МСС. М. Т. Нухаев подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
 Скачать 2.59 Mb.
|
|
К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия. Целью тепловых обработокявляется удаление парафина и асфальто- смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку. При вибровоздействиипризабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта. К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование. Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под высоким давлением геля, в результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины нагнетают проппант, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1 ÷ 4 мм. Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны. Недостатками метода являются возможность возникновения трещины только в том направлении, в котором ей определяет геология залежи (направление максимального стресса), и вероятность проникновения трещины в водо- и газонасыщенные зоны при малой мощности продуктивных горизонтов на глубине свыше 600-800 метров (т.к. свыше этих глубин горное давление меньше горизонтальных стрессов). 32 Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине. Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамит) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов [9]. Наиболее эффективными и широко распространенными методами интенсификации притока являются кислотная обработка и ГРП. На Ванкорском месторождении, в частности на пласте Нх-I, в качестве пилотного проекта применялись обе эти технологии, однако они не были достаточно эффективными из-за малой мощности пласта, увеличения обводненности за счет приобщения нижних алевролитистых пропластков, прекращения дренирования приобщенных маломощных низкопроницаемых пропластков спустя некоторое время, сложностей распределения кислоты по всему интервалу горизонтальных скважин. В последнее время бурение многозабойных скважин стало рассматриваться как метод интенсификации добычи, т.к. дополнительные стволы, отходящие от основного, могут рассматриваться как трещины ГРП. МЗС имеют те же преимущества, что и ГРП, однако в случае с технологией ГРП направление трещин ГРП нельзя изменить, а стволы МЗС можно пробурить практически в любом заданном направлении, что является дополнительным преимуществом. Недостатком таких скважин является высокая стоимость их бурения. Однако, несмотря на это, есть перспективы успешного применения этих скважин. Прежде чем перейти непосредственно к МЗС, нужно рассмотреть технологии наклонно-направленного бурения, чтобы понять, как эти скважины бурятся, и определить ограничения, связанные с бурением МЗС. 3.2 Технологии наклонно-направленного бурения Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно направленными. 33 Отклонение забоя от вертикали позволяет бурить скважины в труднодоступных местах (когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности) бурить множество скважин с одной небольшой площади и увеличивать площадь дренирования скважины за счет большей длины вскрытия пласта по сравнению с вертикальной скважиной. Увеличение площади дренирования скважины позволяет увеличить дебит скважины при том же забойном давлении, либо, несмотря на увеличение гидродинамической составляющей забойного давления, оставить дебит таким же, как у вертикальной, но при этом уменьшить это забойное давление (например, гидростатическую составляющую), тем самым уменьшить депрессию, увеличить срок безводной эксплуатации и уменьшить обводненность скважины. В целом, изменить направление бурения можно подействовав силой на одну из периферийных сторон долота, либо отклонив долото вместе с буровой колонной в нужном направлении. Для обеспечения отклонения забоя от вертикали используются следующие методы: Использование регулярности природного отклонения на имеющемся месторождении. Подобный метод используется исключительно на изученных территориях, при этом кривизну скважины контролировать не нужно, а понадобится лишь приспособиться к ее естественному отклонению. Для каждой территории по ранее изготовленным скважинам надо будет определять места высокой интенсивности отклонения и учитывать данную информацию при составлении профилей. Применение специальных отклоняющих инструментов, таких как: Долото Badger bit, через которое как через насадку нагнетается буровой раствор, образующий промытый канал в направлении дальнейшего бурения. В этот канал заводится обычное долото и в заданном направлении продолжается дальнейшее бурение (см. рисунок 12). Применяется для рыхлых пород. Рисунок 12 – Применение долота Badger bit [3] 34 Отклонитель Whipstock, представляющий собой клин на забое, который отклоняет КНБК в требуемом направлении. В основном применяется при ЗБС. Забойный турбинный двигатель со скважинным кривым переводником, который сконструирован так, что его нижняя часть имеет осевой наклон от оси верхней вертикальной части. Переводник задает направление двигателю, который, вращая долото, уводит КНБК в нужном направлении. Недостаток в том, что приходится совершать множество спуско-подъемных операций. Преимущества в точном и плавном задании отклонения как для набора угла, так и его опускания. Регулируемая буровая система, которая с помощью специальной переходной муфты создает небольшое отклонение рядом с долотом, которое можно регулировать. Это позволяет не производить лишних спуско-подъемных операций, однако, стоимость такой системы очень высокая. Применение разных сочетаний расширителей и УБТ для управления искажением конструкции. С помощью изменения порядка УБТ с различными весами и расширителей можно определять направление ствола конструкции. Данный метод позволяет пройти скважину в заданном направлении, при этом не нужно будет использовать специальные отклонители. Недостатком способа является то, что в данном случае имеется значительное ограничение возможностей ускоренных режимов бурения [3]. При наклонно-направленном бурении существуют свои технологические ограничения. Во-первых, интенсивность искривления скважины не должна превышать 1,5град./10 м [15]. Это вызвано тем, что при спуске и подъеме бурильного инструмента в нем не должно возникать запредельных напряжений, обсадные колонны должны быть спущены в скважину и зацементированы без осложнений, должны быть обеспечены спуск и нормальная работа, как в открытом стволе, так и в обсадной колонне, глубинных приборов и погружного оборудования. Во-вторых, при зарезке бокового ствола, при спуско-подъемных операциях очень проблематично из основного ствола снова попасть в боковой и продолжить бурение в нем. Поэтому длина боковых стволов будет ограничена возможностью разовой зарезки бокового ствола до тех пор, пока долото не износится, что зависит от самого типа долота и твердости пород [6]. Наклонно-направленное бурение позволяет бурить скважины с высокой производительностью путем формирования большой площади соприкосновения скважины с пластом. Это достигается при бурении горизонтальных, многоствольных и многозабойных скважин. Прежде чем перейти к МСС и МЗС стоит сначала рассмотреть более простой вариант – горизонтальные скважины. 3.3 Горизонтальные скважины Горизонтальная скважина – это скважина, имеющая протяженную зону вскрытия продуктивного пласта, пробуренную преимущественно вдоль 35 напластования между кровлей и подошвой залежи в определенном азимутальном направлении. Рисунок 13 – Горизонтальная скважина 216 на Ванкорском месторождении В целом, по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными скважинами горизонтальные скважины обеспечивают большее вскрытие продуктивного пласта, тем самым увеличение производительности скважины, что позволяет: значительно уменьшить количество эксплуатационных скважин на месторождении (что особенно актуально для месторождений на шельфе, где требуются большие капиталовложения); замедлить приток газа и воды к скважинам, что достигается путем уменьшения депрессии при сохранении дебита; увеличить текущую добычу, а также КИН и КИГ (что особенно актуально на месторождениях с трещиноватыми коллекторами, где для этих целей горизонтальные скважины, вскрывают как можно больше трещин); увеличить приемистость на нагнетательных и поглощающих скважинах [10]. Также, в бурении горизонтальных скважин существует ряд недостатков по сравнению с вертикальными, таких как: увеличение объема метража бурения; увеличение себестоимости метра скважины; более интенсивное снижение дебита; трудности в проведении исследований скважин (сложность перемещения измеряющего оборудования вдоль горизонтального ствола, более сложная теория методов исследования и т.п.); 0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 900.0 1000.0 1100.0 1200.0 1300.0 1400.0 1500.0 1600.0 1700.0 1800.0 1900.0 2000.0 2100.0 2200.0 2300.0 2400.0 2500.0 2600.0 2700.0 2800.0 2900.0 3000.0 3100.0 -2626.7 Hx-I_k -2676.6 Нх-1_п 8350 8400 8450 8500 8550 8600 8650 8700 8750 8800 8850 8900 8950 9000 9050 9100 9150 9200 9250 9300 9350 8350 8400 8450 8500 8550 8600 8650 8700 8750 8800 8850 8900 8950 9000 9050 9100 9150 9200 9250 9300 9350 -2 6 7 2 -2 6 6 4 -2 6 5 6 -2 6 4 8 -2 6 4 0 -2 6 3 2 -2 6 2 4 -2 6 1 6 -2 6 0 8 -2 6 7 2 -2 6 6 4 -2 6 5 6 -2 6 4 8 -2 6 4 0 -2 6 3 2 -2 6 2 4 -2 6 1 6 -2 6 0 8 1.0 1.6 2.5 4.0 6.3 10.0 16.0 25.0 40.0 63.0 100.0 160.0 250.0 400.0 630.0 1000.0 36 трудности с точки зрения эксплуатации (невозможность замены фильтров, установленных в горизонтальной части скважины; проблемы установки насосов в искривленной части скважины); большое изменение забойного давления вдоль горизонтального участка (как следствие, прорывы воды и газа в область пятки) [5]. На Ванкорском месторождении горизонтальные скважины применяются в качестве базового варианта. Это связано с тем, что основная часть запасов нефти месторождения связана с контактными запасами (над ними газовая шапка, или под ними пластовая вода, или и то и другое), поэтому существует необходимость в добыче нефти при не больших депрессиях. Усовершенствованной версией горизонтальных скважин являются многоствольные и многозабойные скважины. 3.4 Многоствольные и многозабойные скважины Многоствольные и многозабойные скважины объединяет понятие разветвленная горизонтальная скважина. РГС – это скважина, состоящая из основного ствола и одного или нескольких дополнительных стволов, при этом, если точка разветвления скважины находится вне одного продуктивного горизонта, то это МСС, а если точка разветвления скважины находится в пределах одного продуктивного горизонта, то это МЗС. Рисунок 14 – Сопоставление МЗС и МСС [16] Каждый ствол МСС – самостоятельная полноценная скважина, вскрывающая одну точку в сетке бурения, поэтому МСС – это система разработки. Каждый ствол МЗС рассматривается как трещина многостадийного ГРП, проведенного на основном стволе, поэтому МЗС – метод интенсификации притока. По сложности заканчивания РГС выделяют 6 уровней сложности: 1. Основной и дополнительные стволы не обсажены, не зацементированы, гидроизоляция стволов отсутствует; 37 2. Основной ствол обсажен и зацементирован, дополнительный – не обсажен, не зацементирован, гидроизоляция стволов отсутствует; 3. Основной ствол обсажен и зацементирован, дополнительный – обсажен, не зацементирован, гидроизоляция стволов отсутствует; 4. Основной ствол обсажен и зацементирован, дополнительный – обсажен и зацементирован, гидроизоляция стволов отсутствует; 5. Основной ствол обсажен и зацементирован, дополнительный – обсажен и зацементирован, есть гидроизоляция стволов, причем дополнительный ствол выходит сбоку от основного; 6. Основной ствол обсажен и зацементирован, дополнительный – обсажен и зацементирован, есть гидроизоляция стволов, причем дополнительные стволы выходят из забоя основного; Рисунок 15 – Уровни сложности заканчивания РГС [16] 38 1 и 2 уровни сложности используются для бурения МЗС, тогда как 3, 4, 5 и 6 уровни сложности – для бурения МСС [16]. При бурении МСС и МЗС приходится иметь дело с геологическими рисками и технико-технологическими ограничениями. К геологическим рискам относятся поглощения, дифференциальные прихваты и обвалы стенок при проводке ствола с зенитным углом 60-90 градусов в неустойчивых коллекторах. К технико-техническим ограничениям относится ограниченность размерного ряда обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, образование заколонных перетоков из-за отсутствия гидроизоляции стыка хвостовика и обсадной колонны и ограничение интенсивности искривления скважины в 1,5 градуса на 10 метров [8]. Основное преимущество МСС в том, что они устраняют необходимость повторного бурения в вышележащих пластах. Это позволяет: экономить время на бурение; экономить средства на бурение и эксплуатацию; уменьшить экологические риски; снизить вред окружающей среде. Основные недостатки МСС – это: сложность оборудования для заканчивания; сложность конструкции скважины; высокая стоимость работ; повышенные риски при установке, ремонте и извлечении оборудования; сложность повторного попадания в пробуренный дополнительный ствол. По форме устройства вспомогательных стволов и по их расположению в пространстве различают такие виды многозабойных конструкций, как радиальные, разветвленные наклонно-направленные и горизонтально разветвленные МЗС Радиальные скважины – главный ствол проводится горизонтально, а вспомогательные – радиально. Разветвленные наклонно-направленные скважины – состоят из главного и вспомогательных стволов, которые располагаются под наклоном. Горизонтально разветвленные – схожи со скважинами предыдущего типа, так как они проводятся таким же методом, но в данном случае угол дополнительного ствола увеличивается минимум до 90°. Существует ряд особенностей, связанных с проведением исследований горизонтальных стволов в целом и МЗС в частности. Они связаны как с самими исследованиями, так и с обеспечением проведения исследований. На исследования таких скважин, в отличии от вертикальных скважин, влияют следующие осложняющие факторы: большая длительность стабилизации пластового давления; большая изменчивость забойного давления вдоль ствола скважины; близость кровли и подошвы, ГНК, ВНК; 39 значительность длины вскрытия пропластков с различными ФЕС; сложность перемещения оборудования по стволу скважины; сложность доставки оборудования в дополнительные стволы. вероятность не извлечения оборудования для проведения исследований. Основные преимущества МЗС – это: увеличение производительности скважин; обеспечение рентабельности разработки маломощных, низкопроницаемых, контактных залежей, а также шельфовых месторождений; увеличение КИН (в некоторых случаях); снижение до минимума возможности образования глубоких депрессионных воронок и конусов воды и газа. Основные недостатки МЗС – это: удорожание бурения; технические и технологические сложности, связанные с освоением, исследованием и ремонтно-профилактическими работами; сложность конструкции скважины. На Ванкорском месторождении имеется небольшой опыт применения МЗС для разработки пласта Нх-I. Исходя из анализа геологии пласта и общих преимуществ МЗС, можно сделать вывод, что в целом применение этой технологии, несмотря на её недостатки, в данном случае оправдано, т.к. пласт Нх-I представлен низкопроницаемым коллектором (30 мД) с небольшой эффективной нефтенасыщенной толщиной (7,3 м) и подстилаемый водонасыщенными аллевролитами. Однако для оценки дальнейшего применения МЗС необходимо достаточно точно определить их эффективность по сравнению с базовым вариантом – горизонтальными скважинами. 3.5 Анализ эффективности многозабойных скважин пласта Нх-I Для сравнения эффективности многозабойных скважин по отношению к горизонтальным необходимо подобрать такие две скважины (одну многозабойную и одну горизонтальную), чтобы они примерно совпадали по таким характеристикам, как длина основного ствола скважины, принятое значение проницаемости в целевом интервале, эффективная толщина пласта, депрессия, вязкость нефти. Также эти скважины должны быть одновременно введены в эксплуатацию и вскрывать один и тот же пласт. Исходя из этого, наиболее подходящими для анализа являются горизонтальная скважина 216 и многозабойная скважина 772. Многозабойная скважина имеет основной ствол длиной 737 метров и четыре боковых ствола по 200 метров каждый на интервалах в среднем по 145 метров (см. рисунки 16-19). Сравнение характеристик целевых интервалов и технологических показателей этих скважин представлено в таблице 15. Сначала проведем анализ фактических технологических и экономических показателей скважин 772 и 216. 40 Таблица 15 – Сравнение характеристик целевых интервалов и технологических показателей скважин 216 и 772 Параметр Скважина 216 Скважина 772 Целевой интервал Нх-I Нх-I Дата ввода скважины в эксплуатацию июнь 2015г. сентябрь 2015 г. Депрессия, атм 46 22 Длина основного ствола скважины, м 480 737 Принятое значение проницаемости, мД 57,6 35,0 Эффективная толщина пласта, м 5 3,5 Вязкость нефти, спз 0,7 0,7 Рисунок 16 – Геологический разрез пласта Нх-I (проницаемость) вдоль горизонтального участка скважины 216 Рисунок 17 – Геологический разрез пласта Нх-I (проницаемость) вдоль горизонтального участка скважины 772 41 Рисунок 18 – Скважина 772 (синим цветом) на карте ОННТ пласта Нх-I Рисунок 19 – Скважина 216 (синим цветом) на карте ОННТ пласта Нх-I Для оценки технологической эффективности сравнивается накопленная добыча нефти. Рисунок 20 – Зависимость накопленной добычи для МЗС и ГС от времени 0 20 40 60 80 100 120 140 160 01.06.15 21.07.15 09.09.15 29.10.15 18.12.15 06.02.16 27.03.16 16.05.16 |