Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Расчет объема нефтенасыщенной части пласта произведем методом графического интегрирования (рисунки 10, 11, 12)

При использовании этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или озопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта пласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как сумма площадей составляющих его фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается один продольный профиль, соединяющий середины поперечных профилей.

4 – изопахиты

- скважины

1–1…5–5 – сечения участка

Рисунок 8 – Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки

Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных толщин верхней пачки

а – сечение 1–1; б – сечение 2–2

Рисунок 10 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

а – сечение 3–3; б – сечение 4–4

Рисунок 11 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

Рисунок 12 – Определение объема нефтенасыщенной части пласта

Объем нефтенасыщенных песчаников основной пачки пласта DI на выбранном участке

V= 3772589 м3

Согласно карты эффективных нефтенасыщенных толщин верхней продуктивной пачки (рисунок 9) средняя нефтенасыщенная толщина пачки «а» на выбранном участке составляет 1 м.

Объем нефтенасыщенных песчаников верхней пачки

V=745313 м3

Средний коэффициент открытой пористости

для основной пачки

%, (2)

для верхней пачки

%, (3)

где mi – значения коэффициентов пористости по скважинам, %

Коэффициент нефтенасыщенности

для основной пачки

, (4)

для верхней пачки

, (5)

где βi – коэффициенты нефтенасыщенности по скважинам, доли единицы

Величины расчетных коэффициентов нефтеотдачи по блоку IX, в котором расположены скважины выбранного участка, составляют

для основной пачки – 0,65;

для верхней пачки – 0,47

Усадка нефти

%, (6)

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент

 , (7)

Начальные извлекаемые запасы по участку определяются по формуле (1)

запасы основной пачки

Qо = 3772589·0,175·0,81·0,65·0,847·0,86 = 253196,5 т

запасы верхней пачки

Qв = 745313·0,156·0,76·0,47·0,847·0,86 = 30252,2 т

суммарные запасы

Q = Qо + Qв = 253196,5 + 30252,2 = 283448,7 т, (8)

Удельные начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину выбранного участка

 т, (9)

Удельные запасы верхней пачки

 т, (10)

Остаточные запасы нефти определим по значениям накопленных отборов скважин выбранного участка, используя карту накопленных отборов по пласту DI на 01.01.2004 года (рисунок 13)

Суммарная накопленная добыча нефти по участку составляет 177739,8 тонн.

Остаточные запасы по участку

Qoст = Q – Qнак,= 283448,7 – 177739,8= 105708,9 т, (11)

где Qoст – остаточные запасы, т;

Q – начальные извлекаемые запасы, т;

Qнак – накопленная добыча нефти, т

Коэффициент извлечения нефти по участку

, (12)

Проанализируем выработку верхней пачки пласта.

В таблице 21 представлены результаты исследований добывающих скважин № №2407, 1555 дистанционным дебитомером.

Как видно из таблицы 21, приток из самых верхних зон прикровельной части пласта DI отсутствует. Это качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части пласта. Поэтому можно предположить, что выработки запасов верхней пачки пласта в зонах дренирования скважин №2407 и №1555 не происходило.

Согласно работы /5/ запасы верхней продуктивной пачки пласта DI относятся к трудноизвлекаемым (вязкость нефти в пластовых условиях меньше 50 мПа·с, проницаемость более 0,2 мкм2, нефтенасыщенная толщина 1 м)

Таблица 21. Результаты исследований скважин на приток

По результатам геофизических исследований скважин №№1556, 163 можно утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует то, что в этих скважинах коллектор охарактеризован как нефтеводонасыщенный и величина остаточной нефтенасыщенности значительна 0,63 в скважине №1556 и 0,62 в скважине №163 (по данным обработки каротажных диаграмм по скважинам).

Коэффициент извлечения нефти верхней пачки по данным геофизических исследований скважин №1556 и №163

, (13)

где ηв – коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;

βн – средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

βо – средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы

Коэффициент нефтеотдачи ηвг характеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин №1556 и №163. Если воспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку, то остаточные запасы верхней пачки составят

 30252,2 – 15126,2·0,194 = 27317,7 т, (14)

где Q1 – удельные запасы нефти верхней пачки, приходящиеся на скважины №1556 и №163, т

Коэффициент нефтеотдачи верхней пачки

, (15)

Остаточные запасы основной пачки

 т, (16)

Коэффициент извлечения нефти основной пачки

, (17)

К причинами неполной выработки верхней продуктивной пачки пласта DI можно отнести:

– худшие по сравнению с основной пачкой фильтрационно-емкостные характеристики, в связи с чем запасы нефти в верхней пачке можно отнести к трудноизвлекаемым;

– предусмотренное проектом 1987 года повышение давления нагнетания до 20 МПа для интенсификации разработки пластов верхней пачки не было реализовано;

– реализованная сетка разбуривания пласта DI с целью совместной эксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотности для верхней пачки.

Учитывая результаты исследований скважин выбранного участка, определения остаточных запасов по продуктивным пачкам пласта DI с целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения в разработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола из скважины №1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.

Текущая плотность сетки скважин на выбранном участке составляет

 м2/скв, (18)

где F – площадь участка, м2;

n – количество скважин

Плотность сетки скважин после строительства бокового ствола

 м2/скв, (19)

3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины

Принятые допущения при обосновании проектного дебита:

– значение нефтенасыщенности верхней пачки в зоне расположения забоя проектного бокового ствола определяется, исходя из выработки этой пачки скважинами №1556 и №163, при этом коэффициент извлечения составляет 0,097;

– выработки верхней пачки в зонах дренирования скважин №1555 и №2407 не происходило;

Остаточная нефтенасыщенность верхней пачки

, (20)

где βов – остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;

βнв – начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы

Остаточная нефтенасыщенность основной пачки

, (21)

где βоо – остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;

βно – начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы

Водонасыщенность пласта при условии, что газ находится в растворенном в нефти состоянии верхней пачки

βвв = 1 – βов = 1 – 0,68 = 0,32, (22)

основной пачки

βво = 1 – βоо = 1 – 0,25 = 0,75 (23)

Используя кривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовые проницаемости для воды и нефти в зоне проектного забоя.

Согласно кривым относительные проницаемости составляют

– для верхней пачки: по воде кв/ = 2%, по нефти кн/ = 18%;

– для основной пачки: по воде кв/ = 29%, по нефти кн/ = 1%.

Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам

– верхняя пачка

кн = к · кн/ = 0,285 · 0,18 = 0,051 мкм2, (24)

кв = к · кв/ = 0,285 · 0,02 = 0,006 мкм2, (25)

– основная пачка

кн = к · кн/ = 0,484 · 0,01 = 0,005 мкм2, (26)

кв = к · кв/ = 0,484 · 0,29 = 0,140 мкм2, (27)

где к – среднее значение проницаемости по продуктивным пачкам, мкм2

Кривые относительных проницаемостей получены экспериментальным путем для девонских песчаников пласта DI Туймазинского месторождения.

Рисунок 14 – Экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостей девонских песчаников для нефти и воды пласта DI Туймазинского месторождения

Среднее пластовое давление по участку

 МПа, (28)

где Рi – пластовые давления, измеренные в окружающих скважинах, МПа

Радиус контура питания скважины

м,

 м, (29)

Проектный дебит скважины

– верхняя пачка

по воде:

, (30)

м3/сут, (31)

по нефти:

, (32)

м3/сут,   (33)

– основная пачка

по воде

, (34)

м3/сут  (35)

по нефти

, (36)

м3/сут,   (37)

где 86400 – пересчетный коэффициент, с;

h – толщина соответствующих продуктивных пачек, м;

Рз – забойное давление проектной скважины

µв – вязкость воды в пластовых условиях, Па·с;

µн – вязкость нефти в пластовых условиях, Па·с;

rс – радиус скважины, м

Суммарный дебит жидкости скважины по всем продуктивным пачкам составит 58,3 м3/сут, по нефти – 7,25 м3/сут (6,14 т/сут), по воде – 51,05 м3/сут, обводненность продукции – 87,6%.

3.5.3 Прогнозирование показателей работы боковых стволов

Для прогноза показателей эксплуатации боковых стволов применяются статистические методы и математические модели.

При использовании в процессе проектирования математической модели прогноз добычи нефти из проектного бокового ствола состоит из двух этапов.

1 Идентификация параметров модели по данным эксплуатации на участке добывающих и нагнетательных скважин.

2 Прогноз добычи нефти.

Выбор местоположения БС и оценку технологической эффективности с применением математических моделей осуществляет БашНИПИнефти.

Применяемый в настоящее время в БашНИПИнефти комплекс программ для создания трехмерных двухфазных математических моделей разработки позволяет рассчитывать технологические показатели эксплуатации скважин с пространственным профилем ствола. При этом достоверность результатов прогноза тем выше, чем детальнее геологическая модель и чем точнее она настроена по истории разработки объекта.

Для правильного определения дебита жидкости бокового ствола с помощью модели (в случае расчетов по заданному забойному давлению) необходимо знать величину скин-фактора пласта (пропластка), на который бурится боковой ствол.

Исходная информация для математического моделирования – номера скважин, из которых предполагается забуривание бокового ствола, конструкция БС (отход от ствола основной скважины, способ вскрытия пласта, т.е. интервалы перфорации, протяженность открытого ствола, диаметр ствола). Особое внимание уделяется обоснованию выбора конструкции интервала продуктивного пласта, освоение и эксплуатация скважин.

Выходная информация – динамика показателей работы БС (расчетный дебит жидкости, обводненность во времени, извлекаемые запасы).

Прогнозирование показателей работы боковых стволов во времени с помощью моделей является необходимым условием обоснования бурения БС, определения его технологической и экономической эффективности.

Точность прогнозных значений работы БС зависит от степени изученности рассматриваемого участка и достоверности геолого-промысловой информации.

Динамику изменения дебита нефти проектной скважины по годам определим по интенсивности падения дебитов нефти окружающих скважин при достижении значений обводненности 87% выше (таблица 22).

На рисунке 15 представлена кривая падения дебитов окружающих скважин после достижения обводненности продукции 87% и линия возможной добычи нефти на момент достижения обводненности 87% при условии сохранения достигнутого уровня годовой добычи нефти.

Таблица 22. Показатели работы скважин участка во времени

На рисунке 16 представлена кривая интенсивности возрастания разности между накопленной фактической и возможной добычей нефти. Данная кривая характеризует интенсивность уменьшения среднегодовых дебитов скважин. По данным кривым определяется возможная динамика падения дебита проектной скважины (рисунок 17).

В таблице 23 представлены прогнозные показатели добычи нефти проектной скважины. Значения годовых отборов нефти вычисляются по формуле

Qг = q·Kэ·Кк·30 т, (38)

где q – дебит нефти, т/сут;

Kэ – коэффициент эксплуатации скважин (0,962);

Кк – коэффициент кратности (9,62)

Таблица 23. Прогнозные показатели работы скважины №1554

3.5.4 Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового ствола проектной скважины

Предварительный выбор механизированного способа эксплуатации скважины осуществляется исходя из продуктивности пласта и высоты подъема жидкости насосной установкой в скважине.

Динамический уровень и глубина спуска насосного оборудования определяются по кривой распределения давления в скважине (рисунок 18).

Динамический уровень скважины по рисунку 18 составляет 620 м.

Согласно работы /6/ скважина №1554 относится к среднедебитным скважинам средней глубины. Рекомендуемый способ добычи жидкости – установкой электроцентробежного насоса.

Глубина спуска насоса из условия равенства давления на приеме насоса давлению насыщения составляет 1350 м.

Кривые распределения давления строятся по методу Поэтмана-Карпентера с помощью компьютерной программы, разработанной кафедрой РЭНГМ УГНТУ. Исходные данные для расчета представлены в таблице 24.

При эксплуатации скважин с БС ввиду наклонно-направленного профиля бокового ствола и наличия участков набора, стабилизации и снижения зенитного угла второго ствола возможен ряд ограничений по применению типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.

Таблица 24. Исходные данные для расчета распределения давления в скважине

При превышении зенитных углов предельных значений неизбежны осложнения при работе глубинного оборудования. Поэтому для профиля бокового ствола накладываются определенные технологические требования.

Спуск глубинного насосного оборудования для эксплуатации скважины осуществляют либо до интервала выхода бокового ствола из скважины, либо непосредственно в боковой ствол.

Рисунок 18 – Распределение давления в скважине №1554

В случае установки насосного оборудования в боковой ствол профиль БС должен обеспечивать свободный спуск и надежную работу подземного насосного оборудования. При бурении необходимо соблюдать требования РД 39–00147275.

Участки скважин, включающие глубины спуска насосов, должны быть пробурены со стабилизацией направления скважины.

Зенитный угол в интервале установки УЭЦН всех типоразмеров должен быть не более 40 градусов, для установок ШСНУ – от 42 до 51 градусов. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали представлен в таблице 25.

Таблица 25. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали

Проектирование и бурение интервала набора зенитного угла необходимо производить с градиентом, обеспечивающим вписываемость наиболее габаритных узлов подземного насосного оборудования. Для скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинных насосов, должна обеспечиваться вписываемость штанг в колонне насосно-компрессорных труб.

Расчетная интенсивность искривления скважин, предотвращающая касание толом штанг стенок насосных труб представлена в таблице 26.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны для применения установок ЭЦН выбирается согласно техническим условиям и составляет не менее диаметра максимального поперечного размера УЭЦН.

Таблица 26. Интенсивность искривления скважин (градус на 10 м)

Результаты расчетов максимально допустимой кривизны для различных внутренних диаметров эксплуатационных колонн, обеспечивающей работу УЭЦН в скважине без изгиба, приведены в таблице 27.

Таблица 27. Максимально допустимая кривизна эксплуатационной колонны, обеспечивающая работу УЭЦН в скважине без изгиба (минута на 10 м)

Основные типы профилей скважин с боковыми стволами показаны на рисунке 19.

1 – участок набора зенитного угла; 2 – участок стабилизации зенитного угла; 3 – участок снижения зенитного угла; 4 – участок набора зенитного угла; 5 – горизонтальный забой скважины

Рисунок 19 – Типы профилей боковых стволов

Тип профиля бокового ствола выбирается, исходя из выбора глубины и места установки насосного оборудования. Решение об установке глубинного насосного оборудования в боковой ствол должно приниматься из условия соответствия зенитных углов наклона ствола скважины в интервале спуска насоса допустимым для данного типоразмера глубинного оборудования. При этом необходимо соблюдать технологические требования к профилю ствола, приведенные на рисунке 20 /7/

Необходимо добиваться того, чтобы профиль скважины с БС позволял производить спуск насосного оборудования непосредственно в боковой ствол, так как в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость изменения глубины подвески оборудования с целью регулирования режимов работы скважины, увеличения дебитов и депрессии на пласт. Поэтому при проводке бокового ствола необходимо строго соблюдать определенные в геолого-техническом наряде зенитные углы наклона БС.

Соблюдение технологических требований к профилю бокового ствола и допустимых зенитных углов наклона ствола БС в конечном счете обеспечивает повышение надежности работы глубинного оборудования и эффективности эксплуатации скважины.

В скважине №1554 спуск установки центробежного насоса в боковой ствол невозможен из-за несоответствия поперечных размеров насоса внутреннему диаметру хвостовика: внутренний диаметр 114-мм хвостовика составляет 100,3 мм, в то время как минимальный поперечный размер погружных центробежных насосов группы 5 (92 мм) с учетом толщины кабеля составляет 101,7 мм. /8/

Поэтому глубина зарезки бокового ствола определяется из условия, что УЭЦН будет установлен в основном стволе. При бурении бокового ствола с клина-отклонителя последующая эксплуатация скважины возможна только при установке насоса над «окном» бокового ствола. При установке временного моста для вырезания «окна» последующая эксплуатация возможна с установкой насоса в основном стволе ниже интервала вырезания «окна».

Расчет профиля бокового ствола скважины №1554 производится для случая установки насоса над интервалом вырезания «окна». В случае превышения интенсивностей набора кривизны выше предельных значений изменяется глубина вырезания окна и насос в последующем устанавливается в основной ствол ниже интервала забуривания.

Исходные данные для расчета профиля бокового ствола скважины №1554:

– магнитный азимут (41 0);

– глубина интервала вырезания «окна» (1450 м)

– проектная глубина по вертикали (1678 м);

– проектное смещение (250 м);

– угол вхождения в пласт (0 0)

Конструкция скважины №1554 представлена в таблице 28.

Для проектируемой скважины №1554 выбираем S‑образный профиль. Данный профиль наклонно-направленной скважины применяется в тех случаях, когда вскрытие продуктивного объекта предусматривается вертикальным стволом.

Таблица 28. Конструкция скважины №1554 Туймазинского месторождения

Радиус кривизны участка снижения зенитного угла

 м, (39)

где А – проектное смещение забоя бокового ствола, м;

Н – проектная глубина, м;

Нв – глубина интервала зарезки бокового ствола, м;

R1 – радиус кривизны участка набора зенитного угла, определяемого по значениям интенсивности искривления скважины компоновками бурильного инструмента для бурения боковых стволов, м. /9/

Зенитный угол в конце участка начального искривления

, (40)

Результаты расчета профиля бокового ствола скважины №1554 по участкам изменения зенитного угла приведены в таблице 29. На рисунке 21 показан расчетный профиль проектного бокового ствола.

Расчет произведен для четырехинтервального профиля скважины согласно работы /21/.

Таблица 29

3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Практика бурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод является одним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительно малой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможности использования существующей системы обустройства скважины и месторождения в целом. Однако бурение БС производилось и производится без учета требований с позиции последующей их эксплуатации механизированным способом. Вопросы техники и технологии оптимальной эксплуатации таких скважин требуют своего решения.

При эксплуатации скважин с БС могут иметь место следующие варианты.

1 Высокое пластовое давление и глубокий условно вертикальный участок старого ствола, исключающее необходимость подвески насосной установки в боковой ствол.

2 Низкое пластовое давление и небольшой по длине условно-вертикальный участок старого ствола, вынуждающие спускать насосную установку в боковой ствол. В этом случае факторами, осложняющими эксплуатацию механизированным способом, являются участок набора кривизны, характеризуемый градусом кривизны, и наклонный участок, отрицательно влияющие на рабочие характеристики оборудования.

Решение о спуске насосного оборудования должно приниматься с учетом сопоставления ожидаемого дебита при подвеске установки в условно-вертикальном участке и при ее спуске в боковой ствол. В первом случае учитывается вынужденное повышение динамического уровня, снижение коэффициента подачи насоса и повышение газосодержания (из-за снижения давления на приеме); во втором случае учитывается снижение коэффициента подачи установки из-за большого наклона, снижение надежности оборудования при работе в боковом стволе и спускоподъемных операциях.

Также выбор места установки насоса зависит от наличия типоразмеров насосного оборудования на предприятии, так как не все глубинные насосы можно спустить в боковой ствол.

При бурении скважин с БС в зоне набора угла наклона образуются интервалы с малым радиусом кривизны ствола, предъявляющие особые требования к технике эксплуатации скважин. К их числу можно отнести.

1 Необходимость повышения надежности установок при проведении спускоподъемных работ из-за роста вероятности возникновения в узлах установок остаточной деформации, приводящей к поломке во время ее работы.

2 Обеспечение преодоления значительных сил сопротивления движению плунжера насоса, частично деформированного в искривленном участке ствола скважины, в случае спуска в скважину штангового глубинного насоса.

Также одним из факторов, определяющих дальнейшую эксплуатацию скважин с БС глубиннонасосным оборудованием, является то, что крепление бокового ствола осуществляется хвостовиком малого диаметра (102 и 114 мм), что ведет к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.

В таблице 30 приведены размеры насосного оборудования, а в таблице 31 внутренние диаметры эксплуатационных колонн боковых стволов.

Таблица 30. Размеры насосного оборудования, мм

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6