книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfРис. 2.4. Динамика дебита вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважин в зависи мости от степени компенсации отбора закачкой
горизонтальных скважин по отношению к вертикальным, показатели ин тенсификации разработки.
На рис. 2.4 представлены расчетные дебиты вертикальной и горизон тальной скважин. По графикам устанавливаются отношение начальных де битов, темпы их падения, сроки разработки в пределах рентабельного деби та и др.
При проектировании горизонтального бурения на начальной стадии раз
работки месторождения прогнозные показатели как для горизонтальных, так и вертикальных скважин, рассчитываются по теоретическим формулам. Качество прогнозирования прямо зависит от соответствия исходных пара метров расчетной модели реальным условиям пластовой системы.
Обычно горизонтальные скважины проектируются на объектах, разраба тываемых (и имеющих историю разработки) вертикальными скважинами. Наличие фактических показателей разработки месторождения облегчает определение технологической эффективности горизонтального бурения.
Методический подход заключается в следующем.
На основе теоретических формул оцениваются дебиты вертикальных скважин, которые затем сравниваются с фактическими дебитами работаю щих вертикальных скважин. Для согласования расчетных дебитов с факти ческими вводятся поправочные коэффициенты, которые комплексно учи тывают неточности в определении параметров пластовой системы, входя
щих в теоретические формулы.
Получаемые таким образом поправочные коэффициенты используются затем в теоретических формулах оценки дебитов горизонтальных скважин.
Данный прием значительно уточняет прогнозирование дебитов горизон тальных скважин и оценку ожидаемого технологического эффекта.
При оценке начального ожидаемого эффекта дебит горизонтальной скважины является расчетной величиной, дебит вертикальной скважины — фактической.
Сравнительный прогноз показателей разработки в определенный период времени осуществляется по изложенной выше методике.
На стадии фактической разработки месторождения вертикальными и го ризонтальными скважинами текущая технологическая эффективность от горизонтальных скважин определяется непосредственно на основе промы словых данных (по известным дебитам как горизонтальных, так и окру жающих вертикальных скважин).
Прогноз в определенный период времени осуществляется на основе вы шеизложенной методики.
Зарезка боковых горизонтальных стволов осуществляется в настоящее время в нерентабельных, высокообводненных скважинах.
На стадии проектирования БГС прогнозируемые дебиты для каждого го ризонтального ствола определяются расчетным способом аналогично изло
женному выше, затем определяется суммарный ожидаемый дебит от всех стволов.
Разность между прогнозируемым и фактическим дебитами вертикальной скважины до зарезки БГС определяет его технологическую эффективность.
На стадии фактической работы боковых горизонтальных стволов теку щая технологическая эффективность может быть определена непосредст
венно как разность между фактическим дебитом и дебитом скважины до зарезки боковых стволов.
Прогноз эффективности на определенный период осуществляется по аналогии с вариантом для горизонтальных скважин.
Показатели технологической эффективности являются основой для эко номических оценок вариантов объектов разработки.
Экономическое обоснование горизонтального бурения базируется на сравнении себестоимости добываемой нефти, получаемой прибыли от ее реализации, срока окупаемости капитальных вложений с аналогичными показателями при разработке месторождений без такого бурения. Для этого используются следующие общепринятые в отрасли формулы:
|
(2.29) |
П(1) = В(0 - Э(0 - H(t), |
(2.30) |
где C(t) — себестоимость тонны нефти за данный период времени; 3(t) — эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений за этот же период; Q„(t) — добыча нефти за время (t); II(t) — прибыль от реализа ции продукции за данный период; B(t) — выручка от реализации продук ции; H(t) — сумма налогов за соответствующий период.
Период окупаемости капитальных вложений определяется из условия
£ |
= (П,-А,)> £ К |, |
(2.31) |
i = 1 |
i = 1 |
|
где А| — амортизационные отчисления в i-м году; К-, — капитальные вло жения в 1-ом году.
Из формулы (2.31) следует, что период окупаемости составляет п лет, т. е. определяется тем временем, за которое произойдет полный возврат вложенного капитала.
Экономические показатели можно улучшить на основе сокращения экс плуатационных затрат и капитальных вложений. Поэтому основу экономи ческой политики нефтедобывающей организации должны составлять меро приятия, направленные на уменьшение указанных статей расходов. Напри мер, в ОАО «Удмуртнефть» принимаемые меры по обустройству объектов, материально-техническому снабжению, закупке оборудования для горизон тального бурения приводят к сокращению нормативов затрат, составляю щих основу для определения себестоимости и капитальных вложений. Соз даны и приступили к работе совместные (с американскими и канадскими фирмами) предприятия по выпуску бурового и нефтепромыслового обору дования, что выводит ОАО «Удмуртнефть» на принципиально новый уро вень в технике и технологии горизонтального бурения.
Средний срок окупаемости горизонтального бурения по ОАО «Удмурт нефть» составляет 2,6 года, сумма полученной прибыли — 20,9 млн. дено минированных рублей.
Таким образом, разработанная методика оценки технико-экономиче ских показателей горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволяет на этапе проектирования проводить оценку продуктив ности и определять целесообразность вложения средств в бурение сква жины.
При заканчивании скважин боковыми стволами имеют место следую щие специфические особенности:
—литологическая неоднородность нефтяной залежи — наличие несколь ких песчаных пропластков, вскрываемых горизонтальным стволом с выходом его в конечной части в приконтурную зону пласта;
—неоднородность вскрываемого интервала по насыщенности — появле ние водонасыщенных интервалов в нефтяной оторочке пласта;
—фактические отклонения горизонтального ствола от проектного про филя с применением или даже частым попаданием в зоны ВНК или ГНК.
Правильно выбранная конструкция забоя скважины обеспечивает наи лучшие условия притока флюидов, максимальные рабочие дебиты без на рушения свойств коллектора, проведение необходимых технологических воздействий на пласт и требуемых ремонтно-изоляционных работ.
При выборе конструкции забоя определяющими являются геолого-фи зические условия формирования бокового ствола в интервале залегания продуктивного объекта, обусловливающие устойчивость ствола, возмож ность разобщения напорных горизонтов, проведения технико-технологиче ских воздействий на пласт и ремонтно-изоляционных работ, обеспечения длительной эксплуатации скважин с оптимальным дебитом.
3.1. Схема заканчивания БС
Схема заканчивания БС должна соответствовать литологии и структуре продуктивного пласта, предусматривать возможность проведения ремонт но-изоляционных работ.
Существуют четыре типовые технологические схемы заканчивания БС:
1.Сплошное цементирование.
2.Фильтр без цементирования.
3.Открытый ствол.
4.Манжетное цементирование.
Каждая из технологических схем обладает достоинствами, недостатками и имеет свою область применения, которая определяется прежде всего гео логическими факторами.
Заканчивание скважины БС со сплошным цементированием хвостовика (рис. 3.1, схема 1) с последующей перфорацией в продуктивной части пла ста позволяет:
—использовать освоенные технологии исследования, цементирования, вторичного вскрытия и освоения скважины;
—обеспечить перекрытие зон поступления пластовой воды и герметич ность интервала забуривания БС;
—эксплуатировать переслаивающиеся коллекторы.
Недостатками схемы 1 являются:
—загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта цементом;
—нарушение крепи в процессе перфорации хвостовика и быстрая об
водненность скважины. Область применения:
—продуктивные пласты с хорошими коллекторскими свойствами порового, трещиноватого типа при наличии водо— и газосодержащих про пластков с различным давлением — при их вскрытии наклонным или горизонтальным стволом;
—продуктивные пласты с низкими коллекторскими свойствами, пред-
Схема 2
Глина
Цемент |
Глина |
Схема 4 |
Продуктивный пласт
' 5 .
Рис. /. Схемы конструкции скважин с закрытым и открытым забоем.
ставленные чередованием устойчивых и неустойчивых пород, при вскрытии наклонным стволом.
В соответствии со схемой 2 (рис. 3.1) в пробуренном БС устанавливается без цементирования хвостовик с фильтром или перфорированными обсад ными трубами в зоне продуктивного пласта.
Достоинствами схемы 2 являются:
—простая технология крепления;
—призабойная зона продуктивного пласта не загрязняется цементом;
—обеспечивается сохранность ствола;
—имеется возможность проведения работ по очистке ствола.
К недостаткам заканчивания БС путем спуска хвостовика с фильтром без цементирования следует отнести:
—возможность межпластовых перетоков флюида;
—высокая вероятность прорыва воды из близко расположенных пластов и обводнение скважины.
Схему 2 целесообразно использовать при наклонном вскрытии однород ного пласта в скважинах с герметичным заколонным пространством при отсутствии близкорасположенных напорных водогазоносных горизонтов.
Открытый ствол (рис. 3.1, схема 3) имеет следующие преимущества:
—призабойная зона продуктивного пласта не загрязняется цементом;
—сокращение сроков восстановления скважины;
—низкая стоимость БС.
Недостатки схемы 3:
—невозможно проводить ремонтно-изоляционные работы;
—заваливание ствола вследствие обрушения стенки скважины. Рациональной областью применения технологической схемы 3 являются
однородные, устойчивые продуктивные пласты, преимущественно карбо натные, при вскрытии наклонным стволом.
Манжетное цементирование хвостовика (рис. 3.1, схема 4). Преимущества:
—минимальное загрязнение продуктивного пласта;
—герметичность интервала забуривания;
—возможность селективного размещения фильтров.
Недостатки:
—сложная технология цементирования;
—дорогостоящее оборудование.
Целесообразно технологическую схему 4 применять при заканчивании преимущественно горизонтальных и наклонных БС в случаях наличия у кровли пласта газовой шапки или близкорасположенных водонапорных го ризонтов.
3.2.Условия применения конструкций с открытым забоем
Условия применения конструкций с открытым забоем:
1)коллектор однородный гранулярного или трещинного типа в состоя нии, не допускающем или ограничивающем применение тампонаж ного материала для крепления потайной колонны;
2)в разрезе коллектора отсутствует близкорасположенные водо— или га зоносные пласты, в его подошве нет воды;
3)коллектор, как правило, состоит из прочных, не разрушающихся под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок пород;
4)используется разделительный способ эксплуатации объекта.
Исходя из условий эксплуатации объекта, оценивают устойчивость по род в призабойной зоне по выражению
<тСж>2 К - (10_6 р g • Н —Рпл —Рв) . |
(3-1) |
где осж — граница прочности породы продуктивного пласта при одноосе вом сжатии, МПа; Я —глубина залегания продуктивного пласта по верти кали, м; К — коэффициент бокового распора.
К - т 4 - , |
(3.2) |
где Рт — пластовое давление, МПа; Рв — давление столба жидкости на за бое скважины, МПа; g — ускорение свободного падения, м/с2; р — средняя плотность вышезалегающих горных пород, кг/м3;
h,
Р = - 1Г~ , |
(3.3) |
где, pj—плотность горных пород /-го пласта, кг/м3; А, — толщина /-го пла ста, м; п — число пластов; ц — коэффициент Пуассона.
Продуктивные пласты должны быть устойчивыми при депрессии и не разрушаться при кислотных и других методах искусственного воздействия на пласт, а прочность пород, их слагающих, при одноосевом сжатии удов летворять условию
стсж ^ 2 • (j ^ * (Рп g * Ьпл) + (Рпл —РЗАБ)) , |
(3.4) |
где РЗАБ— забойное давление в скважине при эксплуатации (нагнетании), Па. В «СургутНИПИнефти» [26] в лабораторных условиях эксперименталь но определялась прочность на одноосевое сжатие кернов, отобранных из
пластов ЮС,, ЮС2, БС,0 (табл. 3.1).
Таблица 3.1. Результаты расчета устойчивости горных пород при различных де
прессиях
|
Место |
Интервал |
Давление, |
Тем |
Мине |
|
|
|||
№ скв. |
отбора, м |
МПа |
пера- |
рализа |
№ образца |
Литологическое |
||||
рожде |
||||||||||
|
ние |
|
|
|
|
тура, |
ция, г/ |
|
описание |
|
|
верх |
Н И З |
горн. |
пор. |
°С |
л |
|
|
||
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
Пласт БС10 |
|
|
|||
3465 |
з-с |
2417 |
2424 |
54,1 |
24,2 |
67 |
16 |
8616-99 |
песчаник мелко |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, алев- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ритистый, гли |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нистый |
|
257 |
Конит- |
2516 |
2528 |
56,4 |
25,2 |
78 |
18,2 |
2906-99 |
песчаник мелко |
|
|
лорское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, гли |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нистый, с УРД |
|
257 |
Конит- |
2516 |
2528 |
56,4 |
25,2 |
78 |
18,2 |
2905-99 |
песчаник мелко |
|
|
лорское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, гли |
нистый, с УРД
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение |
|
Место |
Интервал Давление, ТемМине |
|
Литологическое |
|||||
№ скв. |
отбора, м |
МПа |
пера- |
рализа |
N9 образца |
||||
рожде |
|
|
|
|
i v p d , |
ция, г/ |
описание |
||
|
ние |
верх |
Н И З |
горн. |
пор. |
°С |
л |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
Пласт IOCJ |
|
|
||
127Р |
Вачим- |
2773 |
2785 |
62,4 |
27,8 |
74 |
14 |
14 768-96 |
алевролит с |
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
УСМ, карбонат |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ный |
127Р |
Вачим- |
2773 |
2785 |
62,2 |
27,8 |
74 |
14 |
14 761-96 |
алевролит песча |
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
нистый, с УРД |
I27P |
Вачим- |
2773 |
2785 |
62,3 |
27,8 |
74 |
14 |
14 770-96 |
алевролит с ар |
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
гиллитом, с УМ |
205 IP |
Кив- |
3005 |
3019 |
67,7 |
30,2 |
89 |
21,2 |
13 390-99 |
песчаник мелко |
|
рин- |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, неф |
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
тенасыщенный |
205 IP |
Кив- |
3005 |
3019 |
67,5 |
30,1 |
89 |
21,2 |
13 366-99 |
песчаник мелко |
|
рин- |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, неф |
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
тенасыщенный |
205 IP |
Кив- |
3005 |
3019 |
67,7 |
30,1 |
89 |
21,2 |
13 389-99 |
песчаник мелко |
|
рин- |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, неф |
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
тенасыщенный |
4204 |
Федо |
2725 |
2737 |
61,1 |
27,3 |
84 |
19,9 |
2139-98 |
песчаник мелко |
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, алев- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ритистый |
4204 |
Федо |
2725 |
2737 |
61,1 |
27,3 |
84 |
19,9 |
2139-98 |
песчаник мелко |
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, алев- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ритистый, слабо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
карбонатный |
4204 |
Федо |
2757 |
2764 |
61,8 |
27,6 |
84 |
19,9 |
2169-98 |
песчаник мелко |
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, сла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бокарбонатный, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с седиритом |
4204 |
Федо |
2757 |
2764 |
61,8 |
27,6 |
84 |
19,9 |
2166-98 |
песчаник мелко |
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, сла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бокарбонатный, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с седиритом |
4204 |
Федо |
2757 |
2764 |
61,8 |
27,6 |
84 |
19,9 |
2171-98 |
песчаник мелко |
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, сла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бокарбонатный, |
|
|
2757 |
|
|
|
|
|
|
с седиритом |
4204 |
Федо |
2764 |
61,8 |
27,6 |
84 |
19,9 |
2170-98 |
песчаник мелко |
|
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, сла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бокарбонатный, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с седиритом |
4204 |
Федо |
2757 |
2764 |
61,8 |
27,6 |
84 |
19,9 |
2168-98 |
песчаник мелко |
|
ровское |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, сла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бокарбонатный, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с седиритом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение |
|
|
Место |
Интервал |
Давление, |
Тем |
Мине |
|
|
|||
№ скв. |
отбора, м |
МПа |
пера- |
рализа |
№ образца |
Литологическое |
||||
рожде |
||||||||||
|
ние |
|
|
|
|
тура, |
ция, г/ |
|
описание |
|
|
верх |
Н И З |
горн. |
пор. |
°С |
л |
|
|
||
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
Пласт ЮС2 |
|
|
|||
3312 |
з-с |
2810 |
2824 |
36,3 |
28,2 |
74 |
15 |
1577-99 |
песчаник мелко |
|
3312 |
3-С |
2810 2824 |
36,3 |
28,2 |
74 |
|
1576-99 |
зернистый |
||
15 |
песчаник мелко |
|||||||||
3312 |
з-с |
2810 |
2824 |
36,3 |
28,2 |
|
15 |
|
зернистый |
|
74 |
1579-99 |
песчаник мелко |
||||||||
148 |
|
2784 2794 |
62,2 |
|
|
16 |
5102-98 |
зернистый |
||
Н-Бы- |
27,9 |
69 |
песчаник мелко |
|||||||
|
стрин- |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый, с УМ |
|
148 |
ское |
2784 2794 |
62,2 |
27,9 |
69 |
16 |
5105-98 |
|
||
Н-Бы- |
песчаник мелко |
|||||||||
|
стрин- |
|
|
|
|
|
|
|
зернистый |
|
|
ское |
|
|
|
|
|
|
|
|
4202 |
Федо |
2907 |
2913 |
65,3 |
29,1 |
|
ровское |
|
|
|
|
4202 |
Федо |
2907 |
2913 |
65,3 |
29,1 |
|
ровское |
|
|
|
|
4202 |
Федо |
2907 |
2913 |
65,3 |
29,1 |
|
ровское |
|
|
|
|
4202 |
Федо |
2907 |
2913 |
65,3 |
29,1 |
|
ровское |
|
|
|
|
|
По |
Прони |
Плот |
|
|
|
ность, г/см3 |
|
|||
№ скв. |
рис |
цае |
|
насы |
Vp, |
|
тость, |
мость, |
су |
м/с |
|
|
% |
мД |
щен |
|
|
|
|
|
хие |
ные |
|
|
|
|
|
|
85 |
19,9 |
2315-98 |
песчаник мелко |
85 |
19,9 |
2327-98 |
среднезернистый |
песчаник мелко |
|||
85 |
19,9 |
2328-98 |
зернистый |
песчаник мелко |
|||
|
19,9 |
2334-98 |
зернистый |
ОО |
песчаник мелко |
||
|
|
|
зернистый |
|
|
|
Продолжение табл. 3.1 |
||
Vsl, |
Vs2, |
Коэф |
Мо |
Мо |
Сжи |
фици |
дуль |
дуль |
мае |
||
м/с |
м/с |
ент Пу |
Юнга, |
сдви |
мость, |
|
|
ассона |
Па |
га, Па |
ГПа-1 |
|
|
|
|
|
Пласт БС,0 |
|
|
|
|
||
3465 |
21,4 |
1,40 |
2,11 |
2,33 |
3574 |
1980 |
1974 |
0,280 |
23,27 |
9,09 |
0,0568 |
257 |
15,2 |
0,18 |
2,26 |
2,41 |
3853 |
2130 |
2143 |
0,278 |
28,16 |
11,02 |
0,0473 |
257 |
15,3 |
0,41 |
2,26 |
2,41 |
3819 |
2096 |
2072 |
0,288 |
27,02 |
10,49 |
0,0471 |
|
|
|
|
|
Пласт ЮС, |
|
|
|
|
||
127Р |
11,7 |
0,10 |
2,28 |
2,40 |
4220 |
2329 |
2224 |
0,295 |
32,18 |
12,43 |
0,0383 |
127Р |
12,3 |
0,21 |
2,28 |
2,40 |
4238 |
2319 |
2353 |
0,282 |
33,63 |
13,12 |
0,0389 |
127Р |
9,5 |
0,04 |
2,39 |
2,49 |
4471 |
2502 |
2524 |
0,269 |
39,85 |
15,70 |
0,0348 |
205 1Р |
14,5 |
0,73 |
2,29 |
2,44 |
4146 |
2265 |
2322 |
0,280 |
32,81 |
12,82 |
0,0403 |
205 1Р |
16,0 |
14,90 |
2,21 |
2,37 |
4034 |
2258 |
2321 |
0,262 |
31,40 |
12,44 |
0,0454 |
205 1Р |
13,6 |
0,71 |
2,32 |
2,46 |
4215 |
2365 |
2311 |
0,278 |
34,34 |
13,44 |
0,0388 |
4204 |
20,5 |
34,30 |
2,13 |
2,34 |
3752 |
2002 |
2071 |
0,291 |
25,04 |
9,70 |
0,0500 |