ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Таблица 1

Основные технологические показатели по РГС

71

В данной работе наиболее подробно рассмотрены 3 куста, пробуренные на различные объекты, с целью выяснить эффективность бурения разветвлённых горизонтальных скважин напласты различной продуктивности.

Лас-Ёганское месторождение (ТПП «Лангепаснефтегаз»), пласт АВ2, куст 250

На куст пробурено 3 многозабойные скважины: 3330Г, 3332Г, 3333Г, имеющие 3 ствола. Технологические показатели МЗС были сравнены с соседними горизонтальными скважинами 3326Г, 3335Г. В результате чего установлено, что по МЗС входной дебит нефти больше в 1,5 раза, чем по ГС (МЗС – 70,7 т/сут, ГС – 46,0 т/сут), дебит жидкости - в 1,6 раза (МЗС – 103,0 т/сут, ГС – 65,3 т/сут), обводнённость ниже на 3,6 % (МЗС – 31,8 %, ГС

–35,4 %). Установившийся дебит нефти по МЗС выше в 4,6 раза (МЗС – 57,4 т/сут, ГС – 12,6 т/сут), жидкости - в 1,4 раза (МЗС – 95,3 т/сут, ГС – 69,1 т/сут) при обводнённости в2,1 раза меньшей (МЗС – 39,4 %, ГС – 83,9 %).

Нивагальское месторождение (ТПП «Лангепаснефтегаз»), пласт БВ6, куст 933

На куст пробурено 2 многозабойные скважины: 6622Г, 6624Г, имеющие 3 ствола. Технологические показатели МЗС были сравнены с соседними горизонтальными скважинами: 6613Г, 6624Г. В результате чего установлено, что по МЗС входной дебит нефти больше в 2,9 раза, чем по ГС (МЗС – 141,6 т/сут, ГС – 48,3 т/сут), дебит жидкости одинаковый (МЗС

–164,5 т/сут, ГС – 160,5 т/сут), обводнённость ниже в 5 раз (МЗС – 14,0 %, ГС – 70,2 %). По МЗС установившийся дебит нефти выше в 2 раза (МЗС – 82,9 т/сут, МЗС – 41,4 т/сут), жидкости больше на 14 т/сут (МЗС – 171,7 т/сут, МЗС – 157,7 т/сут) при обводнённости в 1,4 раза меньшей (МЗС –

51,9 %, ГС – 74,1 %).

Северо-Покачёвское месторождение (ТПП «Покачевнефтегаз»), объ-

ект ЮВ1, куст 25А На куст пробурено 2 многозабойные скважины: 1703Г, 1809Г,

имеющие 2 ствола. Технологические показатели МЗС были сравнены с соседними горизонтальными скважинами: 1805Г, 1320Г. В результате чего установлено, что по МЗС входной дебит нефти больше в 13,2 раза, чем по ГС (МЗС – 104,0 т/сут, МЗС – 7,9 т/сут), дебит жидкости - в 15,1 раза (МЗС

– 123,5 т/сут, ГС – 8,2 т/сут), обводнённость выше в 5,6 раза (МЗС – 15,8 %, ГС – 2,8 %). По МЗС установившийся дебит нефти выше в 3,8 раза (МЗС – 114,7 т/сут, МЗС – 29,9 т/сут), жидкости - также в 3,8 раза (МЗС –

119.6т/сут, МЗС – 31.1 т/сут) при равной обводнённости (4,0 %).

Для того, чтобы проанализировать эффективность бурения скважин с

точки зрения выработки запасов, были использованы функции относительной фазовой проницаемости для анализируемых пластов. Имея функции ОФП легко получить, в свою очередь, функцию Баклея-Леверетта, которая представляет собой отношение подвижности фазы воды к суммарной подвижности нефти и воды.

72

где f(Sw) – функция Баклея-Леверетта; Kв – проницаемость породы по воде, мД; μв - вязкость воды, сПз; Кн – проницаемость породы по нефти, мД;

μн - вязкость нефти, сПз; Sw – водонасыщенность, д.ед.

Физический смысл функции заключается в том, что она характеризует продвижение фронта воды за весь период разработки пласта. Иначе говоря, это зависимость обводнённости от текущей водонасыщенности. Удобство функции Баклея-Леверетта заключается в том, что она является эталоном того, как должна обводняться скважина в каждый период времени: от начального обводнения до фазы прорыва воды и до добычи остаточной нефти. В инженерной практике функция Баклея-Леверетта используется довольно редко. Это объясняется тем, что для использования данной функции необходимо знать текущую водонасыщенность рассматриваемого участка/пласта. Для удобства она была переведена в другие оси координат (обводнённость/отбор от НИЗ). Такой переход из одной системы координат в другую получился путём масштабирования оси водонасыщенности с учётом их крайних значений в ось отбора от НИЗ. При этом, значение водонасыщенности, при котором функция Баклея-Леверетта равна нулю, называемая критической водонасыщенностью, соответствует нулевому значению отбора от НИЗ, а предельное значение водонасыщенности, когда функция Баклея–Леверетта равна единице, соответствует отбору от НИЗ, равному 100 %. В результате масштабирования график имеет следующий вид (рис. 2).

Рис. 2. Функция Баклея-Леверетта

Эталонные кривые были построены для каждого исследуемого пласта и нанесены на характеристики вытеснения по каждой рассматриваемой скважине (рис. 3).

73

Рис. 3. Сопоставление выработки запасов по горизонтальным и многозабойным скважинам с эталонной кривой

Согласно приведенным данным, многозабойные скважины имеют более высокие характеристики вытеснения, направление которых стремится приблизиться к эталонной кривой.

Таким образом, были сделаны следующие выводы относительно разветвлённых горизонтальных скважин:

1.В ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» по состоянию на 01.02.2014 г. пробурено 24 разветвлённые горизонтальные скважины, из них 23 многозабойные и 1 многоствольная.

2.Наибольшей эффективностью отличаются скважины, пробуренные на высокопроницаемых коллекторах (пласты АВ2 и БВ6).

3.Дебиты по нефти разветвлённых горизонтальных скважин выше, чем у горизонтальных, в среднем, в 2-3 раза, по жидкости - в 1,5-2 раза.

4.Бурение разветвлённых горизонтальных скважин позволяет эффективней разрабатывать контактные запасы ВНК и ГНК, а также увеличивать охват воздействия на залежь.

5.РГС позволяют продлить период безводной эксплуатации скважин.

74

ОБЗОР ЗАРУБЕЖНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОБЛЕМ УСТОЙЧИВОСТИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Губайдуллин А.Г., Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа

Обеспечение устойчивости стенок скважины имеет большое значение при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Нарушение устойчивости стенок скважины при бурении приводит к прихватам и затяжкам бурильного инструмента, смятию обсадных и бурильных колонн, а в ряде случаев к потере ствола скважины. Затраты связанные с проблемами устойчивости скважин составляют в мировом масштабе около 1 млрд. долларов в год [1].

Hubbertи Willisприменили решение упругой задачи Кирша для прогнозирования устойчивости скважин в негидростатическом поле напряжений и постоянном давлении бурового раствора в скважине[2]. Далее Fairhurstполучена модель распределения напряжений в наклоннонаправленной скважине, учитывающая напряжения антиплоского сдвига

[3].

Одним из первых исследований, посвященных анализу потери циркуляции и разрушения ствола скважины, является работа Bradley[4]. Bradley получены формулы для расчета напряжений вокруг цилиндрического отверстия на основе решения Fairhurst[3]. Bradleyклассифицировал проблемы неустойчивости ствола скважины на три типа:

-сужение ствола вследствие пластического течения горной породы,

-расширение ствола вследствие хрупкого разрушения горных пород,

-гидравлический разрыв пласта.

Вработе Bradley использовалась модель изотропной линейно-упругой среды Гука и не учитывалось влияние таких факторов как градиенты температур и порового давления, образование фильтрационной корки, временного фактора.

Так, как только 10 % горных пород имеют свойства близкие к изотропным и около 30 % горных пород имеют коэффициент анизотропии по модулю упругости более 1,5, то применение анизотропной модели наиболее приемлемо для реальных горных пород[5]. Aadnow и Chenevert предложена аналитическая модель, учитывающая влияние анизотропии горных пород на устойчивость наклонно-направленной скважины[6]. Однако данная модель решена только для напряжений на стенке скважины. Roegiers и Detounray получены выражения для расчета напряжений, деформаций, перемещений и условия начала разрушения стенок наклонной скважины в анизотропном массиве горных пород [7]. Ong и Roegiers была преобразована модель, полученная Aadnow в виде представления напряжений как функции радиуса ствола скважины[8]. Ong разработано программное обес-

75

печение Bore-3D для анализа устойчивости скважин, которое широко применялось в нефтегазовой отрасли зарубежных стран.

Для пород-коллекторов изменение порового (пластового) давления приводит к изменению напряжений в стволе скважины. Анализ устойчивости ствола скважин в породах–коллекторах проводится на основе теории пороупругости. Bratil получено пороупругая модель устойчивости вертикального ствола в негидростатическом поле напряжений в случае плоской деформации[9]. Пороупругая модель устойчивости наклоннонаправленных скважин в изотропном массиве горных пород при условии плоской деформации рассмотрена в работе Cui и др. [10]. Abousleiman и др. решена поровязкоупругая задача для случая ствола скважины и цилиндрического отверстия [11].

Yew, [12] Huang и др.[13] в геомеханической модели устойчивости скважины учитывается эффект гидратации глины и получена зависимость механических свойств горных пород от водосодержания.

Принимая, что глина является полупроницаемой мембраной, Hale,Deng и, и Zhang вводят эквивалентное поровое давление для изучения взаимодействия глины и бурового раствора на водной основе[14-17]. Ghassemi предложена линейная хемотермопороупругая модель в которой учитывается влияние химического взаимодействия и температуры[18].Wang создана химическая модель жидкость–твердое тело, в которой они принимает во внимание электрохимический потенциал, течение флюида вызванное диффузией ионов[19,20].

При бурении глубоких скважин температура имеет значительное влияние на напряжения, поровые давления а, следовательно, и на устойчивость стенок скважины. Li и др. разработана термопоромеханическая модель для оценки устойчивости ствола скважины и показано, что термическое воздействие вызывает увеличение порового давления, которое может достигнуть критического значения для устойчивости скважины [21]. Ekbote получена пороупругая модель, учитывающее влияние температуры и химического потенциала, а также разработано программное обеспечение для оценки устойчивости скважины [22].Zhang и др. разработана математическая модель устойчивости скважины, учитывающая течение флюида в пласте и скважине [23].

В работе Westergaard впервые получено напряженнодеформированное состояние в околоскважинной зоне в упругопластичном массиве горных пород и отмечается, что пластическая зона образуется на большой глубине, способствуя релаксации напряжений в около скважинном пространстве[24]. Далее образование пластической зоны вокруг открытого ствола скважины рассматривается в работе Gnirk [25]. Risnesи др. изучены процессы образования пластической зоны вокруг открытого ствола в условиях депрессии[26]. Нелинейные и упругопластические решения задач устойчивости стенок скважины содержат модели механики разруше-

76

ния, идеальные упругопластические модели, упругопластические модели деформационного упрочнения [27-29]. В работах, рассмотренных выше, как правило, не учитывается течение флюида и решения получены для гидростатического поля напряжений в массиве горных пород.

В настоящее время разрабатываются пороупругопластические модели, учитывающие упругопластическое поведение горных пород и течение флюида.

Cписок литературы

1.McGill.C. B. Emerging Energy Technology, USSB, 2006February 11.

2.Hubbert, M. K. and Willis, D. G., Mechanics of hydraulic fracturing, J. ofPetroleum Technology, Trans. 1957.,AIME 210: pp. 153-166.

3.Fairhurst, C. Methods of Determining In Situ Rock Stress at Great Depth, TR168., Missouri River Div. Corps of Engineering.

4.Bradley W.B. Failure of inclined boreholes, Journal of Resources Technology, Trans. ASME 1979 №101: pp. 232-239.

5.Ong, S. H.,Roegiers, J. C. Influence of anisotropies in borehole stability, Int.J. Rock Mech. Min. Sci. &Geomech. Abstr. 1993., Vol. 30.7: 1069-107.

6.Aadnoy, B. S., and Chenevert, M. E., Stability of highly inclined boreholes, SPEDrilling Engineering, 1987,12: pp. 264-374.

7.Roegiers, J. C. and Detournay, E. Considerations on failures initiation in inclinedboreholes, Proc. 29th. U.S. Rock Symp. Balkema, Rotterdam.1998.

8.Ong, S.H. and Roegiers, J.C., Influence of anisotropies in borehole stability, Int.J. Rock Mech. Min. Sci. &Geomech. Abstr. 1993., Vol. 30 (7): pp. 1069-1075.

9.Brath, R. K., Horsrud, P. and Risnes, R., Rock mechanics applied to region neara wellbore, Proc. r Int. Congress on Rock Mechanics. 1983., pp. Fl-F17.

10.Cui, L., Cheng, A.H.D. and Abousleiman, Y. Poroelastic solution of an inclinedborehole. Applied Mechanics., ASME. J. 1997. Vol. 64: pp. 32-38.

11.Abousleiman, Y., Cheng, A. H. D., Jiang, C. and Roegiers, J. C., Poroviscoelasticanalysis of borehole and cylinder problems. Acta. Mech., 1996. Vol. 119: pp. 119-219.

12.Yew,C. H., Chenevert,M. E., Martin,E. Wellbore stress distribution produced by moisture adsorption, SPE Drilling Engineering, 1990.vol. 5, no. 4, pp. 311–316.

13.Huang, R. Z.,Chen, M. and Deng, J. G. Study on shale stability of wellbore by mechanics coupling with chemistry method, Drilling Fluid & Completion Fluid, 1995., Vol. 12, no. 3, pp. 15–21.

14.Hale, A. H. and Mody, F. K. Borehole-stability model to couple the mechanics and chemistry of drilling-fluid/shale interactions,” Journal of Petroleum Technology, 1993., Vol. 45, no. 11, pp.1093–1101.

15.Hale, A. H.Mody, F. K. and Salisbury, D. P., Influence of chemical potential on wellbore stability, SPE Drilling and Completion, 1993., Vol. 8, no. 3, pp. 207–216.

16.Deng, J. Guo, D. Zhou, J.and Liu, S. Mechanics-chemistry coupling calculation model of borehole stress in shale formation and its numerical solving method, Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2003., Vol. 22, no. 1, pp. 2250–2253.

17.Zhang, L. W.,Qiu, D. H., Cheng, Y. F. Research on the wellbore stability model coupled mechanics and chemistry, Journal of Shandong University, Engineering Science, 2009., Vol. 39, no.3, pp. 111–114.

18.Ghassemi,A., Tao, Q. and Diek, A. Influence of coupled chemoporothermoelastic processes on pore pressure and stress distributions around a wellbore in swelling shale, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009.,Vol. 67, no. 1-2, pp. 57–64,

77

19.Wang, Q.,Zhou, Y.,Tang, Y.,and Jiang, Z. Analysis of effect factor in shale wellbore stability, Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2012.,vol. 31, no. 1, pp. 171–179.

20.Wang, Q., Zhou, Y., Tang, Y., Jiang, Z. and Liu, Y. S. A fluid-solid-chemistry coupling model for shale wellbore stability, Petroleum Exploration and Development, 2012., vol. 39, no. 4, pp. 475–480.

21.Li, X., Cui, L. and Roegiers, J. C. Thermoporoelastic analyses of inclinedborehole. SPE/ISRM, Eurock'98, Norway.,1998.

22.Ekbote, S., Abousleiman, Y. and Zaman, M. M.Porothermoelastic solution foran inclined borehole in transversely isotropic porous media. Rock Around the Rim,Balkema, Rotterdam, 2000.

23.Zhang, J., Bai, M., and Roegiers, J. C., Dual-porosity poroelastic analyses ofwellbore stability, Int. J. of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2003., Vol. 40: pp. 473-483.

24.Westergaard,H.M. Plasticstateofstressaroundadeepwell. JournaloftheBostonSocietyofCivilEngineers 1940; 27: pp. 387–391.

25.GnirkP. F. The mechanical behavior of the uncased wellbores situated inelastic/plastic media under hydrostatic stress. SPE. J., 1972, Feb., p. 45-59.

26.Risnes, R., Bratli, R. K. and Horsrud, P., Sand stresses around a wellbore. SPE.J. 1982.,Dec. pp. 883-894.

27.Papamichos, E., Vardoulakis, I. and Sulem, J. Generalized continuum modelsfor borehole stability analysis. Proc. SPE/ISRM Eurock'94. Rotterdam. Balkema.,1994.

28.Ladanyi, B..Use of the long-term strength concept in the determination of ground pressure on tunnel linings. Proc. 5' Int. Congress on Rock Mech. 1974, pp.1150-1156.

29.Hawkes, C. D.,McLella, P. J. Modelling of yielded zone enlargement arounda wellbore, Rock Mechanics, Aubertin, Hassani&Mitri (eds.). Balkema.Rotterdarn, 1996.

РАЗРАБОТКА ПОГРУЖНОГО ЭЖЕКЦИОННОГО УСТРОЙСТВА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

Пахлян И.А., Кубанский государственный технологический университет, г. Краснодар

Разрушение призабойной зоны с образованием глинисто-песчаных пробок на забоях скважин является одним из наиболее распространенных видов осложнений на месторождениях Западной Сибири 1 . Процессы разрушения пласта и выноса механических примесей в ствол скважины, происходят в результате действия ряда геологических, техникотехнологических, физико-химических и механических факторов. А на ряду с такими осложениями, как выпадение и отложение солей из попутно добываемых вод, а также асфальтено-смоло-парафинистых составляющих нефти, формируются очень плотные глинисто-песчаные пробки с частичным или полным перекрытием интервала перфорации и их удаление является сложнейшей задачей.

На сегодняшний день существуют ряд технологий и устройств применяемых для удаления песчаных пробок 1,2,3 и др . Обзор литературы, патентная проработка, анализработ по очистке прискважинной зоны пла-

78

ста и удалению песчаных пробок на месторождения Западной Сибири, позволил установить две основные группы причин, влияющих на эффективность размыва глинисто-песчаных пробок.

1.Геологические - низкие пластовые давления, в результате которых происходило поглощение технологических жидкостей, и высокая прочность глинисто-песчаных пробок – в результате чего не удавалось размыть пробку и достичь запланированного забоя;

2.Технологические - невозможность обеспечить достаточные скорости восходящего потока для выноса шлама в кольцевом пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами и обеспечить режим промывки, исключающий поглощение.

Опираясь на результаты проведенного анализа, можно сделать вывод, что, разработка новой технологии, способствующей снижению затрат энергии при удалении глинисто-песчаных пробок, и снижающей гидростатическое давление столба промывочной жидкости, а так же технических средств обеспечивающих, ускорение процесса разрушения пробок представляет собой весьма важную задачу.

В связи с этим было разработано погружного эжекционное устройство для удаления глинисто-песчаной пробки для условий значительного падения пластовых давлений. Общий вид устройства представлен на рис. 1.

Принцип работы устройства следующий. На колонне насоснокомпрессорных труб 6устройство опускается в скважинук текущему забою (песчаной пробке), до тех пор пока опорная пята 9 не дойдет до отложений. После установки опорная пята 9 приподнимает и двигает вверх толкатель 3, который сжимает пружину 11, открывая доступ промывочной жидкости для осуществления воздействия на глинисто-песчаную пробку. Промывочная жидкость, двигаясь по внешней колонне насоснокомпрессорных труб попадает, через подводящие патрубки 9 на рабочую насадку эжектора 8, создавая разрежение в приемной камере эжектора, и увлекая пластовый флюид из забоя скважины. Впоследствии пластовый флюид смешиваясь с активным потоком рабочей жидкости в камере смешения эжектора 5 поднимается по внутренней колонне насоснокомпрессорных труб 7 на устье скважины. При открытии толкателем 3 технологических отверстий, часть потока промывочной жидкости проходит через отверстия с установленными в них генераторами кавитации 12 и формируется в струи для разрушения глинисто-песчаных пробок. При работе устройства образуется шлам, который эжектируется на поверхность по внутренней колонне насосно-компрессорных труб 7.

79

1 – опорная пята; 2 – функциональная вставка; 3 – толкатель ; 4 – корпус; 5 – камера смешения эжектора; 6 – внешняя колонна НКТ;

7 – внутренняя колонна НКТ; 8 - рабочая насадка эжектора; 9 – подводящий патрубок; 10 – перегородка; 11 – пружина; 12 – генераторы кавитации

Рис. 1. Погружное эжекционное устройство для размыва песчаных пробок

Таким образом, разрушение плотных глинисто-песчаных пробок происходит под совмещенным воздействием гидромониторного эффекта, эрозионной способности кавитационных струй, амплитудных и частотных колебаний, возникающих при истечении высоконапорных кавитационных струй. Кавитационное истечение происходит при небольших расходах промывочной жидкости. За счет создаваемой постоянной депрессии эжектором, отсутствует поглощение продуктивным пластом образующего шлама или осаждение песчаной пульпы на забое скважины.

Кавитационное истечение промывочной жидкости так же способствует предотвращению засорения камеры смешения эжектора механическими примесями за счет дробления (диспергирования) твердых частиц, что существенным образом способствует облегчению условий подъема шлама на поверхность.

80