефтью. Разведка месторождения была начата в 1975 г. и за период до 1980 г. были закончены и испытаны лишь три одиночные скважины (вертикальная, наклонная и горизонтальная). Продуктивность ГС составила 11,30 м3/сут, наклонной – 4,77 м3/сут, а вертикальной – 2,07 м3/сут. Эффективность вытеснения нефти внутри опытного участка по суммарной добыче составила: в ГС в среднем в 4,6 раза больше, чем на других скважинах.
Известным мировым рекордом для скважин с малым радиусом искривления с интенсивностью набора кривизны до 10° / 10 м является протяженность горизонтального участка ствола, которая составила 372 м в скважине Вега-5, пробуренной фирмой «Селм» у побережья Сицилии.
Промышленное применение горизонтального бурения в Германии началось со второй половины 80–х годов. В 1994 году была основана Ассоциация горизонтального бурения (DCA), занимающаяся координацией исследований по проблемам горизонтального бурения, что привело к существенному удешевлению горизонтального бурения. Следует отметить, что в Германии ГС используются также для прокладки нефте- и газопроводов, электрокоммуникаций и т.д.
Большое развитие технологии бурения ГС получили в США, где ГС использовались как для разведки и доразведки месторождений (например в бас. Уиллисон Северной Дакоты), так и с целью интенсификации добычи нефти. В 1990 г. в штатах Техас, Северная Дакота, Юта и других было пробурено 850 скважин. За пределами США в том же году было пробурено 200 ГС, половина из которых находится в Канаде. Диапазон показателей эффективности применения технологий бурения ГС достаточно широк. Так, например, повторное заканчивание 30–летней скважины в Западном Техасе, при котором на глубине 2360 м был пробурен горизонтальный ствол длиной 60 м, увеличило дебит от 1,27 до 31,8 м3/сут. Затраты окупились через 45 дней. С другой стороны, в том же Западном Техасе многие ГС оказались нерентабельными. Это объясняется ошибками, как при проектировании скважин, так и при подготовке экономического обоснования проектов.
В 1989 году фирмой «Юнокал» в Калифорнии пробурена скважина Пойнт А-16 с горизонтальным стволом длиной 1750 м. Максимальный угол отклонения от вертикали составил 87, 50°. Эта скважина превзошла предыдущий рекорд (1223 м), достигнутый фирмой «Эссо Рисорзис» (Канада) на скважине Норманн К-50Х в 1987 г. Горизонтальное смещение забоя на скважине А-16 является в настоящее время наибольшим для скважин с большим радиусом искривления. Кроме того, это самый длинный искривленный ствол. Здесь истинная глубина по вертикали невелика и составляет около 1347 м, около 3048 м бурили при угле наклона ствола более 80°. Скважина успешно закончена зацементированным хвостовиком.
Большую эффективность технологии разработки нефтяных месторождений ГС показали на уникальных по величине и продуктивности месторождениях Ближневосточного региона. Пробуренные в Саудовской Аравии, Омане и Египте ГС дают дебиты в 2 – 10 раз выше, чем вертикальные стволы. Кроме того, уменьшается вероятность прорыва водяных и газовых конусов, что способствует более эффективной нефтеотдаче. По мере совершенствования технологии стоимость ГС вплотную приблизилась к стоимости вертикальных скважин.
1.2 Проблемы строительства горизонтальных скважин
Для существенного повышения эффективности строительства скважин в нефтегазодобывающей отрасли необходимо приоритетное развитие по пяти наиболее актуальным научно-техническим направлениям [1]:
- строительство стволов ГС и РГС с целью резкого повышения нефтеотдачи пластов;
- забуривание и проведение новых горизонтальных стволов из бездействующих скважин к объектам с повышенной концентрацией остаточных запасов нефти, в том числе для ввода в эксплуатацию простаивающих скважин с повышенным дебитом;
- извлечение из недр запасов нефти (более 60 %) с целью реанимации месторождений, находящихся на поздней стадии разработки;
- строительство ГС и РГС с помощью электробуров с целью повышения эффективности и качества их строительства;
- разобщение пластов при креплении ГС и РГС для повышения нефтегазоотдачи пластов.
Важным направлением повышения эффективности применения ГС является максимальное снижение капитальных вложений. Доведение величин капитальных вложений до уровня стран, в которых эти технологии широко применяются (США, Канада, Франция и др.), т.е. до 1,7 – 2,0, что позволит почти в 2,5 раза повысить успешность использования капитальных вложений при строительстве ГС.
Таким образом, к настоящему времени можно выделить области возможного применения ГС, которые в соответствии со способом бурения и в зависимости от используемых технических средств следует разделить на три группы:
- с большим радиусом искривления горизонтальной части ствола относительно вертикального участка;
- со средним радиусом искривления – такие скважины требуют применения специального оборудования (отклонители, УБТ и т.д.), размер и конструкция которых позволяют получать радиусы 40-80 м;
- с малым радиусом искривления – наряду со специальным оборудованием эти скважины предъявляют дополнительные требования к технологии бурения и ориентированию инструмента; основная цель их строительства – восстановление бездействующего фонда скважин.
В области бурения скважин основным направлением работ стало создание технических средств и технологий бурения стволов ГС с минимальным отклонением от расчетной траектории. Сдерживающим фактором в этом области является отсутствие приборов непрерывного контроля траектории проводки, осуществления каротажных работ в процессе входа в пласт и проходки горизонтальной части ствола.
Практика показала, что больше всего влияют на эффективность применения технологии разработки залежей углеводородов ГС, технологии первичного и вторичного вскрытия, освоения продуктивных пластов – особенно в условиях низких пластовых давлений.
Исходя из накопленного опыта изучения проблем бурения вертикальных скважин можно утверждать, что одной из основных причин снижения фактической продуктивности ГС, по сравнению с их потенциальными возможностями, являются техногенные изменения природного состояния нефтегазового пласта в околоскважинных зонах. Однако, использование результатов исследований влияния качества вскрытия пластов на продуктивность скважин, приведенных для ВС, малоперспективно для ГС, так как оно не учитывает существенных различий в формировании околоскважинных зон:
- в отличие от ВС воздействие буровых агентов на продуктивный пласт в ГС осуществляется в течение гораздо более длительного периода;
- ствол ГС испытывает более сложные и интенсивные деформационные процессы, по сравнению со стволом ВС;
- ГС вскрывают геологические неоднородности разного масштабного уровня – от отдельных неоднородных включений до неоднородности, связанной с геологическим строением залежи;
- технологии бурения, заканчивания и испытания ГС несколько иные, чем для ВС, что обуславливает специфику воздействия на околоскважинные зоны.
Отсутствие надежных технологий вскрытия, освоения, оценки интервалов притока, интенсификации интервалов притока, проведения геолого-технических мероприятий и ремонтно-изоляционных работ (РИР) в стволах ГС негативно отражается на технико-экономических показателях применения технологий разработки залежей углеводородов с помощью ГС.
Таким образом, при строительстве ГС возникает ряд проблем, решение которых требует дальнейших исследований при внедрении технологий разработки нефтегазовых ГС:
- геологическая неоднородность по простиранию пласта существенно влияет на формирование околоскважинных зон ГС;
- горизонтальное расположение обуславливает асимметрию изменения свойств пласта в околоскважинных зонах;
- относительная вязкость и ограниченная толщина пласта изменяют характер проникновения фильтрата в пласт;
- вдоль ствола ГС происходит перераспределение удельного дебита, в области забоя и устья формируются аномальные концевые эффекты по удельному притоку;
- неоднородность проницаемости вдоль ствола ГС увеличивает дифференциацию по удельному притоку, особенно при поступлении газа;
- локальное нарушение целостности пласта при вскрытии влияет на продуктивность ГС.
1.3 Сравнительная оценка эффективности строительства горизонтальных скважин
Опыт бурения показывает, что стоимость 1 метра проходки горизонтально-разветвленной части ствола примерно на 30 – 40 % выше стоимости бурения 1 метра ВС, а дебиты в десятки раз превышают дебиты ВС. При этом себестоимость строительства РГС в 1,6 раза больше, а дебиты в среднем в 5,3 раза выше, чем в вертикальных. Удельные капиталовложение на 1 тонну годовой добычи нефти из РГС в 2,2 раза меньше, чем по соседним ВС [1].
В условиях пластово-сводовых залежей, характерных для месторождений нефти и газа Западной Сибири, целесообразно ограничиться проводкой дополнительных стволов в эксплуатационной колонне из одного ствола, имеющего достаточную длину в горизонтальной проекции. Такая конструкция скважин, в отсутствие экранированных зон, по своей продуктивности почти равнозначна разветвленной и, в то же время, более просто технически осуществима. Такую скважину можно рассматривать как наклонную, с большим углом отклонения от вертикали в интервале продуктивной части.
Как любое новое направление, горизонтальное бурение дорого, однако повышение продуктивности скважин и другие положительные аспекты технологий разработки залежей углеводородов системами ГС и РГС могут быть столь существенными, что экономическая эффективность значительно превысит первоначальные затраты на строительство скважин.
1.4 Перспективы строительства горизонтальных скважин
Перспективными, но проблемными в области проектирования, строительства и эксплуатации ГС являются следующие направления:
- детальное геологическое обоснование ГС с учетом зон возможных осложнений при их строительстве, а также необходимости оперативного управления профилем ствола скважины, прежде всего в продуктивном пласте. Это направление предусматривает широкое использование трехмерной сейсморазведки, современных геофизических средств, компьютерной обработки геофизических и других данных;
- проектирование ГС с применением современных программных трехмерных геолого-технологических моделей;
- бурение ГС под зенитным углом более 65°;
- широкое применение колонн ГТ в течение всего цикла строительства и эксплуатации ГС, применение долот с поликристаллическим синтетическим алмазным вооружением;
- разработка эффективных рецептур буровых растворов с различными свойствами, т.е. расширение перечня рекомендуемых растворов с учетом передового мирового опыта;
- переход к бурению на обсадных трубах, что позволит улучшить технико-экономические показатели строительства скважин не менее чем на 30 %. Данная технология бурения в последнее время получает распространение, так как позволяет решить наиболее трудные проблемы строительства скважин в осложненных геологических условиях;
- ГС следует применять при разработке залежей, недоступных для разбуривания в силу различных, в том числе экологических причин (находящихся под водоемами, горами, заповедниками, населенными пунктами и т.д.). Однако при этом следует учитывать, что строительство ГС возможно при соблюдении ограничивающих процесс геолого-физических и гидродинамических условий [1].
Поэтому объективно необходимо дальнейшее совершенствование процессов проектирования, строительства, эксплуатации ГС, непрерывного мониторинга функционирования систем разработки с применением ГС.
kursak.net
Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Выбор профиля горизонтальной скважины. Обоснование длины горизонтального ствола скважины. Освоение скважин — Студопедия
Разработка нефтяных месторождений системойГС является одним из эффективных методов по увеличению нефтеотдачи. Впервые начал говорить о горизонтальной технологии Тимофеев (1941г).
В 1947 г. под руководством Григоряна и Брагина на Краснокамском месторождении с вертикальной скважины с глубины 240 м было забурено два горизонтальных ствола длиной 30-35м.
В 1953г на Яблонинском месторождении была пробурена горизонтальная скважина длиной 170 м.
Необходимо отметить, что в настоящее время происходит ухудшение структуры запасов многих месторождений и уже большая часть классифицируются как трудноизвлекаемые, приуроченные к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненным наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок.
Эффективная разработка таких объектов не может быть обеспечена традиционными технологиями строительства эксплуатации скважин и требует применения новых методов нефтеотдачи, способных обеспечить повышенную производительность скважин, более интенсивный темп отбора и высокую конечную нефтеотдачу. Практически все методы интенсификации добычи нефти на сегодняшний день реализуют один из следующих механизмов:
· Увеличение рабочего перепада давления
· Снижение фильтрационного сопротивления.
Повышение перепада давления наиболее простой и дешевый способ интенсификации добычи. В то же время его применение ограничивается физическими возможностями существующего внутрипромыслового и внутрискважинного оборудования, да и резервы по Р не велики.
Методы, снижающие фильтрационное сопротивление течению флюидов более трудоемкие, но и более результативные. При этом, если такие технологии как, например, ГРП и физико-химические обработки, воздействуют в основном на ПЗП, уменьшая ее фильтрационное сопротивление, то применение ГС позволит не только снизить фильтрационное сопротивление, но и целенаправленно влиять на направление течения жидкости в удаленном межскважинном пространстве пласта, увеличивая скорости фильтрации флюидов и минимизируя долю слабодренируемых зон в общем поровом пространстве пласта.
ГС протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки сотни метров соединяют друг с другом участки повышенной проницаемости, каверны и трещины не только увеличивая скорости фильтрации в межскважинном пространстве, но и повышая степень охвата пласта процессом выработки, увеличивая конечную нефтеотдачу.
Первая ГС в Удмуртии была пробурена в 1992 г. на Мишкинском месторождении, дебит которой был в 4 раза выше соседних вертикальных. Опытно-промышленное бурение началось с 1994 г.
Для применения ГС в разработке следует руководствоваться геологическими, технологическими, экономическими критериями.
Геологический критерий учитывает геолого-физические параметры скважин, наличие осложняющих геологических факторов бурения ГС и их эксплуатации. Минимальная толщина пласта не менее 3 м в Удмуртии, в России – 4 м, в США – не менее 5м.
Технологические критерии определяются реализуемой системой разработки и текущим состоянием разработки месторождения, а главное, наличием целиков нефти или слабоохваченных вытеснением участков залежи по площади и по разрезу, которые невозможно вовлечь в разработку.
Технические критерии включают: состояние эксплуатационной колонны; состояние цементного камня за колонной; наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС (бокового горизонтального ствола).
Экономические – это те факторы, которые учитывают экономический эффект разработки ГС
Первоочередными объектами для бурения БГС следует рассматривать простаивающие скважины: бездействующие, пьезометрические, законсервированные и т.д. Объектами для бурения БГС также могут быть скважины, находящиеся в эксплуатации на нефть с предельно низким, нерентабельным дебитом, в которых существующие методы увеличения продуктивности исчерпаны и не дают положительного результата.
При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.
Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.
Профиль принято выбирать в зависимости от геологических характеристик месторождения, положения ВНК. Если толщина пласта большая, то в этом случае рекомендуется профиль горизонтальной части ствола по нисходящей линии с максимальным охватом пласта по толщине (по мере выработки запасов нефти ВНК перемещается в вверх, поэтому рекомендуется такой вид профиля, чтобы по мере отбора не произошло обводнение пласта сразу). Если пласт характеризуется небольшой толщиной, то рекомендуется профиль по горизонтальной линии вблизи кровли пласта и если характеризуется наличием газовой шапки – по восходящей линии, профиль в сторону газовой шапки. Длина горизонтального ствола определяется размером целиков нефти, экономической эффективностью, технической возможностью реализации, соотношением продуктивности от длины. Обосновывается проектным документом на основе многофакторного анализа. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.
В среднем по Удмуртии длина – от 80 до 250 м.
Максимальная длина – 1000 м.
Что важнее при разработке высоковязких нефтей длина или диаметр? Диаметр.
ГС область применения:
· В трещиноватых пластах для увеличения охвата (ГС пересекают трещины).
· Водо- и газонефтяных зонах для снижения конусообразования.
· В низкопроницаемых пластах для увеличения площади дренирования скважин и снижения общего количества скважин.
· В высокопроницаемых пластах для снижения градиентов давления и скоростей фильтрации в прискважинной области.
· В нагнетательных скважинах для увеличения эффективности вытеснения и увеличения площади контакта с пластом, особенно при использовании термических и физико-химических методов.
Ограничения:
· Слоистое строение пласта (возможно сочетание с ГРП)
· Стоимость в 1,5 – 3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.
Преимущества с ГС по сравнению с ГРП:
– возможность выбора направления и траектории (например, для совместной разработки нефтяных линз малого объема).
Ограничение: вертикальная скважина дороже ГРП в 5 – 10 раз.
При бурении ГС для контроля траектории ствола скважины используются телесистемы с кабельным каналом связи СТТ-108 или "Радиус". Бурение осуществляется турбинным способом с использованием винтовых забойных двигателей и долот PDS фирмы "REED". Для первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными стволами рекомендуется использовать буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. Большое значение имеют улучшенные смазывающие, противоизносные, ингибирующие способности бурового раствора. Это позволяет обеспечить высокую механическую скорость бурения, долговременную работоспособность телеметрических систем, устойчивость стенок скважины при бурении в толщах терригенных пород, склонных к обвалам и осыпям, повысить качество вскрытия продуктивных пластов. Характерными осложнениями при бурении горизонтального ствола являются осыпи и обвалы стенок скважины, образование шламовых отложений и наличие прихватоопасных зон. Основными мероприятиями по предотвращению осложнений являются: применение высококачественных буровых растворов с низким показателем фильтрации, обладающих улучшенными смазывающими и ингибирующими свойствами; снижение колебания давления в процессе бурения, за счет ограничения скорости движения бурильного инструмента в горизонтальном стволе при выполнении спуско-подъемных операций до величины не более 0,2 м/с; недопущение снижения уровня при подъеме бурильных труб за счет постоянного долива бурового раствора; постоянный контроль выноса выбуренной породы, недопущение образования шламовых скоплений в горизонтальном стволе скважины за счет аксиального и радиального расхаживания бурильной колонны и прокачек пачек бурового раствора повышенной вязкости перед остановкой циркуляции. Основными мерами по предупреждению загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта при первичном вскрытии наклонно-направленными скважинами являются: ограничение гидравлического перепада давления на продуктивный пласт; применение буровых растворов с низким показателем фильтрации; придание фильтрату бурового раствора гидрофобизирующих и ингибирующих свойств; применение буровых растворов с дисперсной фазой, размер частиц которой соответствует размерам поровых каналов призабойной зоны и исключает глубокую ее кольматацию; сокращение времени контакта бурового раствора с призабойной зоной. Важным, с точки зрения сохранения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, является сокращение времени ее контакта с буровым раствором.
Освоение.Процесс вызова притока и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин должен представлять собой неразрывный технологический комплекс, при проведении которого необходимо стремиться избежать работ по глушению скважины и не допустить контакта призабойной зоны продуктивного пласта с водой. Вызов притока осуществляется свабированием.
studopedia.ru
