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

Рис. 2.4. Динамика дебита вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважин в зависи­ мости от степени компенсации отбора закачкой

горизонтальных скважин по отношению к вертикальным, показатели ин­ тенсификации разработки.

На рис. 2.4 представлены расчетные дебиты вертикальной и горизон­ тальной скважин. По графикам устанавливаются отношение начальных де­ битов, темпы их падения, сроки разработки в пределах рентабельного деби­ та и др.

При проектировании горизонтального бурения на начальной стадии раз­

работки месторождения прогнозные показатели как для горизонтальных, так и вертикальных скважин, рассчитываются по теоретическим формулам. Качество прогнозирования прямо зависит от соответствия исходных пара­ метров расчетной модели реальным условиям пластовой системы.

Обычно горизонтальные скважины проектируются на объектах, разраба­ тываемых (и имеющих историю разработки) вертикальными скважинами. Наличие фактических показателей разработки месторождения облегчает определение технологической эффективности горизонтального бурения.

Методический подход заключается в следующем.

На основе теоретических формул оцениваются дебиты вертикальных скважин, которые затем сравниваются с фактическими дебитами работаю­ щих вертикальных скважин. Для согласования расчетных дебитов с факти­ ческими вводятся поправочные коэффициенты, которые комплексно учи­ тывают неточности в определении параметров пластовой системы, входя­

щих в теоретические формулы.

Получаемые таким образом поправочные коэффициенты используются затем в теоретических формулах оценки дебитов горизонтальных скважин.

Данный прием значительно уточняет прогнозирование дебитов горизон­ тальных скважин и оценку ожидаемого технологического эффекта.

При оценке начального ожидаемого эффекта дебит горизонтальной скважины является расчетной величиной, дебит вертикальной скважины — фактической.

Сравнительный прогноз показателей разработки в определенный период времени осуществляется по изложенной выше методике.

На стадии фактической разработки месторождения вертикальными и го­ ризонтальными скважинами текущая технологическая эффективность от горизонтальных скважин определяется непосредственно на основе промы­ словых данных (по известным дебитам как горизонтальных, так и окру­ жающих вертикальных скважин).

Прогноз в определенный период времени осуществляется на основе вы­ шеизложенной методики.

Зарезка боковых горизонтальных стволов осуществляется в настоящее время в нерентабельных, высокообводненных скважинах.

На стадии проектирования БГС прогнозируемые дебиты для каждого го­ ризонтального ствола определяются расчетным способом аналогично изло­

женному выше, затем определяется суммарный ожидаемый дебит от всех стволов.

Разность между прогнозируемым и фактическим дебитами вертикальной скважины до зарезки БГС определяет его технологическую эффективность.

На стадии фактической работы боковых горизонтальных стволов теку­ щая технологическая эффективность может быть определена непосредст­

венно как разность между фактическим дебитом и дебитом скважины до зарезки боковых стволов.

Прогноз эффективности на определенный период осуществляется по аналогии с вариантом для горизонтальных скважин.

Показатели технологической эффективности являются основой для эко­ номических оценок вариантов объектов разработки.

Экономическое обоснование горизонтального бурения базируется на сравнении себестоимости добываемой нефти, получаемой прибыли от ее реализации, срока окупаемости капитальных вложений с аналогичными показателями при разработке месторождений без такого бурения. Для этого используются следующие общепринятые в отрасли формулы:

где C(t) — себестоимость тонны нефти за данный период времени; 3(t) — эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений за этот же период; Q„(t) — добыча нефти за время (t); II(t) — прибыль от реализа­ ции продукции за данный период; B(t) — выручка от реализации продук­ ции; H(t) — сумма налогов за соответствующий период.

Период окупаемости капитальных вложений определяется из условия

где А| — амортизационные отчисления в i-м году; К-, — капитальные вло­ жения в 1-ом году.

Из формулы (2.31) следует, что период окупаемости составляет п лет, т. е. определяется тем временем, за которое произойдет полный возврат вложенного капитала.

Экономические показатели можно улучшить на основе сокращения экс­ плуатационных затрат и капитальных вложений. Поэтому основу экономи­ ческой политики нефтедобывающей организации должны составлять меро­ приятия, направленные на уменьшение указанных статей расходов. Напри­ мер, в ОАО «Удмуртнефть» принимаемые меры по обустройству объектов, материально-техническому снабжению, закупке оборудования для горизон­ тального бурения приводят к сокращению нормативов затрат, составляю­ щих основу для определения себестоимости и капитальных вложений. Соз­ даны и приступили к работе совместные (с американскими и канадскими фирмами) предприятия по выпуску бурового и нефтепромыслового обору­ дования, что выводит ОАО «Удмуртнефть» на принципиально новый уро­ вень в технике и технологии горизонтального бурения.

Средний срок окупаемости горизонтального бурения по ОАО «Удмурт­ нефть» составляет 2,6 года, сумма полученной прибыли — 20,9 млн. дено­ минированных рублей.

Таким образом, разработанная методика оценки технико-экономиче­ ских показателей горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволяет на этапе проектирования проводить оценку продуктив­ ности и определять целесообразность вложения средств в бурение сква­ жины.

При заканчивании скважин боковыми стволами имеют место следую­ щие специфические особенности:

—литологическая неоднородность нефтяной залежи — наличие несколь­ ких песчаных пропластков, вскрываемых горизонтальным стволом с выходом его в конечной части в приконтурную зону пласта;

—неоднородность вскрываемого интервала по насыщенности — появле­ ние водонасыщенных интервалов в нефтяной оторочке пласта;

—фактические отклонения горизонтального ствола от проектного про­ филя с применением или даже частым попаданием в зоны ВНК или ГНК.

Правильно выбранная конструкция забоя скважины обеспечивает наи­ лучшие условия притока флюидов, максимальные рабочие дебиты без на­ рушения свойств коллектора, проведение необходимых технологических воздействий на пласт и требуемых ремонтно-изоляционных работ.

При выборе конструкции забоя определяющими являются геолого-фи­ зические условия формирования бокового ствола в интервале залегания продуктивного объекта, обусловливающие устойчивость ствола, возмож­ ность разобщения напорных горизонтов, проведения технико-технологиче­ ских воздействий на пласт и ремонтно-изоляционных работ, обеспечения длительной эксплуатации скважин с оптимальным дебитом.

3.1. Схема заканчивания БС

Схема заканчивания БС должна соответствовать литологии и структуре продуктивного пласта, предусматривать возможность проведения ремонт­ но-изоляционных работ.

Существуют четыре типовые технологические схемы заканчивания БС:

1.Сплошное цементирование.

2.Фильтр без цементирования.

3.Открытый ствол.

4.Манжетное цементирование.

Каждая из технологических схем обладает достоинствами, недостатками и имеет свою область применения, которая определяется прежде всего гео­ логическими факторами.

Заканчивание скважины БС со сплошным цементированием хвостовика (рис. 3.1, схема 1) с последующей перфорацией в продуктивной части пла­ ста позволяет:

—использовать освоенные технологии исследования, цементирования, вторичного вскрытия и освоения скважины;

—обеспечить перекрытие зон поступления пластовой воды и герметич­ ность интервала забуривания БС;

—эксплуатировать переслаивающиеся коллекторы.

Недостатками схемы 1 являются:

—загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта цементом;

—нарушение крепи в процессе перфорации хвостовика и быстрая об­

водненность скважины. Область применения:

—продуктивные пласты с хорошими коллекторскими свойствами порового, трещиноватого типа при наличии водо— и газосодержащих про­ пластков с различным давлением — при их вскрытии наклонным или горизонтальным стволом;

—продуктивные пласты с низкими коллекторскими свойствами, пред-

ставленные чередованием устойчивых и неустойчивых пород, при вскрытии наклонным стволом.

В соответствии со схемой 2 (рис. 3.1) в пробуренном БС устанавливается без цементирования хвостовик с фильтром или перфорированными обсад­ ными трубами в зоне продуктивного пласта.

Достоинствами схемы 2 являются:

—простая технология крепления;

—призабойная зона продуктивного пласта не загрязняется цементом;

—обеспечивается сохранность ствола;

—имеется возможность проведения работ по очистке ствола.

К недостаткам заканчивания БС путем спуска хвостовика с фильтром без цементирования следует отнести:

—возможность межпластовых перетоков флюида;

—высокая вероятность прорыва воды из близко расположенных пластов и обводнение скважины.

Схему 2 целесообразно использовать при наклонном вскрытии однород­ ного пласта в скважинах с герметичным заколонным пространством при отсутствии близкорасположенных напорных водогазоносных горизонтов.

Открытый ствол (рис. 3.1, схема 3) имеет следующие преимущества:

—призабойная зона продуктивного пласта не загрязняется цементом;

—сокращение сроков восстановления скважины;

—низкая стоимость БС.

Недостатки схемы 3:

—невозможно проводить ремонтно-изоляционные работы;

—заваливание ствола вследствие обрушения стенки скважины. Рациональной областью применения технологической схемы 3 являются

однородные, устойчивые продуктивные пласты, преимущественно карбо­ натные, при вскрытии наклонным стволом.

Манжетное цементирование хвостовика (рис. 3.1, схема 4). Преимущества:

—минимальное загрязнение продуктивного пласта;

—герметичность интервала забуривания;

—возможность селективного размещения фильтров.

Недостатки:

—сложная технология цементирования;

—дорогостоящее оборудование.

Целесообразно технологическую схему 4 применять при заканчивании преимущественно горизонтальных и наклонных БС в случаях наличия у кровли пласта газовой шапки или близкорасположенных водонапорных го­ ризонтов.

3.2.Условия применения конструкций с открытым забоем

Условия применения конструкций с открытым забоем:

1)коллектор однородный гранулярного или трещинного типа в состоя­ нии, не допускающем или ограничивающем применение тампонаж­ ного материала для крепления потайной колонны;

2)в разрезе коллектора отсутствует близкорасположенные водо— или га­ зоносные пласты, в его подошве нет воды;

3)коллектор, как правило, состоит из прочных, не разрушающихся под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок пород;

4)используется разделительный способ эксплуатации объекта.

Исходя из условий эксплуатации объекта, оценивают устойчивость по­ род в призабойной зоне по выражению

где осж — граница прочности породы продуктивного пласта при одноосе­ вом сжатии, МПа; Я —глубина залегания продуктивного пласта по верти­ кали, м; К — коэффициент бокового распора.

где Рт — пластовое давление, МПа; Рв — давление столба жидкости на за­ бое скважины, МПа; g — ускорение свободного падения, м/с2; р — средняя плотность вышезалегающих горных пород, кг/м3;

h,

где, pj—плотность горных пород /-го пласта, кг/м3; А, — толщина /-го пла­ ста, м; п — число пластов; ц — коэффициент Пуассона.

Продуктивные пласты должны быть устойчивыми при депрессии и не разрушаться при кислотных и других методах искусственного воздействия на пласт, а прочность пород, их слагающих, при одноосевом сжатии удов­ летворять условию

где РЗАБ— забойное давление в скважине при эксплуатации (нагнетании), Па. В «СургутНИПИнефти» [26] в лабораторных условиях эксперименталь­ но определялась прочность на одноосевое сжатие кернов, отобранных из

пластов ЮС,, ЮС2, БС,0 (табл. 3.1).

Таблица 3.1. Результаты расчета устойчивости горных пород при различных де­

прессиях

нистый, с УРД