Условия эксплуатации горизонтальных скважин. Обычное бурение горизонтальной скважины с последующим созданием трещин

• Название: Обычное бурение горизонтальной скважины с последующим созданием трещин
• Анкор: Условия эксплуатации горизонтальных скважин
• Дата: 13.06.2021
• Размер: 183.11 Kb.
• Имя файла: prosto pizda.docx
• Тип: Документы; #217051
• страница: 2 из 3

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов Физико-химические свойства нефги и газа Правдинского месторождения учены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтами СибНИИНП, ВНИИ, Гипровостокнефть, Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и службами производственного объединения "Юганскснефтегаз". Рабочие условия для дифференциального разгазирования пластовой нефти приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа Пласт АС 10-11: Товарная характеристика нефти составлена по данным исследований поверхностных проб из скважин 51, 68, 1069. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 838,0 кг/мЗ, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 7,2 МПа, газсодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 30,6 .м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,24 мПа.с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 890,0 кг/мЗ, газосодержание 26,0 мЗ/т, объемный коэффициент 1,079. Динамическая вязкость раз газирован ной нефти 49,16 мПас. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,60%), смолистая (8,57%), парафиновая (3,87%). Объемный расход светлых фракций при разгонке до 300"С - 32%. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 0,77%, метана 83,42%, этана 7,38%, пропана 3,18%, высших углеродов расход (пропан + высшие) 5,79%. Относительная плотность газа по воздуху 0,692. Пласг БС5: Физико-химические свойства нефти и газа изучены по 11 глубинным пробам из 5 скважин. 354, 359, 421, 463, 635 и 13 поверхностным пробам из 11 скважин. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержа-серы 1,00%), смолистая (5,33%), парафиновая (4,53%). Объемный рас ход светлых фракций при разгонке до 300° С - 41%. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 1,52%, метана 69,03%, этана 12,43%, пропана 10,32%, высших углеводородов (пропан+высшие) 15,95%. Относительная плотность газа по воздуху 0,826 . Пласт БС6: Свойства нефти и газа определены по 26 глубинным пробам из 23 скважин и 81 поверхностной пробе из 63 скважин. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,80%), смолистая (6,03%), парафиновая (4,21%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 42%. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: «азота 1,40%, метана 61,34%, этана 12,53%, пропана 13,86%, высших углеводородов (пропан + высшие) 23,91%. Пласт БС8: Характеристика нефти и газа составлена по результатам исследований 18 глубинных проб из 11 скважин и 17 поверхностных проб из 16 скважин. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,00%), смолистая (7,45%), парафиновая (4,15%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 37%. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся и 1 нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: люта 1,21%, метана 68,26%, этана 10,99%, пропана 11,37%, высших углеводородов (пропан+высшие) 18,64%. Пласт БС9: Изучены пять глубинных проб из скважин 501, 958 (две пробы), Ч 13, 3217 и шесть поверхностных проб из скважин 67, 87, 89, 772, 1183, 402. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содсржание серы 1,30%), смолистая (7,81%), парафиновая (3,68%). Объемный коеффициент светлых фракций при разгонке до 300"С - 37%. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при деференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 1,14%, метана 72,39%, этана 9,77%, пропана 10,24%, высших углеводородов (пропан +высшие) 14,98%. Таблица 2-Физико-химическая характеристика нефти и газа Продуктивный пласт АС10 АС11 БС5 БС6 БС8 БС9 Среднее значение Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,890 0,890 0,861 0,841 0,858 0,856 0,866 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,838 0,838 0,786 0,792 0,804 0,729 0,798 Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек 50,6 48 13,4 12,1 24,6 26,8 29,2 Вязкость в пластовых условиях, мПа.с 3,24 3,24 1,91 1,30 2,05 1,94 2,28 Давления насыщения, МПа 7,2 7,2 10,7 11,1 9,4 8,2 8,97 Объемный коэффициент 1,079 1,079 1,181 1,216 1,128 1,114 1,133 Газосодержание, м3/т 30,6 30,6 70,7 90,6 68,7 54,5 57,6 Газовый фактор,м3/т 26 26 68 84 50 44 49,6 Свойства и состав вод Наиболее изученными являются воды пластов БС6 и ачимовской толщи, приуроченных к неокомскому гидрогеологическому комплексу. В целом, воды всех рассматриваемых объектов относятся к хлоркальциевому типу. Плотность их в стандартных условиях изменяется от 1007 до 1010 кг/м3. Минерализация - от 10,5 до 163 г/л. В составе вод преобладают ионы хлора и натрия. Их содержание в пластах группы АС и БС изменяется от 160,0 до 277,4 моль/м3 и от 175,3 до 257,9 моль/м3, соответственно. В водах ачимовской толщи содержание иона хлора составляет 136,0-203 моль/м3, натрия - 162,2-240,0 моль/м3. Концентрации кальция и магния в водах всех продуктивных пластов изменяются, соответственно, от 1,08 до 4,1 моль/м 3 и от 0,37 до 1,3 моль/м3. Количество гидрокарбонат-иона колеблется от 10,8 до 45,6 моль/м3. Из микрокомпонентов определялись йод и бром. Содержание йода составляет 14,1-25,0 мг/л, брома - 40,2-50,9 мг/л. Водорастворенный газ в водах неогенового комплекса на 88-90% состоит из метана. Содержание азота не превышает 2,2-4,3%. Вязкость вод в пластовых условиях, определенная по палеткам, вниз по разрезу незначительно уменьшается, составляя в среднем для вод пласта АС10 - 0,37 МПа.с, для вод группы БС-0,36 МПа.с, для вод ачимовской толщи 0,325 МПа.с. Объемный коэффициент увеличивается, соответственно, от 1,017 до 1,019 и 1,021. Залежи нефти продуктивных пластов на рассматриваемом месторождении разрабатываются с заводнением, с применением в качестве вытесняюшего агента сначала вод сеноманского горизонта, а затем и сточной воды. Как свидетельствуют результаты многочисленных анализов, воды сеноманских отложений по плотности, минерализации, высокому содержанию хлористого натрия, а также по концентрации йода, брома и газосодержанию практически идентичны сточным водам.

Технико-технологический раздел

2.1 Характеристика области применения горизонтальных скважин

Горизонтальная скважина – это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны в следующих случаях:

• 
  В трещиноватых коллекторах горизонтальные скважины использовались для того, чтобы пересечь трещины с целью эффективного дренирования коллектора.
  
• 
  В коллекторах с опасностью водных и газовых прорывов горизонтальные скважины использовались, чтобы минимизировать проблемы обводнения и повышать нефтедобычу.
  
• 
  При добыче газа горизонтальные скважины могут использоваться как в коллекторах с низкой проницаемостью, так и в коллекторах с высокой проницаемостью. В низко-проницаемых коллекторах горизонтальные скважины могут улучшить дренажную зону и сократить число скважин, которые требуются для дренирования коллектора. 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 использоваться для уменьшения турбулентности в прискважинной зоне и увеличения производительности скважины в коллекторах с высокой проницаемостью.
  
• 
  Горизонтальные скважины использовались для увеличения нефтеотдачи пласта, особенно с применением термических методов воздействия на пласт. Длинная горизонтальная скважина обеспечивает большую область контакта с коллектором и поэтому повышает приемистость нагнетательной скважины. Это особенно выгодно в тех случаях увеличения нефтеотдачи, когда приемистость является проблемой. Горизонтальные скважины также использовались как эксплуатационные.
  

Надлежащая ориентация горизонтальных скважин, особенно в трещиноватых коллекторах, может также повысить эффективность вытеснения при интенсификации нефтеотдачи пласта. С недавних пор горизонтальные скважины используются в обводненных районах для закачки полимеров и других агентов для повышения эффективности вытеснения нефти.

Другие случаи применения горизонтальных скважин связаны, главным образом, с преодолением финансовых проблем, обусловленных бурением. На морских месторождениях, на отдаленных месторождениях в чувствительных к загрязнениям областях, где стоимость проекта может быть снижена только путем сокращения до минимума числа скважин, которые требуются для дренирования данного коллектора, горизонтальные скважины очень предпочтительны. В этих случаях горизонтальные скважины обеспечивают уникальные преимущества. Например, при бурении морских скважин затраты на содержание платформы пропорциональны количеству скважин, которые можно пробурить с этой платформы. Протяженные горизонтальные скважины могут использоваться не только для того, чтобы сократить число скважин, требуемых для дренирования данного объема коллектора, но они могут также увеличить объем коллектора, который может быть дренирован с Одной платформы, и значительно сократить проектные затраты. Аналогично в чувствительных к загрязнению областях и на месторождениях, находящихся под городами, горизонтальные скважины могут использоваться для дренирования большого объема коллектора с минимальным поверхностным ущербом с позиций экологии.

2.2 Профили вскрытия однородных и неоднородных пластов горизонтальной скважиной

Основными профилями вскрытия продуктивного интервала горизонтальным стволом в настоящее время являются “горизонтальный” и нисходящий. Следует подчеркнуть, что профиль вскрытия продуктивного интервала предопределяется емкостными и фильтрационными свойствами нефтегазоносных пластов и существенно влияет на производительность горизонтальных скважин. Базовые профили горизонтального ствола показаны на рисунке 1.

Рисунок 1. Схемы вскрытия однородных и неоднородных пластов различными профилями горизонтальной скважины: а – горизонтальный профиль; б – нисходящий профиль с единым зенитным углом; в – восходящий профиль с единым зенитным углом; г – нисходящий ступенчатый профиль; д – восходящий ступенчатый профиль.

Эти разновидности вскрытия зависят от неоднородности вскрываемого пласта, наличия или отсутствия гидродинамической связи между пропластками и примесей в составе добываемого газа. При этом следует учесть степень гидродинамической связи между пропластками с высокой и низкой проницаемостями и свойств флюидов, насыщающих пористую среду.

Таким образом, вскрытие продуктивного интервала однородного и неоднородного пластов горизонтальными скважинами должно быть:

1. 
   Горизонтальным профилем, если пласт однородный, и при этом ствол должен быть расположен симметрично по толщине, при котором дебит скважины оказывается максимальным при имеющихся исходных данных пласта и выбранной конструкцией горизонтального участка ствола. Ассиметричное расположение горизонтального ствола приводит:
   

• к росту коэффициентов фильтрационного сопротивления из-за увеличения расстояния от кровли или подошвы пласта;

• снижению притока газа или нефти от кровли или подошвы.

2. 
   Восходящим профилем, если отсутствует опасность обводнения скважины подошвенной водой и разрушение призабойной зоны пласта, так как минимальное забойное давление имеет место на начальном участке горизонтального ствола, если восходящий профиль ствола не оборудован фонтанными трубами. Такая схема исключает возможность образования жидкостных и песчано-жидкостных пробок на горизонтальном участке ствола. Она приобретает важное значение на последней стадии разработки залежи в период падающей добычи газа газоконденсатного месторождения, когда текущие дебиты газа не обеспечивают скорость потока, при которой выносится твердые и жидкие примеси. Однако, такой профиль горизонтального участка с единым зенитным углом неприемлем при вскрытии неоднородных по толщине пластов, в особенности в случае, если между пропластками не имеется гидродинамическая связь. При различных запасах и проницаемостях пропластков вскрытие пласта единым зенитным углом приводит к неравномерному истощению пропластков и перетокам газа из низкопроницаемых пропластков к высокопроницаемым. Процесс перетока через общий несущий ствол усиливается, если одновременно с различными проницаемостями пропластков имеет место превышение запасов газа в низкопроницаемых пропластках.
   
3. 
   Нисходящим профилем, если проектом строительства горизонтального участка предусмотрено вскрытие всех пропластков. Такая схема вскрытия с позиции эксплуатации горизонтальной скважины является наихудшей, так как при таком вскрытии минимальная скорость движения потока будет вблизи торца ствола, что создаст опасность накопления песчано-жидкостной пробки на указанном участке. Во избежание образования пробки при таком вскрытии требуется оборудование нисходящего участка практически до торца ствола фонтанными трубами. Спуск в горизонтальный ствол с нисходящем профилем фонтанных труб приведет к дополнительным потерям давления. При фиксированных депрессиях на пласт и устьевом давлении спуск фонтанных труб приведет к снижению дебита горизонтальной скважины.
   
4. 
   Ступенчатым нисходящим или восходящим профилем с учетом необходимости снижения потерь давления на “горизонтальном” участке ствола. Снижение потерь давления связано с последовательностью вскрытия высоко- и низкопроницаемых пропластков. С позиции потерь давления в горизонтальном участке, целесообразно сначала вскрывать высокопроницаемый, а затем низкопроницаемый пропластки. В противном случае, значительный дебит из высокопроницаемого пропластка будет двигаться от торца к начальному участку горизонтальной скважины, что и приведет к росту потерь при движении вдоль всей длины горизонтального участка ствола.
   

С позиции потерь давления при ступенчатом вскрытии продуктивного интервала с любым профилем (горизонтальным, нисходящим или восходящим) не обязательно соблюдать вскрытие нисходящим или восходящим профилем.

В каждом конкретном случае на реальных месторождениях вскрытие с соответствующим профилем должно быть обосновано, исходя из последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков, длины горизонтального ствола и производительности отдельных пропластков.