задача, ГРП. Оптимизация разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
Закон сохранения массы Это один из основополагающих физических законов. Для его пояснения рассмотрим трехмерную фильтрацию однородного флюида через единичный объем пористой среды. Единичный объем примем в виде прямоугольного параллелепипеда со сторонами dx, dy, dz. Поток массы через каждую грань введем в следующем виде, в декартовой системе координат: − [ 𝜕(𝜌𝜐 𝑥 ) 𝜕𝑥 + 𝜕(𝜌𝜐 𝑦 ) 𝜕𝑦 + 𝜕(𝜌𝜐 𝑧 ) 𝜕𝑧 ] = 𝜕(𝑚𝜌) 𝜕𝑡 + 𝑞 − 𝑑𝑖𝑣(𝜌𝜐) = 𝜕(𝑚𝜌) 𝜕𝑡 + 𝑞 (1) где 𝜌 – плотность, кг/м 3 ; 𝜐 𝑥 – скорость фазы x, м/с; t – время, с; q – интенсивность источника, м 3 /с В случае фильтрации многофазной многокомпонентной смеси, состоящей из 𝑛 𝑙 фаз и 𝑛 𝑐 компонентов, можно обобщить уравнение непрерывности следующим образом. − ∑ 𝑑𝑖𝑣(𝜌𝜐) 𝑛𝑙 𝑖=1 = 𝜕 𝜕𝑡 (𝑚 ∑ 𝑠 𝑙 𝑐 𝑙𝑗 𝜌 𝑙 𝑛𝑙 𝑙=1 ) + ∑ 𝑞̃ 𝑙 𝛼 𝑙𝑗 𝑛𝑙 𝑙=1 (2) где 𝑞̃ 𝑙 - интенсивность источника l-ой фазы; 𝛼 𝑙𝑗 – массовая доля компонента j в фазе l; 𝑐 𝑙𝑗 – массовая концентрация j-го компонента в фазе l; 𝑠 𝑙 – насыщенность фазой. − 𝑑𝑖𝑣 ( 𝜐 𝑜 𝐵 𝑜 ) = 𝜕 𝜕𝑡 (𝑚 𝑠 𝑜 𝐵 𝑜 ) + 𝑄 𝑜 − 𝑑𝑖𝑣 ( 𝜐 𝑔 𝐵 𝑔 + 𝑅𝜐 𝑜 𝐵 𝑜 ) = 𝜕 𝜕𝑡 (𝑚 ( 𝑠 𝑔 𝐵 𝑔 + 𝑠 𝑜 𝑅 𝐵 𝑜 ) + 𝑄 𝑓𝑔 + 𝑅𝑄 𝑜 20 − 𝑑𝑖𝑣 ( 𝜐 𝑤 𝐵 𝑤 ) = 𝜕 𝜕𝑡 ( 𝑚𝑠 𝑤 𝐵 𝑤 ) + 𝑄 𝑤 , (3) где 𝑄 𝑜 , 𝑄 𝑤, 𝑄 𝑔 – объемы, соответствующих фаз. Закон Дарси Закон Дарси говорит о том, что скорость фильтрации 𝜐 линейно зависит от градиента давления ∇𝑝. Для случая многофазной фильтрации закон справедлив для каждой фазы в отдельности 𝑢 𝑙 = − 𝑘 𝑙 𝜇 𝑙 (∇𝑝 𝑙 − 𝑝 𝑙 𝑔∇𝑧), (4) где u - скорость фильтрации фазы 𝜇 - вязкость жидкости g - ускорение свободного падения ∇𝑧– градиент гидростатического давления 𝑘 𝑙 – тензор фазовой проницаемости 𝑘 𝑙 = [ 𝑘 𝑙𝑥 0 0 0 𝑘 𝑙𝑦 0 0 0 𝑘 𝑙𝑧 ] Тензор проницаемости имеет вид, представленный вверху, если направление главных осей тензора совпадает с направлением осей координат. Если все компоненты тензора равны, то среда является изотропной. В реальной жизни чаще встречается случай, когда 𝑘 𝑧 < 𝑘 𝑥,𝑦 . Это объясняется характером напластования слоев. Относительные фазовые проницаемости зависят от характеристик насыщенности и градиента давлений. Модель фильтрации Как уже упоминалась, наиболее распространенной является трехфазная модель нелетучей нефти Маскета – Мереса (Blackoilmodel). Для дальнейшей работы подставим полученное выражение закона Дарси (4) в систему уравнений непрерывности (3). 21 𝑑𝑖𝑣 ( 𝑘 𝑜 (∇𝑝 𝑜 − 𝜌 𝑜 𝑔∇𝑧) 𝜇 𝑜 𝐵 𝑜 ) = 𝜕 𝜕𝑡 (𝑚 𝑠 𝑜 𝐵 𝑜 ) + 𝑄 𝑜 𝑑𝑖𝑣 ( 𝑘 𝑔 (∇𝑝 𝑔 − 𝜌 𝑔 𝑔∇𝑧) 𝜇 𝑔 𝐵 𝑔 + 𝑅𝑘 𝑜 (∇𝑝 𝑜 − 𝜌 𝑜 𝑔∇𝑧) 𝜇 𝑜 𝐵 𝑜 ) = 𝜕 𝜕𝑡 [𝑚 ( 𝑠 𝑔 𝐵 𝑔 + 𝑠 𝑜 𝑅 𝐵 𝑜 )] + 𝑄 𝑓𝑔 + 𝑅𝑄 𝑜 𝑑𝑖𝑣 ( 𝑘 𝑤 (∇𝑝 𝑤 − 𝜌 𝑤 𝑔∇𝑧) 𝜇 𝑤 𝐵 𝑤 ) = 𝜕 𝜕𝑡 (𝑚 𝑠 𝑤 𝐵 𝑤 ) + 𝑄 𝑤 , (5) Для решения системы уравнений требуется задать дополнительные условия. Определяются значения капиллярного давления на границе разделов фаз нефть-вода и газ-нефть, а также вводится условие того, что сумма насыщенностей компонентов равна единице. 𝑝 𝑜 − 𝑝 𝑤 = 𝑝 𝑜𝑤 (𝑠 𝑤 , 𝑠 𝑜 , 𝑠 𝑔 ) 𝑝 𝑔 − 𝑝 𝑜 = 𝑝 𝑔𝑜 (𝑠 𝑤 , 𝑠 𝑜 , 𝑠 𝑔 ) 𝑠 𝑤 + 𝑠 𝑜 + 𝑠 𝑔 = 1 известными функциями, зависимыми от давления и компонентного состава 𝜌 𝑙 = 𝜌 𝑙 (𝑝 𝑙 ; 𝑐 𝑙𝑗 ) и𝜇 𝑙 = 𝜇 𝑙 (𝑝 𝑙 ; 𝑐 𝑙𝑗 ). Зависимость проницаемости 𝑘 𝑙 есть также известная функция от насыщенностей 𝑘 𝑙 = 𝑘 𝑙 (𝑠 𝑙 ). Характер определенных выше зависимостей определяется экспериментально. Значение 𝑄 𝑙 определяется в зависимости от начальных и граничных условий. Начальные условия В общем случае для решения приведенных выше систем уравнений необходимо задание начальных и граничных условий. Чаще всего начальным 22 условием является то, что пласт находится в равновесии. Исходя из закона Дарси такое возможно, когда: все фазы неподвижны 𝑘 𝑙 =0 давление в фазе определяется гидростатическим законом 𝜕𝑝 𝑙 𝜕𝑧 = 𝜌 𝑙 𝑔 C учетом капиллярного взаимодействия второе условие можно переписать в виде условия капиллярно-гравитационного равновесия: 𝜕(𝑝 𝑜 − 𝑝 𝑤 ) 𝜕𝑧 = 𝜕𝑝 𝑜𝑤 𝜕𝑧 = (𝜌 𝑜 −𝜌 𝑤 )𝑔 на границе нефть − вода 𝜕(𝑝 𝑔 − 𝑝 𝑜 ) 𝜕𝑧 = 𝜕𝑝 𝑔𝑜 𝜕𝑧 = (𝜌 𝑔 −𝜌 𝑜 )𝑔 на границе нефть − газ (6) Граничные условия Граничные условия необходимы для определения параметров взаимодействия исследуемого пласта с окружающим пространством. Условия задаются на внешней границе Г моделируемой области. Чаще всего задаются следующие условия: 1. Давление на границе области 𝑝 𝑙 | Г = 𝑝 𝑙 (Г, 𝑡), (7) 2. Условие непротекания 𝑘𝑘 𝑟𝑙 (∇𝑝 𝑙 − 𝜌 𝑙 𝑔∇𝑧) 𝜇 𝑙 𝑛| Г = 0 (8) 3. Расход одной из фаз 23 𝑘𝑘 𝑟𝑙 (∇𝑝 𝑙 −𝜌 𝑙 𝑔∇𝑧) 𝜇 𝑙 𝑛| Г = 𝑞 𝑙 (Г, 𝑡), Или ∫ 𝑞 𝑙 (𝛾, 𝑡)𝑑𝛾 = 𝑞 𝑙𝑇 (𝑡), (9) 4. Расход жидкости ∫(𝑞 𝑜 (𝛾, 𝑡) + 𝑞 𝑤 (𝛾, 𝑡)) = 𝑞 𝑜+𝑤𝑇 (𝑡), (10) 24 2. Общие сведения о месторождении Изучаемое месторождение Х введено в разработку в 1976 г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого. Рисунок 2.1 – Географическое расположение месторождения Х и целевой области К. Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом. Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца – июля – +17,5 0 С, средняя температура наиболее холодного месяца января минус 21,5 0 С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - февраль и составляет -51 0 С, абсолютный максимум - на июль +30 0 С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней. Для рассматриваемой территории свойственен равнинный рельеф, малая амплитуда высот, неглубокий урез речных долин, монотонный 25 суглинистый характер поверхностных отложений. Геологическая информация удалена в связи с коммерческой тайной. 4.Анализ применимости зарезки бокового ствола как метод оптимизации разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения. 4.1.Технология зарезки боковых стволов скважин Огромен фонд бездействующих скважин, только в России этот фонд превышает 40 000. Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов. Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей. Существуют две принципиально различающиеся методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда - вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина. К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола. Не останавливаясь на особенностях при зарезке таких скважин, так как нет никакого различия от бурения обычных наклонно- направленных скважин, сразу рассмотрим два других варианта. Традиционный вариант - вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при зарезке бокового ствола удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола. При этом варианте существенны затраты связанные со временем, а именно: -Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства. 26 -Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост. -Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента. -Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 градусов) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке. Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии. В связи с тем, что абсолютное большинство эксплуатационных скважин наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке можно считать заведомо известным азимут. В этом случае нет необходимости вырезания участка колонны большой протяжённости, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной. В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет от 6 до 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где протяжённость участка вырезания составляет не менее 18 метров. Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат - малым утешением при получении стволов меньшего диаметра. На территории России технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока). В свою очередь, технология зарезки с уипстока разделяется на несколько подвариантов. 27 В настоящее время практически все сервисные компании по зарезке боковых стволов перешли на комплекты райберов, позволяющих за один спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания. Наиболее распространены якоря с упором на забой. Недостатками таких якорей являются: - Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени. - Механическое заякоривание требует создание определённых нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении. В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе. В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надёжностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста. Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель. Первым спуском предусматривается спуск заякоривания отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъёма, вторым - спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются: - Применение жёсткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины. - Проблематичность в ориентировании отклонителя. - Необходимость выполнения операции в два этапа. Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной. В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости 28 применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств. Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери диаметра в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза. Внутреннее отверстие ограничивается транспортным диаметром компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого диаметра по размеру ствола скважины. Выполнение операции производится следующим образом: 1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки; 2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 градусов любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза; 3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки; 4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина; 29 5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества. Как можно увидеть из краткого описания устройства, его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола. Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения. Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации. Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно- горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется как минимум два спуска инструмента. Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за один спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе. 30 Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа - необходимость двух спусков. Применяется также вариант зарезки бокового ствола за один спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Безусловно, такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен. 4.2.Анализ применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза Бурение дополнительных, боковых стволов в скважинах широко распространяется во всех нефтяных регионах России как один из эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях падающей добычи нефти и перехода многих месторождений на позднюю стадию разработки. Необходимо от метить, что при незначительных остаточных запасах бурение новых скважин приводит к чрезмерному увеличению затрат, что делает дальнейшую разработку месторождений нерентабельной. Поэтому в данных условиях наиболее приемлемыми являются мероприятия по восстановлению малодебитных, обводненных, нерентабельных, аварийных скважин с помощью бурения боковых стволов (БС). Это направление для нефтедобывающих районов, каковым является , наиболее перспективно и актуально. Для его развития имеются все необходимые условия: большой пробуренный фонд скважин, отработанность основных пластов и объектов. Возникла необходимость опробования нового района разработки, где была пробурена скважина 16, она сразу стала показывать высокие значения 31 дебита и низкую обводненность, поэтому решили изучить близлежащие скважины 15 и 18 и провести по необходимости зарезки боковых стволов по результатам гидродинамического моделирования. 4.3. Обоснование расчетных технологических показателей работы скважин Обоснование положения скважин. Расположения проектных стволов выбирались исходя из карты плотности остаточных запасов пласта Ю 1 1 (рис.4.2.2) Карта строилась на основе методики принятой в ОАО «ТомскНИПИнефть» Где: , h x y – начальная нефтенасыщенная толщина; 0 , S x y - начальная нефтенасыщенность; , Por x y - пористость; Bet - коэффициент вытеснения нефти; boN - переводной коэффициент нефти из поверхностных тонн в пластовые м 3 ; S - средняя нефтенасыщенность. Остаточная нефтенасыщенность рассчитывается по формуле: 1 c S S Bet Так как заданные значения пористости и нефтенасыщенности не являются константами, скорректированная сетка начальных нефтенасыщенных толщин рассчитывается следующим образом: 32 0 , * , , * c h x y S x y S h x y S bet Начальные запасы нефти 0 , * , * , *10000 h x y S x y Por x y boN Начальные подвижные запасы нефти 0 , * , * , *10000 c h x y S x y S Por x y boN С помощью скорректированной сетки начальных нефтенасыщенных толщин рассчитывается сетка остаточных нефтенасыщеных. Остаточные подвижные запасы нефти * * , *10000 ОННТ h Bet Por x y boN Остаточные запасы нефти , * * , * * , *10000 *10000 c ОННТ h x y S Por x y h Bet Por x y boN boN По результатам проведенного исследования можно сделать вывод, что часть пласта Ю 1 2 не вовлечена в разработку и ее запасы близки к начальным извлекаемым, что косвенно подтверждается бурением эксплуатационных скважин На изображениях 4.2.1-4.2.4. показан проектный фонд скважин. 33 Рис 4.2.1Структурная карта кровли пласта (коллектора) Ю1(1) Рис 4.2.2 Карта плотности остаточных подвижных запасовЮ1(1), т/м 34 Рис.4.2.3. Карта текущих отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте текущей нефтенасыщенности по пласту Ю1(1) на 01.04.2017 35 Рис 4.2.4 Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1)на 01.04.2017 Рис. 4.2.5. Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1) на 01.04.2017 |