Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния проблемы разбуривания нефтяных месторождений Среднего Приобья Тюменской области 8
1.1 Геолого-промысловая характеристика нефтяных месторождений на поздней стадии разработки 9
1.2. Анализ результатов применения известных технологий бурения наклонно направленных добывающих скважин 30
1.3. Основные результаты теоретических исследований регулирования безводного периода эксплуатации горизонтальных скважин 47
Выводы по разделу 1 59
2. Разработка методики выбора и применения неориентируемых компоновок бурильного инструмента 61
2.1. Анализ качества фактической реализации проектного профиля наклонно направленных скважин 63
2.2. Обоснование конструкции и профиля пологих скважин 76
2.3. Выбор типа и расчет компоновки бурильного инструмента при бурении пологих и горизонтальных интервалов профиля скважины 89
Выводы по разделу 2 111
3. Методические основы проектирования дополнительных стволов, направленные на снижение обводненности скважинной продукции 113
3.1. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии 114
3.2. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами 121
Выводы по разделу 3 129
4. Результаты исследований по повышению надежности строительства и эксплуатации направленных скважин 131
4.1. Продольная устойчивость управляемых фильтров в незацементированной зоне дополнительных стволов 132
4.2. Расчет фильтровой части добывающих скважин при разрушении пород призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины 148
4.3. Промысловые испытания технологии бурения пологих и горизонтальных скважин и дополнительных стволов 155
Выводы по разделу 4 164
Основные выводы и рекомендации 166
Список использованных источников 168
Приложения 184
- Анализ результатов применения известных технологий бурения наклонно направленных добывающих скважин
- Обоснование конструкции и профиля пологих скважин
- Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами
- Промысловые испытания технологии бурения пологих и горизонтальных скважин и дополнительных стволов
Анализ результатов применения известных технологий бурения наклонно направленных добывающих скважин
Известно /1, 2, 3, 4, 5/, что при проектировании профилей и технологии их фактической реализации необходимо комплексно рассматривать вопросы бурения и надежной эксплуатации наклонно направленных скважин с учетом достигнутого уровня технических средств и отрицательного ВІГ-ІІ ККя пространственного искривлен я траектории эффективность глубинного скважинного оборудования, экономичности способов добычи и актуальности вопроса повышения нефтеотдачи. В работе /6/ установлена зависимость коэффициента эксплуатации от характера траекторий наклонных скважин при использовании механизированных способов добычи, на основании которой предложена методика проектирования разбуривания месторождений с применением горизонтальных скважин.
Проведенный анализ факторов 111, влияющих на выбор и расчет профиля, позволил выделить в особую группу факторы, связанные с воздействием планируемых показателей направленного бурения на проведение различных процессов и операций цикла строительства и эксплуатации скважины: распределение значений зенитного угла и интенсивности его изменения по характерным интервалам ствола и ограничения на применение КНБК, реализующих проектные интервалы профиля в определенных областях геологического разреза.
Исследованиями /8/, проведенными с целью разработки технологии бурения скважин специального профиля, отмечаются осложнения эксплуатации скважин нефтяных месторождений Западной Сибири, построенных по типовому четырехинтервальному профилю. Его особенностями являются почти вертикальное вскрытие продуктивного пласта и расположение наиболее искривленного и наклонного участков в интервале спуска и работы глубиннонасосного оборудования. Предлагается вскрывать нефтяные пластовосводовые залежи, характерные для Западной Сибири, стволом скважины, имеющим большие значения зенитного угла и горизонтальной проекции в продуктивной части пласта. При этом осуществляется минимизация зенитного угла и интенсивности искривления в интервале работы средств механизированной добычи нефти. В этой связи необходимо решение одной из важных проблем повышения качества строительства горизонтальных и пологих скважин - соблюдение проектного профиля. В отличие от традиционных наклонно направленных скважин и : траектории бурятся на проектной глубине пласта с разными значениями координат и зенитного угла, определяемыми условиями предупреждения осложнений при бурении и эксплуатации горизонтального участка. Актуальность подтверждается тем, что при анализе качества наклонно направленного бурения в работе 191 установлено существенное влияние на экономические аспекты проблемы разработки сложнопостроенных месторождений количества скважин, построенных с нарушением проектного профиля и с применением корректирования траектории.
Оценка влияния точности расположения забоев скважин в соответствии с заданной точкой залежи на их добывные возможности /10/ показала, что между дебитом и величиной фактического отклонения траектории от центра круга допуска существует линейная зависимость. Исследованиями А.Т. Кощелева, В.М. Возмителя, С.Н. Бастрикова, К.Н. Харламова и др. /11, 12, 13, 14/ установлено влияние значений зенитного угла и пространственной интенсивности искривления на межремонтный период глубинного насосного оборудования. В работе /15/ отмечается неоднозначное влияние зенитного угла на интенсивность обводнения добывающих скважин, подтверждается известный вывод, что приток пластовых вод ускоряется у скважин с пространственным искривлением ствола в продуктивной зоне и рекомендуется изолировать водонасыщенкые части разреза от эксплуатируемого интервала.
Разбуривание месторождений в природоохранных зонах обеспечивается применением кустового метода строительства горизонтальных и пологих скважин, но в этой связи повышается вероятность пересечения вертикальных и наклонных интервалов траекторий. Наблюдается частая смена тенденции изменения значений зенитного и азимутального углов. Повышаются требования к проектированию профилей повышенной сложности и оценки их параметров. В работе /10/ предлагаются системный подход к анализу качества наклонно направленного бурения с применением методик и исследования фактических трагкт)рий стволов горизонтальных и пологих скважин нефтяных месторождеьг :й Ср-.-щ-іего Приобм- ля более детального изучения авторами был выделен участок, названный пологим, начинающийся при зенитном угле, превышающим значение 67 град. Установлена общая смена направления стволов, составляющая, в среднем, 83,6 град (при максимальном - 274 град).
В работе /15/ отмечается возрастающая сложность решения проблем эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири, обусловленная разбуриванием месторождений исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами. Сверхнормативное искривление траектории является причиной аварий насосного оборудования, связанного с образованием сквозного износа труб, истиранием штанговых муфт до полной потери несущей способности, нарушением изоляции кабеля и заклиниванием плунжерной пары.
По результатам эксплуатации первых горизонтальных скважин, построенных в 1990-91 г.г. на Самотлорском месторождении, в сравнении с результатами применения наклонных скважин, расположенных в окрестности ГС, сделано неоднозначное заключение /4/ о менее интенсивном обводнении ГС. Однако, отмечается, что сильная искривленность ствола, невозможность установки насосного оборудования непосредственно над кровлей продуктивного пласта, значительный вынос песка не ПОЗволили эффективно эксплуатировать ГС традиционными механизированными способами. Для решения этой проблемы применили гидроструйные насосы. В результате коэффициент эксплуатации ГС составил 0,98, что объясняется длительным периодом эксплуатации насосов без подъема подземного оборудования.
Анализ эксплуатации горизонтальных скважин АО «Татнефть» /16/ за первый год их применения показал быстрое падение дебита в 1,2-5 раз и рост обводненности. В итоге технологически эффективными можно считать лишь 50-55% введенных в эксплуатацию ГС, как в АО «Татнефть», так и в целом по России /17/. Установлено снижение продуктивности скважин с увеличением продолжительности бурения горизонтального участка и освоения. Таким образом, авторами сделан вывод, что важной причиной низкой эксплуатационной надежности ГС является несовершенство отечественных технических средств и технологии горизонтального бурения.
В работе /18/ предлагается методика оценки технико-экономических показателей горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, их продуктивности и определения эффективности вложения средств в совершенствование известных и внедрение принципиально новых технологий. На ее основе сделано обоснование /19/ целесообразности выпуска отечественных специальных систем очистки бурового раствора, гидравлических забойных двигателей с изменяемой геометрией, телеметрических систем и мобильных подвижных буровых установок.
Мировой и отечественный опыт показывает, что высокое качество строительства и эксплуатации скважин является решающим условием повышения рентабельности нефтяных месторождений. При этом практически неизбежное увеличение стоимости бурения качественных скважин за счет расширения использования современных технологий и технических средств перекрывается ростом нефтедобычи и снижением эксплуатационных издержек. Многие нефтедобывающие предприятия находят средства для закупки зарубежного оборудования и технологий его применения. С другой стороны, как указывается в работе /27/, существующий в российских нефтяных компаниях производственный потенциал по строительству скважин не полностью реализует возможности известных отечественных технологий. Не первый год существуют предприятия, успешно осуществляющие бурение горизонтальных и пологих скважин, применяя оптимальное сочетание отечественных и зарубежных технических средств, адаптированных, например, к условиям Западной Сибири.
Обоснование конструкции и профиля пологих скважин
В настоящее время при разработке нефтяных месторождений широко внедряется бурение пологих скважин, ствол которых вскрывает продуктивный горизонт толщиной Ьпл при большом значении зенитного угла. Этим достигается увеличение области дренирования нефтяной залежи и, соответственно, дебита по сравнению с вертикальными скважинами. Кроме этого на всех этапах строительства пологих скважин применяются традиционные техника и технология наклонно направленного бурения в отличии от сооружения горизонтальных скважин. Причем, величина отклонения забоя от вертикали сопоставима с отклонениями стволов ГС.
Известно, что при проектировании профиля пологой скважины задается постоянное значение зенитного угла при котором происходит вскрытие продуктивного пласта (2кр) с глубины Нв. Форма траекторий зависит от горно-геологических условий бурения и требования обеспечения надежной работы внутри скважинного оборудования. Выше (пункт 1.2.) указывались недостатки четырехинтервального профиля /9-15/. Они частично устраняются , если ввести ограничение на интенсивность набора зенитного угла и на его предельное значение (например, 20). Но эти рекомендации лвляются сдерживающим факторам при дальнейшем разбуриваний месторождений.
В этой связи, рядом исследователей (Бастриков С.Н., Бадреев З.Ш., Оганов А.С., Шенбергер В.М. и др.) предлагается трехинтервальный профиль (вертикальный участок, участок набора зенитного угла и прямолинейно-наклонный). В работе /151/ приводится методика расчета пятиинтервального профиля пологой скважины с применением которой (путем исключения двух интервалов) можно проектировать скважину с рассмотренным профилем. Общее отклонение (А) включает отклонение ствола от вертикали в продуктивном пласте
При необходимых значениях А конструкции обычной и пологой скважин практически не отличаются.
На рисунке 7 представлена зависимость усилия на крюке буровой установки для различных условий движения инструмента. Очевидно, что необходимо уменьшение длины открытого ствола в конструкции скважины с целью предупреждения осложнений на этапах бурения и крепления.
С целью использования имеющихся кустовых площадок для дальнейшего разбуривания на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения проведены расчеты конструкций и профилей пологих скважин для вскрытия продуктивных горизонтов АВц.з, BВ8, Бю с большими отклонениями забоя от кустовых площадок. Профили скважин с отходом до 2500 м (рисунки 8, 9, 10) выбраны таким образом, что позволяют осуществить их строительство с применением известных отечественных технических средств и технологий. Для скважин с отклонением 3000-5000 м разработаны варианты конструкций со спуском дополнительных промежуточных обсадных колонн, обеспечивающие условия безаварийного бурения (таблицы 12, 13, 14). Проектные профили рассчитаны таким образом, что продуктивные горизонты вскрываются при постоянном значении зенитного угла от 45 до 70 градусов (рисунки 11, 12). В результате анализа вариантов установлена возможность применения буровой установки БУ-3000 ЭУК для строительства пологой скважины глубиной по вертикали 2280 м (пласт Е]0) с длиной ствола 5988 м и максимальным отклонением забоя от вертикали на 5390 м (рисунок 13). Однако, проведенная количественная оценка фактических инклинограмм ранее построенных 49 пологих скважин на месторождениях Западной Сибири с применением методики СибНИИНП позволила установить значительные отклонения их стволов от проектных траекторий. В среднем 46% значений зенитного и азимутального углов от числа замеров выполненных от устья до забоя не соответствуете т планируем! проблемы реализации предлагаемого профиля пологой скважины необходимо применение специальных компоновок нижней части бурильной колонны (КНБК) для проводки наклонных участков большой протяжеяности
Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами
Горизонтальные скважины используют на месторождениях Западной Сибири для разработки нефтяных пластов, нефтенасыщенная толщина которых невелика. Разработка таких пластов, как правило, осложняется наличием подошвенной воды и верхнего газа. Прорыв подошвенной воды происходит уже не в виде конуса как для вертикальной скважины, а в виде "холма".
В работе /128/ исследовалась проблема определения взаимного расположения стволов относительно начального положения водонефтяного контакта и их дебитов для предотвращения образования "холма" воды и прорыва ее в нефтяной ствол. Очевидно, если нейтральная линия между стволами будет совпадать с водонефтяным контактом, то это позволит предотвратить быстрый прорыв воды в нефтяной ствол. Аналогичная задача для вертикальной скважины в случае вскрытия водо- и нефтенасыщенной частей пласта рассматривалась в работе /82/, где показано, что для нейтральной линии тока между стволами должно выполняться условие
Проектирование и реализация сложного профиля разветвленно горизонтальной скважины (техническое решение предложено Григоряном A.M. и др.) должно базироваться на проектной схеме эксплуатации продуктивного пласта. Месторождения Западной Сибири имеют залежи с водонефтяными зонами, разработка которых осложнена высокой обводненностью добываемой скважинной продукции. Поэтому при строительстве дополнительных стволов добывающих скважин нефтяных залежей с переходной водонефтяной зоной необходимо обеспечить при их эксплуатации максимально возможный период регулирования положения водонефтяного контакта. Для этого при проектировании специальных профилей следует оптимизировать расположение горизонтальных стволов скважины при одновременной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта.
Рассматривается работа горизонтального дополнительного ствола в тонком нефтяном пласте, подстилаемом подошвенной водой. Работа такой скважины может быть осложнена быстрым прорывом пoдoшвенной воды. Для предотвращения прорыва воды ниже водонефтяного контакта можно ввести в эксплуатацию ранее построенный горизонтальный ствол для одновременно-раздельного отбора воды и нефти (рисунок 24). Способы технической реализации режима одновременно-раздельного отбора нефти и воды известны и, в частности, нефть может отбираться по насосно-компрессорным трубам, а вода по затрубью.
Возникает задача расчёта дебитов стволов при их совместной работе для достижения неподвижности водонефтяного контакта.
Задачу будем решать при условии, что месторождение разрабатывается рядами горизонтальных скважин при наличии нагнетательных рядов скважин. Таким образом, каждая добывающая скважина работает в полосообразном элементе пласта с двусторонним контуром питания (рисунок 25).
Так как водонефтяной контакт принимается неподвижным, то можно считать его непроницаемой границей, а для нахождения давления Рд как со стороны нефти, так и со стороны воды достаточно решить уравнение пьезопроводности отдельно для верхнего и нижнего стволов,
Для верхнего ствола решение уравнения пьезопроводности может быть найдено с использованием метода функций Грина [84]. Для безразмерного перепада давления решение имеет вид
Произведем расчет изменения давления во времени на уровне водонефтяного контакта со стороны воды и со стороны нефти.
Примем следующие исходные данные: Xs = 2000м, Yj = 1000м, h„ = hB =10м, L = 100м, Хс = 500м, Yc = 1000м, Zcl = 5м, Zc2 = 5м, к„ = ЮОмДа, кв = 50мДа, ін = 2,5мПа-сек, цв = 1мПа -с-к, QH = =B = 200м3/сут, РP Q 20МПа, АРк = 0,024МПа. Результаты расчетов представлены на рисунок 26.
Как видно из рисунка, разность давлений со временем растет и достигает 5 атм. Компенсировать эту разность давлений приближением ствола в водонасыщенной части к ВПК не удается. Из расчетов следует, что подобным перемещением можно добиться снижения давления на ВПК не более чем на 0,2 атм. Остается определить значение дебита воды, позволяющего снизит! давление на ВНК. ТУ", достигает путем решения ., урапіегшя (78) относительно дебита -одр ж-чение диби1а води будет изменяться во времени, а для установившегося режима будет составлять 250м3/сут.
Таким образом, по результатам расчетов можно сделать вывод о том, что неподвижность ВНК достигается регулированием дебита воды, значение которого зависит в значительной степени от соотношения вязкостей воды и нефти, а так же от абсолютных фазовых проницаемостей для нефти и воды.
Разработанный алгоритм расчета расположения и параметров дополнительного горизонтального ствола (или вновь построенной горизонтальной скважины) позволил разработать способ строительства многоствольных скважин, направленный на снижение обводненности скважинной продукции залежей с переходной водонефтяной зоной.
Промысловые испытания технологии бурения пологих и горизонтальных скважин и дополнительных стволов
С целью повышения достоверности информации при определении эффективности проектных решений необходимо предварительно выбрать базу сравнения.
В соответствии с известной методикой /103/ в качестве базы сравнения следует выбрать максимальные показатели, достигнутые в результате применения аналогичных технических средств и технологий в сходных геологических условиях. Большинство пологих и горизонтальных скважин, построенных к настоящему времени в Западно-Сибирском нефтедобывающем районе /37/, имеют профили, сочетающие вертикальные, наклонные прямолинейные и с малоинтенсивным искривлением интервалы и участки траектории со средним (50-300 м) и большим (300-900м) радиусами искривления. Это обусловлено экономическими и технологическими требованиями применения серийного бурильного инструмента и бурового оборудования и большого горизонтального отклонения для достижения заданной точки входа в продуктивный пласт.
Большой опыт по реализации технологии бурения по среднему и большому радиусу имеет ОАО «Сургутнефтегаз» при разбуривании нефтяных площадей Среднего Приобья /28, 30, 37/. Поэтому в качестве базы сравнения принимаются статистические характеристики и параметры профилей фонда скважин Лянторского, Конитлорского и Федоровского месторождений.
Для оценки точности реализации проектных профилей применяется известная методика /11/ исследования фактических траекторий на основе данных инклинометрических замеров.
Данный подход позволил провести анализ качества строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Результаты оценки приведены в таблицах 19 и 20.
Изменение направления азимута ствола скважины от первоначально выбранного для условий разбуривания Конитлорского месторождения достигает 120 храд. (скв. 310) при среднем значении по исследусмому количеству скраз ]и- --S "_.,5 град. Коэффициент спиральности указывает на существенное измеиени? направления на участке длиной 10 м до 6,5 град. (скв. : І А) »-;м срcpнем значении 1,12 град.Л0 м. В ходе бурения скв, 283 достиг-г,/ о максимальное значение коэффициента плавности 0,8 (на 10 заме : находится смена тенденций изменения зенитного.лли азимутального углов 8 раз) при среднем зн?гтениг 0,68.
При анализе фонда скважин Лянторского месторождения /47/ установлено неоднократное превышение допустимой интенсивности изменения зенитного угла: скв.7221 - 14 раз, скв.4992 - 12 раз, скв.3939 - 10 раз, скв.4978 - 9 раз. Нарушения пространственного искривления наблюдается на 5 интервалах длиной Юм.
Для определения статистических параметров фактической траектории горизонтальной скважины расчет осуществлялся для двух типов профилей (см. рисунок 1). Причем для более детального исследования по методике СибНИИНП выделяется интервал профиля, названный пологим, начинающийся при величине зенитного угла 67- 82, и продолжающийся до начала горизонтального участка.
Изменение направления азимута от проектного значения для горизонтальных скважин Федоровского месторождения, в среднем, составляет 83,6 град, (при максимальном - 274 град.). До начала пологого участка среднее значение по фонду скважин 62,2 град, (при максимальном - 222 град.) и на горизонтальном интервале 21,4 град, (при максимальном - 96 град.). Коэффициент спиральности показывает существование изменения направления на участке длиной 10 м до 2,0 град, при среднем значении 0,9 град / 10м. Коэффициент плавности при замерах инклинометрами изменяется от 0,5 до 0,82. Средние статистические параметры были получены ранжированием массива расчетных параметров по уменьшению значений темпа углубления (таблица 20).
Статистический материал, полученный в результате обработки параметров траекторий фонда скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» позволяет провести сравнительный анализ эффективности технологий направленного бурения на примере достигнутых результатов реализации проектных профилей пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных месторождениях с применением предлагаемой методики.
С целью установления эффективности предлагаемой проектной технологии направленного бурения, по тетодике /11/ выполнялся анализ параметров фактических траекторий пологих скважин, построенных на Самотлг» ском и Южном нефтяных месторождения:: (таблица 10, приложение 1).
Изменение направления азимута ствола скважины от проектного значения для скважин Самотлорского месторождения достигает 50 град. (скв. 30254) при среднем значении по анализируемому количеству скважин (11 скв.) - 22,45 град. При расчете получены следующие средние значения параметров профиля пологой скважины: Кспир = 0,041; Кпл = 0,135. Сравнение показателей фактической реализации проектного профиля пологих скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» с достигнутыми параметрами траекторий при разбуривании Самотлорского и Южного месторождений свидетельствует о более высокой эффективности предложенных проектных решений по обеспечению точности направленного бурения.
Важной проблемой является обеспечение попадания фактического забоя скважины в проектный круг допуска на кровле продуктивного пласта, определяемый нефтедобывающим предприятием. Он должен находиться в заданной зоне залежи согласно схеме разработки месторождения. Отклонение забоя от центра круга допуска отрицательно сказывается на добывных возможностях нефтяных скважин и режиме эксплуатации продуктивного пласта /12-14, 20, 40/. Теоретическими исследованиями проведен анализ точности попадания забоев скважин в проектный круг допуска с использованием данных расчетов и измерений с применением гироскопических и магнитных инклинометров. Средние значения для отходов забоев от центра круга допуска для скважин Быстринского и Лянторского месторождений /11/ составили 38м и 36 37м по замерам магнитными инклинометрами и 155 5м и 364 4м соответственно, по замерам гироскопов. Аналогичная информация для параметров горизонтальных скважин Федоровского месторождения более однородна. Отклонение фактической траектории ГС от проектного положения забоя на кровле продуктивного пласта в среднем составляет 109м /11/ При строительстве пологих скважин на Южном месторождении для регистрации характеристик профиля применялась компьютеризированная система оперативного контроля технологии и траектории на основе ЗИС-4М1. Контрольные замеры производились с использованием гироскопов. Как следует из таблицы (приложение 1), отклонения фактических забоев скважин от центра круга допуска существенно меньше указанных выше значений аналогичного параметра при разбуривании месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».
Внедрение предложенных проектных решений направленного бурения при строительстве горизонтальных скважин на месторождениях Нижневартовского района (приложение 2) обеспечило проводку горизонтального участка в продуктивных пластах мощностью 1,5 - 13,6 м и средние значения первоначального дебита ГС - 60 м3/сут, дебита в настоящее время - 44 м3/сут (при среднем дебите наклонно направленных скважин - 8 м /сут). Повышение добывных возможностей горизонтальных скважин в результате применения разработанных технологий подтверждается соответствующими актами внедрения.
С применением проектной методики разработанной при участии автора совместно с ЗАО НПО «ВКТ» в 1998 году по заказу СП «Черногорское» была пробурена скважина № 426 куста №2 Черногорского месторождения. Продуктивный пласт БВ-10, состоящий из двух проыюстков мощность 1,5 и 2 м был вскрыт с применением технологии многозабойного бурения. Верхний ствол длиной 128 метров, а второй ствол длиной 520 метров находится в нижней части пласта. После освоения получен приток нефти 150 т/сут с последующим снижением до значения 120 т/сут. Профиль и конструкция забоя приведены на рисунках 31, 32.
