книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

—градиенты давлений ниже точки забуривания БС;

—смещение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базис­ ного) пласта;

—наличие (отсутствие) давления в межколонных пространствах;

—наличие заколонных перетоков в рекомендуемом интервале забурива­ ния БС (Юм выше и 20 м ниже точки забуривания);

—состояние обсадной эксплуатационной колонны;

—состояние цементного камня за обсадной эксплуатационной колон­ ной;

—способ бурения;

—вид привода;

—тип мобильной буровой установки;

—максимальная масса колонны: а) обсадной (хвостовика); б) бурильной;

—тип установки для испытания;

—структура и литология разреза в интервале забуривания и бурения БС;

—глубины газоводонефтяного контакта;

—возможные осложнения в интервале бурения БС;

—продолжительность цикла восстановления скважины методом бурения БС:

а) строительно-монтажных работ; б) подготовительных работ к бурению; в) бурения и крепления;

г) испытания скважины в эксплуатационной колонне;

—схема заканчивания БС и способ его крепления.

2.5. Методика оценки возможности и целесообразности восстановления бездействующих скважин бурением из них боковых стволов

Одним из наиболее эффективных мероприятий по повышению нефтеот­ дачи пластов является проведение капитального ремонта бездействующих аварийных, обводненных и первоначально малодебитных скважин, экс­ плуатация которых невозможна или в сложившихся экономических усло­ виях нерентабельна, путем бурения из них боковых горизонтальных или наклонно направленных стволов.

Существующие технические средства и технологии позволяют вполне успешно осуществлять ввод в эксплуатацию объектов, находящихся, как правило, на поздней стадии разработки (бурением из бездействующих сква­ жин БС). Однако при этом проблема, связанная с обоснованием выбора наиболее предпочтительных из бездействующих скважин для проведения в них данного вида капитального ремонта, до настоящего времени не решена [57].

В известной методике (А. Ю. Дмитриев, П. С. Чубик — Томский поли­ технический университет, Л. Б. Абакумов — ТомскНИПИнефть) вопросы, касающиеся разработки месторождений и бурения скважин, объединены, поскольку решать задачи, связанные с выбором скважин под зарезку БС, определением их числа, точек вскрытия ими пласта, границ зарезки допол­ нительных стволов в колонне с учетом технических возможностей приме­ няемого оборудования и экономической эффективности проведения дан­ ного вида работ, можно только в комплексе.

На первом этапе для рассматриваемого месторождения выявляют без-

Таблица 2.4. Разделение коллекторов на классы по пористости и проницаемости

действующие, аварийные, обводненные и первоначально малодебитные скважины. Затем с помощью карты местоположения забоев скважин, экс­ плуатирующих один и тот же пласт, анализируют положение забоев этих скважин. При этом возможны два варианта:

а) в окружении работающих скважин находится только одна бездейст­ вующая скважина;

б) в окружении работающих скважин находятся забои двух или большего числа близкорасположенных бездействующих скважин.

В том и другом случаях формируются области, состоящие из бездейст­ вующих и окружающих их работающих скважин, дальнейший анализ кото­ рых с целью оценки целесообразности проведения в них данного вида ка­ питального ремонта производится по следующим критериям:

1. Количество остаточных запасов нефти Для каждой скважины, входящей в ту или иную выделенную область,

рассчитывается по оперативной методике подсчета остаточных запасов нефти текущий радиус охвата воздействием. В основу этой методики поло­ жены данные об относительной проницаемости воды и нефти для гидро­ фильных песчаных коллекторов I—V классов, приведенные в табл. 2.4, на основе которых получены зависимости между объемной обводненностью добываемой продукции, приведенной к пластовым условиям, и нефтеводонасыщенностью эксплуатируемого коллектора соответствующего класса:

где ртек — текущая нефтенасыщенность коллектора, доли единицы; K^B— объемная обводненность добываемой продукции, доли единицы.

Средняя погрешность аппроксимации связи ртек = / (К ^) приведенными выше уравнениями составляет не более 1,4 %. Уравнения (2.4) — (2.8) спра­ ведливы для КобВ> 0,1—5.

Разделение коллекторов на классы осуществляется по их пористости и (или) проницаемости (табл.2.4), при этом последняя является доминирую­ щим критерием.

В данной методике используются те же параметры, что и при обычном

Т а б л и ц а 2.5. Исходные данные и рассчитываемые величины для определения ра­

диуса охвата воздействием разработки пласта скважиной

Номер скважины Глубина пласта Глубина пропластков Толщина общ. и нефт. Интервалы перфорации

подсчете запасов. Уточняются только нефтенасыщенность, коэффициент нефтеизвлечения и объем залежи, вовлеченный в разработку. Пористость, плотность нефти и пересчетный коэффициент, учитывающий ее усадку в поверхностных условиях, принимают по данным баланса запасов.

Определение радиуса охвата воздействием разработки пласта той или иной скважиной осуществляется в следующем порядке:

1.По каждой скважине составляют таблицу исходных данных о погодовой добыче воды (QB) и нефти (Q„) (табл. 2.5, графы 1—3).

2.По данным о проницаемости и (или) пористости оценивают класс коллектора (табл. 2.4), слагающего залежь нефти.

3.Проводят расчеты по годам объемной обводненности добываемой продукции (табл. 2.5, графа 4), приведенной к пластовым условиям, по формуле

где QB— годовая добыча воды, т; QH— годовая добыча нефти, т; у, в — со­ ответственно плотность нефти (доли единицы) и пересчетный коэффици­ ент, учитывающий ее усадку в поверхностных условиях.

4.Для соответствующего класса коллектора по уравнениям (2.4) — (2.8) определяют текущую нефтенасыщенность ртек по годам эксплуатации объ­ екта разработки (табл. 2.5, графа 5) и выделяют период, характеризующий­ ся последовательным снижением текущей нефтенасыщенности, который соответствует моменту полного разбуривания залежи сетью эксплуатацион­ ных скважин.

5.По выделенному периоду рассчитывают изменение текущей нефтена­

сыщенности (др) в процессе эксплуатации объекта (табл. 2.5, графа 6) как разницу между максимальным значением текущей нефтенасыщенности (начало периода) и значением текущей нефтенасыщенности каждого года дальнейшей эксплуатации. Далее определяют суммарные значения измене­ ний текущей нефтенасыщенности за год, два и более (£Др) (табл. 2.5, гра­ фа 7).

6. Определив снижение текущей нефтенасыщенности за год, два и бо­ лее, находят динамический объем залежи (Vaiw, тыс. м3), т. е. объем, из ко­ торого осуществляется добыча нефти за год, два и более (табл. 2.5, графа 10), а также рассчитывают суммарный динамический объем Удин, тыс. м3 (табл. 2.5, графа 11), по формулам:

где ш — пористость коллектора, доли единицы; Ь, у — то же, что и в урав­ нении (2.9); AQH— добыча нефти за период (год, два и более), для которого вычислено Др, т (табл. 2.5, графа 8); AQ \ - суммарные значения AQ„ за

год, два и более, т (табл. 2.5, графа 9).

К определению AQ„ необходимо сделать некоторые пояснения. По­ скольку добыча по годам, как правило, может колебаться в значительных пределах, при подсчете AQHнеобходимо учитывать, что текущая нефтенасыщенность соответствует середине года, по данным добычи которого она определяется. Поэтому AQ„ д л я двух ближайших лет определяется по сред­ нему арифметическому значению добычи нефти за эти годы. Значение AQH за большее число лет равно среднему арифметическому двух крайних лет плюс добыча всех внутренних лет изучаемого периода разработки.

Рассчитав Кдин и VmH за весь период, характеризующийся последователь­ ным снижением текущей нефтенасыщенности объекта, для дальнейших расчетов из этих значений выбирают максимальное Удин, то есть величину объема нефтесодержащих пород, подвергшихся наибольшему охвату воз­ действием системы разработки.

7. Уточнение значений начальной нефтенасыщенности (рнач) осуществ­ ляется по результатам определения динамического объема залежи, вовле­ ченного в разработку, а также по данным о накопленной добыче нефти (табл. 2.5, графа 12), по формуле

где IQ„ — накопленная добыча на год определения, т; QHи ртек — соответст­ венно, добыча нефти (т) и значение текущей нефтенасыщенности (доли единицы) в год определения рнач; т, у, b — то же, что и в формуле (2.10).

По значению текущей нефтенасыщенности последнего года эксплуата­ ции и с учетом результатов определения динамического объема, из которо­ го осуществляется добыча нефти, можно оценить текущую (работающую) и остаточную нефтенасыщенную толщины пласта по следующим формулам:

где Ьнач начальная (вовлеченная в разработку) толщина пласта, которая определяется с учетом интервалов перфорации скважины, м; ртек — текущая нефтенасыщенность последнего года эксплуатации; Р*тек — максимальное значение начальной нефтенасыщенности рассматриваемого периода; рост — остаточная нефтенасыщенность при достижении предельной обводненности добываемой продукции, которая рассчитывается по формулам (2.4) — (2.8) для соответствующего класса коллектора при = 0,98; Внеи1и„ — фак­ тическое значение остаточной нефтенасыщенности, получающееся за счет влияния заколонных перетоков и других причин, которое определяется по

дет пересекать радиусы охвата близ­ лежащих скважин, то рекомендуется осуществлять наклонно направленное

бурение, а центр окружности принимать за точку вскрытия пласта допол­ нительным стволом. Если окружность с радиусом R^ не будет пересекать радиусы охвата близлежащих скважин и в данную зону можно вписать не­ сколько (2 и более) окружностей, то рекомендуется осуществлять бурение горизонтального ствола. При этом точка, из которой был проведен первый к бездействующей скважине средний радиус охвата воздействием, будет точкой вскрытия пласта дополнительным стволом, а длина дополнительно­ го ствола определяется расстоянием между центрами вписанных в данную зону R^p. В случае, когда около одной бездействующей скважины располо­ жено несколько сформированных зон, необходимо рассмотреть возмож­ ность радиального бурения, т. е. зарезку нескольких стволов из одной без­ действующей скважины (рис. 2.3). Если же нефтенасыщенную зону невоз­ можно пересечь дополнительным горизонтальным стволом из— за техниче­ ских и технологических причин либо невозможно провести радиальное бу­ рение, необходимо рассмотреть вариант бурения нескольких дополнитель­ ных стволов из разных бездействующих или малодебитных скважин, входя­ щих в данную зону.

Предлагаемая методика дает возможность оперативно определять коли­ чество остаточных запасов нефти в зонах, не вовлеченных в разработку имеющимися скважинами, производить стоимостную оценку остаточных запасов нефти в этих зонах, определять техническую и технологическую

возможность проведения буровых работ в бездействующих скважинах, на­ ходящихся в этих зонах, выбрать оптимальный вариант. Все это позволяет обоснованно подходить к выбору бездействующих скважин для осуществ­ ления в них работ, связанных с зарезкой и бурением дополнительных ство-

лов.

Результаты, получаемые с помощью данной методики, служат основой для выбора числа дополнительных стволов, точек вскрытия пласта вторым стволом или стволами, их оптимального азимутального направления и спо­ соба бурения с учетом технических возможностей и экономической эффек­ тивности проведения данного вида работ.

4. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизон­ тальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

Для увеличения горизонтального бурения к каждой скважине следует подходить с тщательным экономическим обоснованием, детально просчи­ тывая эффективность и окупаемость проводимых работ, т. е. проводке каж­ дой отдельной горизонтальной скважины и бокового горизонтального ство­ ла должно предшествовать технико-экономическое обоснование (ТЭО) с целью решения вопросов выбора места и направления бурения горизон­ тальных скважин, оценки оптимальной длины горизонтальных стволов, прогнозирования технологической и экономической эффективности буре­ ния.

Одними из основных вопросов, которые требуется решить при проекти­ ровании горизонтального бурения, являются оценка и прогноз технологи­ ческой и экономической эффективности работ. Остановимся на принципи­ альных моментах их решения на примере ОАО «Удмуртнефть» [58].

Подходы к оценке технологической эффективности горизонтальных скважин или скважинных систем должны учитывать стадийность разработ­ ки месторождения.

Если горизонтальное бурение проектируется на новом объекте, то про­

гнозирование технологической эффективности основывается на теоретиче­ ских оценках.

Поскольку ГС бурят вместо привычных вертикальных, их эффектив­ ность определяют по отношению к вертикальным. Относительная техноло­ гическая эффективность ГС характеризуется соотношением текущих деби­ тов или накопленной добычи нефти при разработке месторождения гори­ зонтальными и вертикальными скважинами. Разность этих показателей оп­ ределяет дополнительную добычу нефти, полученную за счет бурения ГС.

Ниже приведены формулы, позволяющие приближенно оценить потен­ циальный дебит ГС. Наиболее простой способ заключается в оценке деби­

тов вертикальных скважин по известной формуле Дюпюи, горизонтальных скважин — по формуле Джоши.

Представим формулу Дюпюи в виде

де^ит веР™кальной скважины, м3/сут, к —абсолютная проницаепласта, мкм , h — толщина пласта, м; ц — вязкость жидкости, мПа • с;

м по' о давление>соответственно, на контуре питания и забое скважины,

Р^ ИУС к°нтура питания, м; гс - радиус скважины, м. Формула Джоши будет иметь вид

где qr — дебит горизонтальной скважины, м3/сут; L — длина горизонтально­

ра питания).

Из формул (2.20) и (2.21) следует, что отношение дебитов qr / q„ обратно пропорционально отношению фильтрационных сопротивлений. Известны аналоги формул (2.20) и (2.21), в которых учитывается анизотропия пласта по проницаемости.

Однако практическое применение приведенных формул (2.20) и (2.21) для сравнительных оценок ограничено тем, что они предназначены для оп­ ределения стационарного дебита скважины при изотермической фильтра­ ции однофазной жидкости. Поэтому расчеты по ним дают оценки техноло­ гических показателей лишь в первом приближении. Тем не менее на этапе проектирования оценки подобного рода широко применяются и дают представления об эффективности использования ГС. Для более точных оценок необходим учет нестационарности и многофазности фильтрацион­ ного потока.

Например, при двухфазной фильтрации воды и нефти для вертикальной скважины дебит жидкости определяется по формуле

для воды и нефти; S — водонасыщенность; рв, рн — вязкости, соответствен­ но, воды и нефти.

Аналогично для горизонтальной скважины дебит жидкости можно рас­ считать по формуле

Дебит нефти для горизонтальной скважины аналогично определяется по формуле

а +

где n = in—

L

2

Для расчетов нестационарных режимов фильтрации используем ме­ тод последовательной смены стационарных состояний. Необходимо, в первую очередь, выделить зоны дренирования для вертикальной и го­ ризонтальной скважин, где заданы начальные пластовые давления на контуре питания и средняя водоили нефтенасыщенность в области фильтрации.

Алгоритм расчетов динамики дебитов с постоянным шагом по времени Ат = const строится по следующей схеме.

1.С использованием известных давлений на контуре питания Рк (tj) и средней насыщенности в области фильтрации s(tj) на предшествующий мо­ мент времени tj (tj = iAt) по формулам (2.22) — (2.25) определяются дебиты скважин q (t();

2.Рассчитывается новое значение давления на контуре дренирования

(среднее давление в пласте) по формуле

где q(t|) — дебит жидкости вертикальной или горизонтальной скважины, определяемый по формулам (2.22) и (2.24); V = KRk2H — объем пласта в пределах контура питания; р* = m р. + рс — коэффициент упругоемкости пласта; qK(tj) — объемная скорость жидкости, поступающей через контур питания.

Приток жидкости в область через контур питания следует задавать по те­ кущему балансу отбора и закачки на разрабатываемом объекте. При qK(tj) = О имеем замкнутую область. При этом скорость падения давления в пласте полностью определяется коэффициентом упругоемкости. При 0< qK(t) < q(t) объем поступления жидкости меньше ее отбора и среднее давление в пласте будет падать.

Закон поступления («вторжения») жидкости согласно формуле (2.26)

ходных данных проводят расчеты на очередном отрезке времени, т. е. по­ вторяются все пункты алгоритма.

Описанный метод позволяет прогнозировать на этапе проектирования дебиты жидкости, нефти, обводненность, технологическую эффективность