разработка. Горизонтальных и многозабойных

• Название: Горизонтальных и многозабойных
• Анкор: разработка
• Дата: 07.05.2022
• Размер: 2.56 Mb.
• Имя файла: razrabotka_bilety_k_ekzu.docx
• Тип: Документы; #516853
• страница: 8 из 13

Зарезка бокового ствола

• 
  Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
  
• 
  Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задейство- ванные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча кото- рых ранее не представлялась возможной.
  
• 
  Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.
  
• 
  Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить за- траты на освоение скважины.
  
• 
  Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда: выреза- ние участка колонны, бурение с отклоняющего клина и т.д. Причем эксплуата- ция боковых стволов эффективна для всех типов залежей. Себестоимость до-
  

полнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в тече- ние 1-2 лет.

• 
  Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда: выреза- ние участка колонны, бурение с отклоняющего клина и т.д .
  
• 
  Эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.
  
• 
  Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
  
• 
  Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте использует- ся строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.
  
• 
  Оптимальная протяженность горизонтального участка нефтедобывающих сква- жин по критерию минимума затрат на бурение составляет 400-500 м при сред- них глубинах 1200-2600 м, а по критерию минимума общих затрат на разработку месторождения нефти - 700-800 м.
  

Проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте

• 
  Основной целью бурения горизонтальной скважины является не пересечение продуктивного пласта в поперечном направлении, как при наклонном бурении, а вскрытие нефтегазосодержащей части пласта продольным стволом. Поэтому проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определе- ния протяженности, формы и направления горизонтального участка скважины.
  
• 
  Указанные параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пла- ста, его мощности и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза.
  

Эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

• 
  запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами за- труднена или практически невозможна;
  
• 
  пластовое давление;
  
• 
  состояние разработки залежи;
  
• 
  режим работы пласта;
  
• 
  способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины и характер ремонтов;
  
• 
  эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.
  

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следу- ющих факторов:

• 
  горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;
  
• 
  конструкции скважины;
  
• 
  протяженности горизонтального участка;
  
• 
  статического уровня пласта;
  
• 
  мощности продуктивного пласта;
  
• 
  возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. Низкопроницаемые нефтяные пласты значительной толщины с преимущественно вер- тикальной трещиноватостью в водоплавающих залежах с активной подошвенной во- дой целесообразно разбуривать параллельным горизонтальным стволом.
  

• 
  Если проводка параллельного горизонтального участка планируется в непосред- ственной близости от кровли продуктивного пласта, то такой горизонтальный участок проектируется выпуклым и его проводка осуществляется с малоинтен- сивным уменьшением зенитного угла.
  
• 
  В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю. Для увеличе- ния продуктивности горизонтальных скважин и времени их эксплуатации в условиях низких пластовых давлений рекомендуется использовать вогнутые го- ризонтальные участки.
  

• 
  Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную струк- туру, при которой продуктивные зоны чередуются с непродуктивными прослоя- ми, причем точное расположение продуктивных зон неизвестно, то такие пласты целесообразно вскрывать волнообразно
  
• 
  Такой вид горизонтального участка может успешно применяться в залежах платформенного типа, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием.
  
• 
  В условиях слоистонеоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослоями, характерных для многих залежей нефти Западной Сибири, горизонтальный ствол, параллельный кровле или подошве пласта, мо- жет пройти по одному из непродуктивных прослоев .
  
• 
  Основная часть разреза при этом окажется невскрытой. При переслаивании пес- чаников с глинами целесообразно пересекать продуктивный пласт полого- наклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы
  
• 
  При проектировании горизонтальных скважин используются профили с боль- шим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также ком- бинированный профиль.
  
• 
  Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в сква- жине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проекти- ровать с большим радиусом кривизны. При этом используются разные профили
  
• 
  В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, использу- ют комбинированный профиль горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому радиусу кривизны, а нижние - по сред- нему или малому.
  

Экзаменационный билет № 12
1. Для чего необходимы горизонтальные скважины и их отличие от вертикаль- ных скважин.

Горизонтальная скважина – это конструкция, угол отклонения которой в обычной си- туации составляет 90°.

(Из инета: Горизонтальная скважина – это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ство- ла, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении.)

1. 
   Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и ин- тенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счет повышения эффек- тивности процессов воздействия на пласт.
   
2. 
   Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважи- нами за счет увеличения площади фильтрации.
   
3. 
   Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.
   
4. 
   Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.
   
5. 
   В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд которых в России исчисляется десятками тысяч, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по срав- нению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа.
   
6. 
   Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.
   
7. 
   Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых ме- сторождений.
   
8. 
   Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесенных местах.
   

Тожесамоечто ип.1-8,только чутьдругими словами: повысить дебит скважин за счет увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования; • снизить общее количество скважин; • создать оптимальную систему разработки месторождения; • по- высить степень извлечения углеводородов за счет создания более интенсивных пере- токов флюида, особенно в сложнопостроенных залежах; • снизить обводненность нефти; • восстановить, а в ряде случаев и повысить продуктивность месторождений, находящихся на поздней стадии разработки; • существенно повысить степень активно- го воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида; • повысить эффек- тивность нагнетательных скважин с целью поддержания пластового давления; • сни- зить затраты средств на природоохранные мероприятия; • снизить удельные капиталь- ные вложения на тонну добываемой нефти

!!!Горизонтальные скважины эффективнее вертикальных скважин (ВС) в резервуа- рах с низкой проницаемостью из-за того, что перфорированная часть ствола ГС во много раз больше перфорированной части ствола вертикальной скважины. Следова- тельно, дебиты горизонтальных скважин выше. ГС в пластах с естественной трещино- ватостью имеет более высокий дебит, чем ВС, т.к у ВС меньше шансов пересечься с естественной системой трещин.

2. Видосложненийприэксплуатациигоризонтальныхскважин.

ВС–зонаперфорации небольшая

ГС – зона перфорации может быть несколько сотен метров, скорость потока в зоне перфорации уменьшается, в отличие от ВС (выделение газа меньше)

Основными осложняющими факторами при эксплуатации добывающих скважин являются: 1. –обводненность продукции скважин; 2. – высокая вязкость продукции (водонефтяных эмульсий или чистой нефти); 3. – содержание в продукции значитель- ного количества свободного газа; 4. –значительная искривленность добывающих скважин; 5. – поступление механических примесей из пласта; 6. – отложение в добы- вающей системе солей, смол, парафинов и др, коррозия.

Нефтянаяскважинакакисточникпроблем

1. 
   Ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что естествен- ным образом приводит к снижению ее дебита, резкому или постепенному. Проницае- мость ПЗП ухудшается по разным причинам - в результате отложения асфальто- смолистых веществ из добываемой нефти, или объемной перестройки структуры по- рового пространства (дилатансия), или набухания глин (кольматация), которые содер- жатся в породе, образующей продуктивный пласт. ПЗП также имеет склонность к за- грязнению механическими примесями, фильтратами растворов и жидкостей глушения, вскрытия и освоения, цементом. Возникновение песчаных или парафино-гидратных
   

«пробок», как коротко можно обозначить эти явления, дело достаточно обычное.

2. 
   Нефть может обводняться - то есть снижается ее содержание в поступающем из скважины флюиде. Обводнение продукции скважины случается по разным причи- нам:1) в результате естественных процессов движения жидкости в пласте при отборе из него жидкости или газа происходит подтягивание подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, которая замещает отбираемый флюид и поступает в скважину из разрабатываемого пласта через штатный фильтр (интервал перфорации); 2) в резуль- тате разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной может возникнуть переток воды из выше- или нижележащих пластов по кольцевому пространству (в зоне контакта цементного кольца с породой, либо обсадной колонной) в существующий интервал перфорации; 3) в результате превышения расчетных величин давления,
   

наружного (смятие) либо внутреннего, чему способствует и коррозия металла обсад- ной колонны. В случае, если обводнение нефти вызвано разрушением обсадной ко- лонны, и оно постепенно усугубляется, то можно быть уверенным, что ремонт сква- жины не за горами.