анализ применения горизонтальных скважин. Геологическая часть

• Название: Геологическая часть
• Анкор: анализ применения горизонтальных скважин
• Дата: 17.05.2023
• Размер: 1.18 Mb.
• Имя файла: geologia(1).docx
• Тип: Документы; #1137419
• страница: 10 из 12

4.1. Обоснование экономической эффективности при реализаций проектируемого технического решения

При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.

Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.

Прогнозирование технологической эффективности горизонтального бурения является важнейшей задачей. Специалистами института УдмуртНИПИнефть предложена следующая методика оценки технологических показателей работы ГС.

Дебит горизонтальной скважины при двухфазной (вода-нефть) фильтрации выражается формулой Джоши:   , (1)

здесь f_в(s), f_н(s) - относительные фазовые проницаемости для воды и нефти; s - водонасыщенность; _в, _н - вязкости воды и нефти, К - проницаемость пласта в горизонтальном направлении, мкм²; L - длина горизонтального ствола, м,   - большая полуось эллипса (контура питания).

Существуют оценки площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными. Так, если площадь области питания для вертикальной скважины составляет   , то для горизонтальной скважины длиной L -   . Эквивалентный этой площади радиус круга равен   . Данный радиус используется при расчете величины a в предложенной формуле.

Для расчетов динамики дебита используется метод последовательной смены стационарных состояний. Вводится достаточно малый шаг по времени Dt, в течение которого давление и насыщенности в пласте предполагаются постоянными. Дебит скважины на отрезке времени Dt определяется по приведенной выше формуле. Для очередного отрезка времени, учитывая упругие свойства пласта, из балансовых уравнений определяются новые значения пластового давления и водонасыщенности, которые предполагаются постоянными на очередном отрезке времени. Измененный дебит скважины определяется по формуле с новыми значениями p_к и s. И так от шага к шагу.

Известно, что в силу неопределенности параметров пластовой системы и несовершенства скважины расчетные дебиты по теоретическим формулам могут значительно отличаться от фактических. Выполним согласование теоретических дебитов с фактическими для вертикальных скважин.

Дебит вертикальной скважины в начальный период разработки определяем по формуле Дюпюи для двухфазной фильтрации:   . Из истории разработки известны начальные фактические дебиты вертикальных скважин   .Для согласования расчетных дебитов с фактическими правую часть формулы необходимо умножить на поправочный коэффициент   . Поправочный коэффициент a в комплексе учитывает несоответствие параметров пластовой системы и скважины, использованных в формуле (1), реальным их значениям. Найденный поправочный коэффициент используется для уточнения расчетных дебитов БГС. Таким образом, умножая правую часть формулы (1) на этот поправочный коэффициент, получим конечную формулу дебита жидкости горизонтальной скважины   . Дебит скважины по воде определяется по формуле   , ( F(s) – функция Баклея-Леверетта, характеризующая долю воды в общем потоке жидкости). Дебит по нефти в этом случае определяется как разность дебитов по жидкости и по воде.

Эффективность горизонтального бурения определяется не только геолого-физическими критериями, техническими параметрами, выбранными целиками нефти, но и профилем горизонтального ствола.

Профиль горизонтального ствола контролируется, прежде всего, геолого-физическими факторами. В массивных залежах с карбонатными коллекторами и активными подошвенными водами профиль ствола определяется активностью водонапорной системы. Во избежание преждевременного обводнения горизонтального ствола подошвенной водой, в условиях ее высокой активности, горизонтальный ствол целесообразно формировать в кровельной части продуктивного пласта по горизонтали, либо по нисходящей линии. Как в первом, так и во втором случае более низкий участок ствола должен быть на оптимальном расстоянии от ВНК. Для массивных залежей турнейского возраста с активными подошвенными водами это расстояние должно быть не менее 8 - 10 м, башкирского – 6 – 8 м. Это расстояние подтверждено опытом бурения горизонтальных стволов.

В условиях пластового характера залежи с отсутствием подошвенных вод профиль горизонтального ствола рекомендуется формировать по нисходящей линии с полным охватом пласта по толщине.

В условиях узких нефтяных оторочек и в подгазовых залежах профиль рекомендуется по восходящей линии в сторону газовой залежи, что делает возможным изолировать прорыв газа за счет отсечения конечной части ствола

В условиях многопластовых объектов и отсутствия подошвенных вод, теоретически, наиболее приемлемым профилем является синусоидальный. Однако, как показала практика бурения на Кезском месторождениии, где многопластовый верейско-башкирский объект вскрывался синусоидальным горизонтальным стволом, такой ствол не является оптимальным по двум причинам:

· с точки зрения его эксплуатации возникает опасность образования застойных зон (гидрозатворов) в пониженных участках ствола;

· в экономическом отношении такой ствол очень «дорогой», при сравнительно большой его длине полезная нефтенасыщенная длина незначительна и составляет порядка 30% от общей длины.

Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти (для БГС) и техническими возможностями бурения. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.

Горизонтальная технология бурения скважин позволяет не только увеличить темпы нефтедобычи, но и повысить экономические показатели разработки месторождений и увеличить нефтеотдачу. Так, по турнейскому объекту Лудошурского месторождения, находящемуся в заключительной стадии разработки, за счет БГС текущая нефтеотдача увеличена на 4,5%, а увеличение конечной нефтеотдачи ожидается на 13%, а годовой темп нефтедобычи возрос более чем в два раза.

Опыт бурения ГС и БГС на месторождениях Удмуртии показал, что:

· наиболее перспективными для горизонтального бурения являются турнейские залежи с карбонатными коллекторами и нефтями выской и повышенной вязкости (Мишкинское, Лудошурское);

· на втором месте по эффективности пластовые залежи верейского возраста и яснополянского надгоризонта (Котовское, Ижевское, Ельниковское и др.);

· башкирские высокорасчлененные объекты с карбонатными сложнопостроенными коллекторами мало перспективны как для горизонтального бурения, так и для бурения БГС (Чутырско-Киенгопское, Гремихинское). Перспективы повышения разработки этих объектов нами связываются с изысканием новых надежных методов обнаружения обводненных пластов закачиваемой водой и их изоляцией, а так же с более широким внедрением циклического заводнения;

· эффективность бурения во времени существенно снижается, так как наиболее перспективные объекты уже разбурены.

 

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

Для повышения эффективности эксплуатации месторожде­ний, содержащих тяжелые, парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или во­ды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж­ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Термические методы находят широкое применение при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К ним относятся сложнопостроенные месторождения Удмуртии с нефтями повышенной и высокой вязкости, содержащими в своем составе большое количество парафина и асфальтосмолистых веществ. Нефти малоподвижны, при разработке их на естественном режиме или методами обычного заводнения в пласте и прискважинных зонах происходит отложение парафина и асфальтосмолистых веществ, нередко с полной потерей проницаемости. Поэтому дебиты скважин месторождений с высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов при традиционных технологиях разработки методом заводнения находятся на уровне 0,1 - 0,2

В условиях пластового характера залежи с отсутствием подошвенных вод профиль горизонтального ствола рекомендуется формировать по нисходящей линии с полным охватом пласта по толщине.

В условиях узких нефтяных оторочек и в подгазовых залежах профиль рекомендуется по восходящей линии в сторону газовой залежи, что делает возможным изолировать прорыв газа за счет отсечения конечной части ствола

В условиях многопластовых объектов и отсутствия подошвенных вод, теоретически, наиболее приемлемым профилем является синусоидальный. Однако, как показала практика бурения на Кезском месторождениии, где многопластовый верейско-башкирский объект вскрывался синусоидальным горизонтальным стволом, такой ствол не является оптимальным по двум причинам:

· с точки зрения его эксплуатации возникает опасность образования застойных зон (гидрозатворов) в пониженных участках ствола;

· в экономическом отношении такой ствол очень «дорогой», при сравнительно большой его длине полезная нефтенасыщенная длина незначительна и составляет порядка 30% от общей длины.

Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти (для БГС) и техническими возможностями бурения. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.

Горизонтальная технология бурения скважин позволяет не только увеличить темпы нефтедобычи, но и повысить экономические показатели разработки месторождений и увеличить нефтеотдачу. Так, по турнейскому объекту Лудошурского месторождения, находящемуся в заключительной стадии разработки, за счет БГС текущая нефтеотдача увеличена на 4,5%, а увеличение конечной нефтеотдачи ожидается на 13%, а годовой темп нефтедобычи возрос более чем в два раза.

Опыт бурения ГС и БГС на месторождениях Удмуртии показал, что:

· наиболее перспективными для горизонтального бурения являются турнейские залежи с карбонатными коллекторами и нефтями выской и повышенной вязкости (Мишкинское, Лудошурское);

· на втором месте по эффективности пластовые залежи верейского возраста и яснополянского надгоризонта (Котовское, Ижевское, Ельниковское и др.);

· башкирские высокорасчлененные объекты с карбонатными сложнопостроенными коллекторами мало перспективны как для горизонтального бурения, так и для бурения БГС (Чутырско-Киенгопское, Гремихинское). Перспективы повышения разработки этих объектов нами связываются с изысканием новых надежных методов обнаружения обводненных пластов закачиваемой водой и их изоляцией, а так же с более широким внедрением циклического заводнения;

· эффективность бурения во времени существенно снижается, так как наиболее перспективные объекты уже разбурены.

 

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

Для повышения эффективности эксплуатации месторожде­ний, содержащих тяжелые, парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или во­ды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж­ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Термические методы находят широкое применение при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К ним относятся сложнопостроенные месторождения Удмуртии с нефтями повышенной и высокой вязкости, содержащими в своем составе большое количество парафина и асфальтосмолистых веществ. Нефти малоподвижны, при разработке их на естественном режиме или методами обычного заводнения в пласте и прискважинных зонах происходит отложение парафина и асфальтосмолистых веществ, нередко с полной потерей проницаемости. Поэтому дебиты скважин месторождений с высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов при традиционных технологиях разработки методом заводнения находятся на уровне 0,1 - 0,2.

Если вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды (µ_н / µ_в ). Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил.

К основным видам термического воздействия на пласт относятся следующие:

1) закачка горячей воды в продуктивные пласты (воздействие горячей водой – ВГВ);

2) паротепловое воздействие на пласт (ПТВ);

3) вытеснение нефти созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

Первые два вида объединяются под общим названием воздействия на пласт теплоносителями. Следовательно, если говорим, что месторождение разрабатывается с применением теплоносителей, то имеется в виду либо ВГВ, либо ПТВ. В этих технологиях горячая вода или пар создаются на поверхности и вводятся в пласт через нагнетательные скважины.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью паропередвижных установок или электронагревателей. Прак­тически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 - 30 м³ горячих нефтепродук­тов или сырой нефти, нагретых до 90 - 95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей про­мывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) тру­бам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке теп­ловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незна­чительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного под­земного оборудования и спуска насосно-компрессорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают го­рячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10 - 12 м³ горячей нефти и 80 -100 кг ПАВ). По истечении 6 - 7 ч после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90 - 95 °С и добавляют ПАВ (0,5 - 1% объема воды). Приготовлен­ную таким способом воду в количестве 70 - 80 м³ под давле­нием закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздей­ствия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Значения КИН при этом методе достигает значения 0,4-0,6. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8 – 15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктовного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м³. Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят ис­следование скважин: замер дебита неф­ти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. За­тем промывают забой, спускают насоснокомпрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглу­боких скважинах (до 500—600 м) паро-тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудо­вание, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компен­сатора с телескопическим устройством.