разработка. Горизонтальных и многозабойных
 Скачать 2.56 Mb.
|
Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, боковы- ми стволами и многозабойными скважинами.Горизонтальная скважина – скважина, у которой угол отклонения ствола от вер- тикали составляет 80-90° Многоствольная скважина– скважина, состоящая из основного ствола, из кото- рого пробурен 1 или несколько боковых стволов (ответвлений) на различные продуктивные горизонты (пласты), при этом точка пересечения боковых стволов с основным стволом скважины находится выше вскрываемых горизонтов. Многозабойная скважина – скважина, состоящая из основного горизонтального ствола, из которого в пределах продуктивного горизонта (пласта) пробурен 1 или несколько боковых стволов (ответвлений). Боковой ствол – с существующей вертикальной скважины с помощью клиноот- клонителя пробуривается ствол в новый продуктивный пласт Разработка месторождений углеводородов горизонтальными и многостволь- ными скважинами. Сравнение с вертикальными скважинами.Бурениегоризонтальныхскважиннаиболееэффективно: В продуктивных пластах сложенными трещиноватыми карбонатны- ми породами. Естественные трещины в пласте располагаются, как правило, вер- тикально, и при пересечении их горизонтальным стволом существенно увеличи- вается объем дренирования, а следовательно, и дебит. При добыче нефти и газа из низкопроницаемых и карбонатных с высокой неоднородностью коллекторов, тяжелых и высоковязких нефтей, залежей с высокой степенью выработанности. Горизонтальные скважины эффективнее вертикальных скважин в резервуарах с низкой проницаемостью из-за того, что перфорированная часть ствола ГС во много раз больше перфорированной части ствола вертикальной скважины. Следовательно, дебиты горизонтальных сква- жин выше. В коллекторах с высокопроницаемым коллектором, где скорости газа в прискважинной зоне высоки в вертикальных скважинах, горизонтальные скважины могут использоваться для того, чтобы снизить скорости газа в прискважинной зоне. Таким образом, горизонтальные скважины могут исполь- зоваться для уменьшения турбулентности в прискважинной зоне и увеличе- ния производительности скважины в коллекторах с высокой проницаемостью. При добыче нефти из оторочек нефтегазовых залежей. В этом случае снижает- ся отрицательное влияние конусов газа и воды при эксплуатации скважин (менее вероятен прорыв газа и меньше обводненность продукции). Преимуществомгоризонтальныхскважинявляется: Увеличение зоны дренирования, поверхности фильтрации, следовательно, уве- личение дебита скважин (зона дренирования ВС – десятки м, ГС – сотни и тыся- чи м). Вовлечение в разработку малодебитных месторождений или неразработанных раннее целик нефти Создаются условия эксплуатации, при которых повышает- ся компонентоотдача маломощных пластов Становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически исто- щенных пластов Повышение приемистости нагнетательных скважин Снижение общего числа горизонтальных скважин по сравнению с вертикальны- ми Экологичность
Горизонтальное бурение позволяет снизить количество скважин на кусте Единственный способ бурения скважин на море – наклонно-направленное Бурение в трещиноватых, низко-проницаемых и высоко-проницаемых коллекторах. Тривидабурения: На репрессии (пластовое давление меньше забойного). Самый распространен- ный метод. Минус: ухудшается качество призабойной зоны пласта. На равновесии (пластовое давление = забойному). Минус: возникают трудности при расчете необходимого давления бурового раствора. Плюс: призабойная зона не загрязненна На депрессии (пластовое давление больше забойного). Минус: опасность воз- никновения нефтяных и газовых фонтанов, необходимо использовать ПВО. Плюс: призабойная зона не загрязненна
ГС на шельфе, море, кустах ВС - 25% доля ВС, сейчас это уже исключение, в высоко- проницаемых пластах Горизонтальные скважины обеспечивают не только повышенные дебиты, но и улучшают условия и эффективность дренирования продуктивных отложений, осо- бенно в неоднородных пластах. Прежде всего, привлекательность горизонтальных скважин связана с тем, что они отличаются большей поверхностью фильтрации, что позволяет при той же депрессии на пласт получать больший дебит или при том же дебите меньшую депрессию. Повышенные дебиты горизонтальных скважин дают основание на сокращение их необходимого числа при освоении. В продуктивных пластах, особенно карбонатных, имеет место естественная тре- щиноватость, той или иной степени интенсивности и раскрытости. Причем она чаще является вертикальной. В таком случае применять горизонтальные скважины наибо- лее целесообразно. Горизонтальные скважины эффективней вертикальных с точки зрения дебитности в продуктивных пластах с малой толщиной, т.к. в таких коллекторах сокращается площадь фильтрации, через которую флюид мог бы посту- пать в вертикальную скважину. Горизонтальные скважины позволяют дотянуться до периферийных зон месторождения, увеличить дренируемые запасы. Горизонтальные скважины, безусловно, могут рассматриваться как один из ин- струментов увеличения охвата пласта воздействием, поскольку имеют значительную протяженность стволов в продуктивном пласте и обеспечивают значительно более существенный контакт с пластом, чем вертикальные скважины. За счет использования горизонтальных скважин, в значительной мере, может быть увеличен коэффициент охвата пласта в залежах с газовыми шапками и подошвенной водой, а также в карбонатных пластах с системой естественных трещин. В залежах с обширными газонефтяными и водонефтяными зонами эффект от при- менения горизонтальных скважин определяется не только «геометрическим факто- ром» (охватом горизонтального ствола значительных площадей залежи), но и еще возможностью существенно уменьшить проявление водяных и газовых конусов за счет снижения депрессии на пласт Тем самым, наряду с улучшением текущих показателей добычи (уменьшение об- водненности скважин и газовых факторов), повышается выработка запасов нефти пласта, особенно в его приконтактных зонах. Повышение охвата пласта за счет ис- пользования горизонтальных скважин в карбонатных трещиноватых коллекторах достигается за счет обеспечения большего контакта основных фильтрационных ка- налов пласта - трещин со стенками скважин. При рациональных технологических режимах эксплуатации скважин это позволяет вовлечь в дренирование больший объем пласта. И наконец, за счет горизонтальных скважин возможно вовлечение в разработку низкопродуктивных зон пластов, кото- рые оказываются по экономическим причинам не привлекательными для эксплуата- ции вертикальными скважинами.
Сказать про Зентиный угол (касательная) и азимут (относительно севера поворот в стволе)В наклонно-направленных скважинах 8-150  (когда проходим болота, озера, горы) Все изгибы, повороты совершает азимут, налево, направо, вверх, вниз Азимут соблюдается, чтобы не дай богнепопастьвводянойпропласток(обводнится весь пропласток при ГС)Профиль наклонно направленной скважины вы- бирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспече- но попадание скважины в заданную точку про- дуктивного пласта при допустимом отклонении. Профили скважин классифицируют по количе- ству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интер- вальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой простран- ственную кривую линию. Простейшим с точки зрения геометрии является двухин- тервальный профиль (рис. 3 а), содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла. Такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоно- вок на втором интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. Поэтому такой тип профиля в настоящее время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное ис- кривление скважин в сторону увеличения зенитного угла. Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет две разновидности. Трехинтерваль- ные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие элементы компоновок низа бурильной колонны мало изнашиваются в процессе бурения (срав- нительно мягкие, малоабразивные породы). Такие типы профилей позволяют ограни- чить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали. Четырехинтер- вальный тип профиля (рис. 3, г) включает вертикальный участок, участок набора зе- нитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля в Западной Сибири. Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого- техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полнораз- мерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины Редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 3, д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновид- ность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена. Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного гори- зонта в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще не- сколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабили- зации и т. д. Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили сква- жин Зенитный угол - это угол между осью скважины или касательной к ней и вертика- лью. Азимут - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. Экзаменационный билет № 5
Основными факторами, влияющими на производительность горизонталь- ных нефтяных скважин являются: симметричное и ассиметричное расположение горизонтальной скважины по толщине пласта и относительно контуров зоны дрениро- вания, характер и полнота вскрытия пласта, профиль горизонтального участка ствола, конструкция горизонтальной нефтяной скважины, влияние потерь давления в горизон- тальном участке стволе скважины, емкостные и фильтрационные свойства пласта, технологические и технические факторы и т.д. К геологическим относятся факторы, связанные с геологической характерис- тикой залежи: неоднородностью, типом залежи, параметром анизотропии, наличием тектонических нарушений, емкостными и фильтрационными параметрами пластов, устойчивостью коллекторов к разрушению, размером переходных зон, активностью подошвенной и контурных вод, наличием нефтяной оторочки и т.д. К технологическим факторам относятся: допустимые величины забойного и устьевого давлений, вскрытие пласта (пропластков), профиль горизонтального ствола, радиус кривизны, обеспечивающий переход ствола от вертикального к го- ризонтальному положению, способ вскрытия пласта, форма зоны дренирования, при- нятая при схематизации задачи и т.д. К техническим факторам относятся: длины и диаметры обсадных колонн и фонтанных труб, схема подключения скважины к установке по подготовке газа, каче- ство используемых труб, арматуры и скважинного оборудования и т.д. Наиболее существенно на производительность горизонтальных газовых скважин влияют: расстояние до контура питания и форма зоны дренирования; вскрытие пласта (пропластков при освоении неоднородно-многослойных залежей); полнота вскрытия одного или нескольких пропластков в плане; расположение гори- зонтального ствола относительно контуров питания и по толщине залежи; величина пластового давления с учетом расположения горизонтального ствола и гравитацион- ных сил; изменение забойного давления по длине горизонтального ствола с учетом ин- тенсивности роста дебита; устьевое давление; проницаемость и анизотропия вскрыва- емого пласта; диаметр и длина обсадных колонн и фонтанных труб; гидродинамиче- ская связь между пропластками; продолжительность работы скважины после пуска.   
Горизонтальная скважина — это конструкция, угол отклонения которой в обычной ситуации составляет 90° Но на практике все выглядит немного по-другому. Дело в том, что в природе не су- ществует абсолютно идеальных прямых линий. Таким образом, необходимо пробу- рить стволы по траектории, которая наиболее приближена к оптимальной.  Зенитный угол - это угол между осью скважины или касательной к ней и вертика- лью. Азимут - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке.  Экзаменационный билет № 6
Давление нефтенасыщения – давлениепри котором нефтьпрестает принимать газ в себя Остальной газ, который нефть не приняла в себя, идет к зоне перфорации и не даетизвлекатьнефтьГазувеличиваетдавлениеРз,вспомнитьз-нДарсиQ=(Pпласт – Рз)kϺ/rc 3 варианта Спокойное течение, пузырьковое - Газ внутри нефти Пробко- вое, Пробка (нефть насытилась газом) Перебор газа, те идет добыча газа, по всей трубе =, вдольстенок идет газ Если газовый фактор больше 25%, газ начинает ме- шать При восходящем движении газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах (НКТ) более легкий газ опережает жидкость. Разность средних объемных ско- ростей движения газа и жидкости называется относительной скоростью. Ее значение зависит от свойств газа и жидкости, скорости смеси, газонасыщенности, и при стес- ненных условиях движения смеси в НКТ она может быть высокой. Скорость всплытия одиночных пузырьков газа в сосуде неограниченного диаметра определяется свой- ствами газа и жидкости и линейными размерами пузырьков Для пузырьков малого размера, имеющих сферическую форму, она возрастает пропорционально квадрату диаметра пузырька (закон Стока). С увеличением размеров пузырьков форма их меня- ется, скорость всплытия их при этом возрастает медленнее. Наступает момент, когда силы поверхностного натяжения не могут сохранить целостность пузырьков  а) Эмульсионная (пенная, пузырьковая) структура— газовые пузырьки различных размеров (но меньших, чем диаметр трубы) более или менее равномерно распределе- ны в жидкости. Расстояния между пузырьками могут быть различны. Такая структура обычно проявляется при малой газонасыщенности (если она не создается искусствен- но) и характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидко- сти при их значительном изменении. Например, многие фонтанные скважины девон- ских месторождений восточных районов имеют эмульсионную структуру движения смеси. Диаметры газовых пузырьков колеблются от 0,1 до 0,3 мм, а относительная скорость их всплывания в жидкостях различной вязкости изменяется от 1 см/с до 30- 40 см/с. Необходимо отметить, что на сохранение эмульсионной структуры и ее ста- бильность влияет физико химический состав жидкости и газа. б) Четочная (пробковая) структураобразуется при повышении газосодержания смеси и характеризуется наличием газовых четок, перекрывающих практически все сечение трубы и чередующихся с четками жидкости. Четки газа содержат капельки жидкости, а четки жидкости - пузырьки газа. Размеры и взаимное расположение четок самое раз- личное. При такой структуре относительные скорости газа могут иметь самое различ- ное значение, достигая значительных величин. Исследования показывают, что относи- тельные скорости газа при такой структуре изменяются от нескольких см/с до не- скольких м/с. Средняя величина относительной скорости колеблется от 40 до 120 см/с. в) Стержневая структураобразуется при значительном увеличении газосодержания смеси. При такой структуре основная масса газа движется по центру трубы в виде стержня, а жидкость увлекается им и движется по стенкам трубы в виде тонкого слоя. В слое жидкости имеются малые пузырьки газа, а газовый стержень насыщен капель- ками жидкости. При такой структуре относительные скорости движения газа достига- ют больших величин.    |