Применение БС и БГС на Ромашкинском месторождении. Дипломная работа Гурьянов Р.В.. Допущен к защите Заведующий кафедрой Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, д т. н., профессор Насыбуллин А. В. 2020 г. Выпускная квалификационная работа
 Скачать 1.77 Mb.
|
ВВЕДЕНИЕПоздняя стадия разработки большинства крупных и средних месторождений и жесткие рыночные условия обусловливают необходимость принятия мер для обеспечения высокой эффективности капитальных вложений в строительство и эксплуатацию скважин с целью поддержания уровня добычи и снижения затрат на бурение и обустройства месторождений. Поэтому в настоящее время так важно иметь технологии, позволяющие решать данные задачи в полной мере. В настоящее время в мире более 60 % скважин бурится с горизонтальным окончанием. Опыт эксплуатации таких скважин подтвердил, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низко проницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти для систем скважин с горизонтальным окончанием по сравнению с системами вертикальных скважин повышаются в три раза, сокращаются сроки разработки. Целью выпускной квалификационной работы является оценка эффективности применения БС и БГС скважин в условиях 8 залежи Ромашкинского месторождения. Задачи выпускной квалификационной работы включают в себя: анализ влияния различных факторов на эффективность применения БС и БГС, анализ параметров эксплуатации скважин с БС и БГС, анализ методов исследования и обследования скважин с БС и БГС, а также подбор скважин-кандидатов для использования БГС, расчет подготовительных работ при ремонте скважин и расчет профиля скважин с БС и БГС. 1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ БС И БГС (ЗАРУБЕЖНЫЙ И ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ)На сегодняшний день мы все чаще сталкиваемся с проблемой быстрого истощения высокопродуктивных залежей ввиду того, что необходимо постоянное поддержание высоких темпов развития нефтедобычи. Требуется совершенствование ныне существующих систем разработки, широкого внедрения МУН, проведение ГТМ для предотвращения падения достигнутых уровней добычи. По работе Хусаинова В.М. известно, что важнейшими задачами разработки нефтяных месторождений в условиях падающей добычи являются: снижение обводненности продукции скважин; увеличение срока службы промыслового оборудования; уменьшение простаивающего фонда скважин [1]. Методы разработки, которые основаны на разбуривании на месторождениях вертикальных скважин, изученные Муллагалиевым А.И., позволяют отобрать только около 60% запасов. Зарезка боковых стволов – одна из самых эффективных технологий, которая позволяет увеличить добычу нефти на старых месторождениях и увеличения КИН, также технология позволяет возвращать в эксплуатацию скважины, которые не представляется возможным вернуть другими методами. Также большим преимуществом является то, что зарезка боковых стволов обеспечивает значительную экономию капиталовложений [2]. По Бутову Д.С., зарезка боковых стволов дает следующие возможности: восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ в которых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен; увеличение производительности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированной части пласта в обход конусов обводнения; вскрытие пропущенных продуктивных объектов при напраленном бурении бокового ствола; уточнение состояния выработки и потенциальных запасов отдельных пластов [3]. Как отмечал Ивановский В.Н., осложняющими факторами при эксплуатации скважин с БС можно отнести следующее: малые внутренние диаметры эксплуатационных колонн бокового ствола (порядка 89-102 мм); большое отклонение бокового ствола от вертикали (до 70°); интенсивный набор кривизны бокового ствола (3-9° и более на 10м) [4]. Освоение новой техники и технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием такими фирмами, как Эльф Акитен (Франция), Преуссаг (Германия), Бритиш Петролеум (Англия), Стандарт Аляска Продкашн, Тренд Уэлл (США) и другими позволили свести стоимость бурения горизонтальной скважины практически к стоимости вертикальной скважины. По данным работы (Kruse), рассмотренной Муллагалиевым А.И, стоимость горизонтальной скважины превышает стоимость вертикальной на 10-50%. Можно предположить, что в ближайшем будущем системой вертикальных скважин будет разрабатываться только небольшая часть месторождений с большой толщиной и высокими коллекторскими свойствами пласта [5]. В своей работе Журавлев В.В. предполагал, что принципиальным отличием горизонтального ствола от вертикального является низкий уровень фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне, не превышающий 5% от общего уровня. При проведении ВИР, где используются тампонажные составы, создающие дополнительные гидродинамические сопротивления в призабойной, уровень этих сопротивлений в горизонтальном стволе ниже, чем в вертикальном. Поэтому, например, предусматривается поинтервальная селективная технология с применением нефильтрующихся временных блокирующих пакеров на основе обратных водных эмульсионных составов (ОВЭС). Регулирование 15 вязкостных свойств ОВЭС достигается в основном содержанием минерализованной фазы. Данные эмульсионные составы обладают программируемым “временем жизни”, которое зависит от пластовой температуры и вида применяемого эмульгатора, который выбирается для определенных геолого-физических условий [6]. В компании Татнефть работы по зарезке БС были начаты с принятием «Комплексной программы по повышению эффективности заканчивания скважин». Большой акцент в работе, написанной Тухбиевым А.Н., был сделан на увеличение объемов бурения БС и БГС. Строительство БС на Ромашкинском месторождении позволило вовлечь в разработку новые запасы и получить дополнительную добычу в объеме 18917 тыс.т при оправданных затратах [7]. По словам Ланге Э.Э. высокая стоимость ремонтных работ, связанных с ЗБС требует гарантий того, что использование бокового ствола перекроет все затраты на его забуривание. В процессе разработки количество скважин-кандидатов для проведения ЗБС растет, но вместе с тем растет и риск недополучения желаемых результатов. Ланге утверждает, что риск в основном может быть связан с ошибочной оценкой структуры остаточных подвижных запасов. В связи с этим растут и требования к квалификации специалистов, занимающихся планированием, проектированием и строительством БС [8]. Помимо обычных боковых стволов также получают распространение и многозабойные скважины (МЗС). В работе Повалихина А.С. рассматривается забуривание множества боковых ответвлений на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Несмотря на эффективность данной технологии, выявился и ряд существенных проблем, связанных со сложностью освоения таких скважин, их контроля и ремонта каждого ответвления от основного ствола. Это связано с неравномерностью отбора по контуру питания МЗС. В целях повышения КИН и эффективности скважин предполагается поэтапное забуривание боковых ответвлений в процессе эксплуатации. При этом основным критерием является состояние пласта в контуре питания на момент принятия решения. Это обеспечивает повышенную эффективность строительства МЗС [9]. На эффективность использования БС с горизонтальным окончанием заметно влияет длина горизонтального участка скважины. Так, Муллагалиев А.И. и Ахметов Р.Т. на примере Красноленинского месторождения выявили, что самая оптимальная длина горизонтального ствола составляет не более 175 метров, с увеличением длины дебит нефти практически не увеличивается, а затраты на зарезку БГС увеличиваются [10]. Аналогичный анализ был выполнен Л.Э. Кашаповым в, по итогам которых было выявлено, что в большинстве случаев наиболее оптимальным является увеличение длины горизонтального ствола до 250 м. При этом добыча нефти возрастает. Но данные зависимости длины ГС свыше 250 нельзя считать достоверными ввиду того, что на территории Пермского края длина горизонтального ствола не превышает 250-300 м [11]. Основными требованиями для применения боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС), отмеченными Вайсбеком Р.В.: вскрытие кровли пласта в 90-110 м от основного ствола; проходка по горизонтали 50-100 м с колебанием по вертикали; горизонтальная часть ствола должна проходить не менее в чем 2-4 м от ГНК и ВНК; направление горизонтальной части ствола определяется в процессе проектирования бурения с учетом текущего состояния выработки пласта; отсечение первого ствола цементным мостом от эксплуатации определяется либо непосредственно перед началом бурения второго ствола, либо после его испытания [12]. Внедрение боковых стволов сопровождается рядом трудностей, которые рассмотрел в своей работе Богомолов Р.М.. Например, выфрезирование окна в очень ограниченном внутритрубном пространстве колонны, для успешного выполнения которого необходим высококвалифицированный персонал, сложные инструменты и большие затраты времени. Помимо этого, значительным препятствием для ЗБС является пространственное положение долота непосредственно в горизонтальной части ствола. При этом корпус долота и спинки лап секций касаются стенок скважины, что ведет к дополнительному интенсивному абразивному износу [13]. Строительство БС осуществляется в основном из скважин, искривленных в пространстве, поэтому необходима оценка возможности их профилирования в рамках ограничений, определяемых технико-технологическими параметрами на траекторию стволов, необходимо проводить многофакторный анализ. По Плотникову А.А., если к минимально допустимому радиусу искривления ствола предъявить чересчур жесткие требования, то это приведет к увеличению интервала бурения и объема работ. Если же слишком мягкие требования, то это приведет к ухудшению условий эксплуатации различных элементов техники [14]. По словам Хайруллина В.Ф. и Видутова Н.С. на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаза» выделяют следующие варианты проводников БС: пилотные – служат для уточнения геологического строения залежи; неориентированные – пробуренные без навигационного сопровождения телеметрическими системами; наклонно-направленные – зенитный угол составляет менее 48°; пологие – зенитный угол находится в интервале 48-65°; горизонтальный – максимальный зенитный угол превышает 45° [15]. Процесс повышения эффективности бурения боковых стволов связан с двумя факторами: первый – при вырезке «окна» для БС возникает проблема значительного изнашивания фрезы, что в свою очередь увеличивает время фрезирования, второй фактор – в процессе бурения ствола происходит износ породоразушающего инструмента, вследствие чего снижается скорость проходки. По Зарипову Д.Э. данную проблему легко решить, совершенствуя фрезерный и породоразрушающий инструмент путем оснащения их твердосплавными материалами [16]. При проводке бокового ствола могут возникнуть различные осложнения, в том числе из-за несовместимых условий бурения. Так, например на различных месторождениях Западной Сибири, которые рассматривал в своей работе Доброчасов А.И., в результате взаимодействия фильтрата бурового раствора глинисто-аргиллитовые породы, которые слагают кровлю продуктивного пласта и которые пробурены под большим зенитным углом, с большой вероятностью могут расклиниваться и осыпаться, что приводит к неустойчивости ствола скважины. Из-за таких осложнений редко удается довести скважину до проектной глубины, в дополнение ко всему, затрачивается много времени и ресурсов на ликвидацию осложнений [17]. На примере эффективности проведения ЗБС на Южно-Ягунском месторождении, рассмотренном Талиповой Г.В., рассмотрим основными причины низкой эффективности зарезки БС: технические – заколоннная циркуляция (перетоки), негерметичность забоя и колонны в результате строительства скважины; геологические особенности строения – отсутствие глинистой перемычки, которая отделяет нефтенасыщенную часть пласта от водонасыщенной в высокопродуктивных коллекторах и низкими ФЕС коллекторов на участках бурения [18]. Для получения высококачественного крепления скважины требуется наиболее полное вытеснение бурового раствора тампонажным. Исследования Е.В. Кожевникова показывают, что при смещенном положении обсадной колонны в скважине сильно затрудняется замещение бурового раствора из-за появления зон с более низкой скоростью течения жидкостей. В результате образования неравномерного фронта вытеснения за обсадной колонной могут оставаться зоны, в которых отсутствует тампонажный раствор, происходит его загрязнение ввиду увеличения зоны смешения [19]. В другой работе Кожевникова Е.В. рассматривается, что расслоение цементного раствора часто приводит к возникновению заколонных перетоков. Одной из основных причин данного явления служит применение тампонажных растворов, не удовлетворяющих условиям скважины. Введение различных добавок позволяет изменять характеристики раствором, причем при улучшении одних свойств, могут ухудшаться другие. Для боковых стволов с горизонтальным окончанием тампонажный раствор должен обладать повышенными прочностными свойствами [20]. А.А. Добик рассматривал эффективность строительства боковых стволов в зависимости от степени очистки бурового раствора. В отличии от традиционного бурения, при бурении бокового ствола выделяется ряд особенностей: промывка осуществляется с небольшими подачами буровых насосов (не более 15-20 л/с); в емкостях на поверхности требуется размещать большой объем бурового раствора; все оборудование должно обладать высокой монтажеспособностью из-за невысоких продолжительностей строительства БС; блоки очистки и приготовления растворов должны быть автономны; недопустимы потери бурвого раствора, так как строительство БС почти всегда ведется безамбарным методом; Для оснащения буровых комплексов предъявляются высокие требования: высокоэффективность, мобильной, быстромонтируемой, иметь емкости достаточно большого объема [21]. На примере исследования влияния бурового раствора на месторождениях Западной Сибири было выявлено, что с точки зрения качества вскрытия продуктивных пластов фильтраты буровых растворов должны иметь минимально возможное поверхностное натяжение на границе с углеводородами. По словам Лушпеева О.А., это поможет минимизировать возможность образования эмульсий в поровых пространствах пласта и позволит достигнуть необходимой разности давлений при вызове притока [22]. Залогом успеха при зарезке бокового горизонтального ствола является точная навигация бурения, что предполагает определение момента и координат входа в продуктивный пласт и проведение горизонтального ствола на оптимальном от ВНК, ГНК, кровли и подошвы расстоянии. Для решения данной задачи был разработан программно-методический комплекс GorizNavig, который подробно описал М.Я. Аглиуллин. По результатам анализа данного ПО можно выявить, что он позволяет обеспечить точный контроль положения ствола скважины в геологическом разрезе наряду с другими различными средствами контроля и принимать решения в процессе бурения [23]. Помимо комплекса GorizNavig, существует также инструмент геонавигации Real Time Geosteering, который рассматривала в своей работе Е.А. Изюмова. Real Time Geosteering позволяет проводить оперативный мониторинг бурения скважины в режиме реального времени. Геонавигации наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием реализована в пакете Geolog Geosteer. Данные программные пакеты геонавигации позволяют до начала бурения: моделировать геологический разрез вдоль проектируемой траектории с возможностью создания нескольких сценариев; рассчитывать прогнозные кривые ГИС. В процессе бурения: прогнозировать положение границ пластов до пересечения их стволом интерактивно уточнять геологическую модель, траекторию ствола и положение целевых объектов – на основе сравнения прогнозных (рассчитанных еще до бурения) и реальных (поступающих со скважины) кривых; превентивно пересчитывать прогнозные кривые [24]. Особо следует остановиться на работе Вафина Р.Р., где он рассматривает результаты бурения боковых горизонтальных стволов на старых скважинах НГДУ «Лениногорскнефть». На залежи №15 в скважинах 6309Б и 16919 была успешно осуществлена вырезка «окна» и проводка по песчанику С1bb. Первоначальный дебит скважин составлял 1,5 т/сут и 0,6 т/сут жидкости соответственно, и при обводненности – 86 % и 96,1 %. После освоения горизонтальных участков дебиты составили: 6309Б – 11 т/сут при обводненности 6 %, 16919 – 12 т/сут при обводненности 16% [25]. Также работы по глубокому внедрению в пласт боковых горизонтальных ответвлений рассмотрены Фатхутдиновым Н.И., они начаты НГДУ «Альметьевнефть» в декабре 1996 года и на Березовской площади, для выработки остаточных запасов нефти или восстановления работоспособности после аварий врезки, были проведены на 13 скважинах. В результате дополнительная добыча нефти составила 96,2 тыс. тонн, или около 7,4 тыс.тонн нефти на 1 скважину. После чего были приостановлены на некоторое время [26]. Активные работы НГДУ «Альметьевнефть», представленных Н.Ф. Гумаровым, по вовлечению в полноценную разработку отдельных целостных участков с применением горизонтальных технологий возобновлены в 2006 году. Разбуривание участка залежи №8 боковыми горизонтальными стволами в 2008-2012 гг. – наиболее успешный проект по своим текущим показателям. Изначально скважины на залежи №8 были пробурены на девонские отложения, после выработки данных запасов, скважины перебросили на вышележащий горизонт, а именно бобриковский. Именно на него и была рассчитана проводка боковых горизонтальных стволов. Было пробурено 8 горизонтальных стволов, средний дебит на которых после проводки составляет более 25 т/сут [27]. В наши дни существует множество патентов относительно зарезки, эксплуатации, а также по борьбе с осложнениями при бурении БГС. Так, например, ООО «ФракДжет – Волга» предложила свою технологию зарезки БГС с помощью установки кислотноструйного бурения, а компания «Татнефть» - технологию заканчивания БГС, минимизировав прихваты и смятие хвостовика [28], [29], [30]. Исходя из вышерассмотренного, можно сделать вывод, что использование БС или БГС может дать «вторую жизнь» скважинам, разработка которых в данный момент нерентабельна. Использование нерентабельных, простаивающих и аварийных скважин бурением боковых и боковых горизонтальных стволов позволяет: восстановить бездействующие, нерентабельные, аварийные скважины вскрыть и подключить к разработке оставшиеся целики, тупиковые зоны, пропущенные нефтяные пласты и другие повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения площади дренирования сократить затраты времени и материальных средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и ППД Но наряду с успешным использованием БГС необходимо отметить, что потенциальные возможности горизонтальных технологий ограничены, что связано с рядом трудностей, в частности: нестабильность параметров коллектора по напластованию и по площади; высокие темпы падения дебита нефти во времени, обусловленными снижением пластового давления. |