Содержание
В области добычи ценных энергетических ресурсов бурение горизонтальных нефтяных скважин занимает важное место: с помощью такой технологии становится возможным добыча нефти из труднодоступных мест, а также разработка сложных участков пород. Создаваемая в процессе бурения горизонтальная скважина имеет определенный угол отклонения от оси вертикального ствола, благодаря чему становится возможным выкачивать нефть наиболее быстрым и продуктивным образом.
Выполнение работ по бурению скважин должно проходить только после подготовительного этапа. К нему относится изучение грунта в месте бурения, получение разрешительной документации, которая является юридическим подтверждением законности нефтедобычи в данном месте.
Способы бурения скважин
Наклонные скважины в целом и горизонтальные в частности можно пробурить несколькими способами.
Основными методами считаются следующие технологии бурения:
- Направленная работа.
- Сервисное инсталляционное бурение.
- Направленный процесс внутриразломного типа.
Стоит заметить, что второй метод обычно проводится вместе с прокладкой коммуникаций под землей, а третий способ чаще применяется в угольном пласте, поскольку в этом случае может потребоваться отведение газа.
Технологические особенности бурения
Ввиду падения эффективности работы старых скважин многие компании увеличивают объем производства посредством интенсивной разработки уже имеющихся и обнаруженных нефтяных залежей. Горизонтальное направленное бурение горизонтальных скважин – это весьма продуктивный способ прироста сырьевой добычи. Его суть заключается в расширении площади введения в ствол скважины продукта. В ходе горизонтального бурения образуются скважины с горизонтальными отрезками, которые становится возможным продолжить при наклонном бурении.
Бурение горизонтальных скважин имеет ряд особенностей, которые уравновешивают влияние такого способа на экологию
- Бестраншейное строительство – один из технических методов, который позволяет вести работу возле высоковольтной линии электропередач, в жилищном массиве или около дорожной развязки.
- Для сокращения временных затрат при бурении горизонтальных скважин оптимально использовать комплексное оборудование, поскольку при этом объем рабочей силы невелик, как и количество привлеченной к работе техники. Кроме того, в этом случае не нужно проводить действия по снижению уровня грунтовых вод, если они залегают слишком высоко.
- Важную роль играет и финансовый вопрос: сокращение рабочего процесса ведет к уменьшению сметы, которая закладывается при планировании скважины. Использование высокотехнологичных устройств способствует минимизации затрат.
- С общественной и экологической точки зрения подобные разработки полезных ископаемых не наносят ущерба или неудобств людям, которые постоянно проживают в районе нефтедобычи.
Применение способа горизонтального бурения
Подобный способ не только способствует увеличению количества добываемой нефти с уже эксплуатируемых месторождений. Он также позволяет с успехом разрабатывать участки, работа на которых при бурении обычной скважины считается непродуктивной и нерентабельной.
Подобный способ приносит успех в использовании в ряде случаев:
- Неисправности бурового оборудования.
- Месторождение нефти, расположенное в труднодоступной части для обычной технологии работы.
- Добыча нефти, залегающей на дне крупного водоема (океан или море).
Поломки бура могут происходить из-за залегания особо твердых пластов на пути к месторождению. Также бур может заклинить на месте разработки, и извлечь из горной породы его уже невозможно. Чтобы продолжить разработку и одновременно обойти слишком прочный слой, можно применить бурение горизонтальной скважины под углом или параллельно.
В ряде случаев стандартное бурение скважины заменяется технологией горизонтальной прокладки из-за сложного рельефа, близкого расположения к водоему. Кроме того, такой метод дает возможность быстрее и легче достичь нужного слоя породы и выбрать наиболее комфортное место для извлечения нефти.
В случае, если нефть находится на океаническом или морском дне, горизонтальное бурение потребует минимальных затрат, в то время как стандартная технология требует установки морской платформы, что обойдется весьма недешево. Таким же образом можно устраивать подземные хранилища нефти.
Характерные факторы в процессе бурения
Горизонтальное направленное бурение для нефтедобычи сопровождается использованием инновационных технологий, которые дают возможность устроить скважину с большим углом отклонения от вертикального направления. Как правило, слои, которые содержат нефть, имеют горизонтальную структуру, и подобная технологическая особенность делает добычу такой нефти возможной. Горизонтальные скважины, в отличие от стандартных, отличаются большими показателями по производительности, если сравнивать результаты бурения в одной и той же области.
Проход делается в заранее определенном режиме в нужных слоях. Работа должна выполняться с соблюдением условий по функционированию установки, которая разрушает забой скважины.
Эффективность такого разрушения оценивается по следующим показателям:
- Степень нагрузки на долото, которое имеет прямую связь с давлением по оси.
- Количество оборотов при работе устройства.
- Качество глинистого материала в каждом слое и его процент.
- Метод применения устройства.
При учете всех особенностей, которые сопровождают бурение горизонтальной скважины, можно определить, какой метод будет оптимальным. Условия работы, как правило, соотносятся с методами бурения, и если придерживаться идеальных показателей в применении технологии, можно добиться наибольшего роста продуктивности прохода в процессе горизонтальной прокладки скважины.
Место бурения может располагаться на некотором расстоянии от слоя, в котором залегает нефть, и добыча будет иметь положительный результат. В то же время стандартный способ может сильно повредить окружающей среде с точки зрения экологии, и потому горизонтальные скважины не только имеют высокую производительность, но и не наносят урона природе и человеку.
Ключевое преимущество горизонтального направленного бурения заключается в сохранении баланса экосистем и отсутствии вреда ландшафтам, на которые не производится непосредственного влияния. Отрицательное влияние на условия жизни человека также стремится к минимуму, поэтому добычу нефти можно производить и около поселений и городов.
Подготовка к процессу
Процесс создания горизонтальной скважины для добычи нефтяного или газового продукта может проходить с использованием глубокого способа бурения и применением соответствующего оборудования. При этом сначала проводится оформление геолого-технического наряда и создание технической карты. Техрегламент контролирует этапы выполнения.
Ключевые этапы бурения горизонтальных скважин идут в следующем порядке:
- Сборка оборудования для работы.
- Операции по спуску или подъему автоматического оснащения.
- Ориентировочные бурильные работы.
- Создание раствора, регулировка его плотности и тяжести, а также обработка специальными веществами.
- Герметизация скважинного устья.
- Работы по глушению.
- Подготовка исследований готовых стволов по геофизическим параметрам.
- Подготовка ствола к спуску испытателя горной породы.
- Взрывание снарядов для отбора крена.
- Освоение готовой к приему скважины.
- Доставка буровых комплексов.
Каждое действие подготовительного этапа требует регулярной проверки раствора для скважины и поддержания его свойств на нужном уровне, при этом его анализы периодически обновляются. Устья стволов должны быть оснащены оборудованием, предотвращающим выброс нефтяного продукта, поскольку это позволит максимально уменьшить риск появления аварийных ситуаций в работе.
Техническое состояние устройств, которые применяются в работе, должно проверяться своевременно; для проверки исправности оборудования необходимо применять контрольно-измерительные устройства, рабочее состояние которых также должно быть проконтролировано, автоматика и предохранительные элементы.
Любые осложнения, которые появляются при бурении горизонтальной скважины, требуется устранить. После того, как подготовительный этап заканчивается, необходимо провести испытание горных пластов. Каждый процесс по бурению требует регулярного профилактического осмотра используемой техники, который проводится до и после работы.
Особенности управления в горизонтальном бурении скважин
Важным аспектом в работе является управление оборудованием в процессе бурения, поскольку сам бур находится на отдалении. Горизонтальная технология требует тщательного контроля во избежание плачевных последствий. В работе используется система локации, которая должна воплощать функцию контроля процессов. Система представляет собой специальный зонд, который находится в головке бура. Синхронизация действий зонда производится посредством специальной техники, и оператор регулирует эти действия, находясь на поверхности земли.
Среди прочих действий зонд будет отмечать, под каким углом производится бурение горизонтальных скважин в данный момент, а получаемые сведения отправляются на прибор, с помощью которого оператор производит управление системой. Специалист также отслеживает количество оборотов устройства, температурный режим головки бура. Чем более оперативно сведения будут поступать на пульт, тем выше вероятность, что опасные ситуации будут предусмотрены вовремя.
Процесс горизонтального бурения проводится с применением комплексных установок, и в их состав обычно включены следующие конструктивные части:
- Рама.
- Лафет.
- Кузовная часть.
- Ходовая система установки (она может быть на колесах или гусеницах).
- Гидроустановка.
- Энергостанция.
- Пульт управления.
- Дизельный мотор.
- Система подачи штанг.
Классификация бурового комплексного оборудования может зависеть от предела протяжки, и этот показатель измеряется в тоннах. Также важную роль играет диаметр расширения, а также длина ствола: эти значения измеряются в максимальных пределах. Второстепенные данные служат для более полной характеристики качеств используемой в работе техники: это радиус изгиба штанговых колонн. Этот показатель позволяет узнать силу перемены траектории, которая может потребоваться при первичном бурении, а также затратами раствора для формирования стабильной горизонтальной скважины. Все эти показатели позволяют провести работу наиболее эффективно и безопасно.
2 Горизонтальными принято называть скважины, ствол или часть ствола которых имеют углы наклона в вертикальной плоскости (зенитные углы) от 56° наклонно-падающих участках и до 110° на инверсионных. Горизонтальные скважины (ГС) делятся на собственно горизонтальные скважины, когда наклонный и горизонтальный участки являются продолжением обычных вертикальных скважин, и боковые горизонтальные стволы, бурение которых ведут из стволов ранее пробуренных скважин. По радиусу кривизны участка набора зенитного угла ГС подразделяются на скважины большого, среднего и малого радиусов кривизны. По конфигурации профиля ГС делятся на трех-интервальные, которые включают вертикальный участок, участок набора зенитного угла, горизонтальный участок, и пяти- интервальные. состоящие из участков вертикального бурения, набора зенитного угла (угол меньше, чем у трех-интервальных скважин), прямолинейного наклонного, еще одного участка набора зенитного угла и горизонтального.
3 Горизонтальные скважины Участок набора кривизны Диаметр скважины, мм Протяженность горизонтальной части ствола, м Назначение скважин Радиус кривизны, м Интенсивность искривления, градус/ 10 м Большого радиуса кривизны 300 и более 1-1, Добыча углеводородов в зонах шельфа, с морских платформ, в экологически закрытых и труднодоступных районах Среднего радиуса кривизны , Повышение нефтеотдачи, интенсификация добычи, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов Малого радиуса кривизны Бурятся из обсаженных скважин старого фонда для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов Характеристики и назначение горизонтальных скважин
6 Проводка скважин с использованием телеметрических систем с гидравлическим каналом связи компании «Geolink» Включает комплекс каротажа в процессе бурения. Модули гамма каротажа и удельного сопротивления позволяют оперативно обеспечивать анализ изменений геологического разреза, гарантировать точность траектории ствола скважины не только геометрически, но и геологически, а также оценивать тип пластового флюида продуктивного пласта в режиме реального времени.
8 Основными задачами при строительстве скважин являются: — проводка ствола скважины в проектное местоположение; — вскрытие кровли пласта под определенным зенитным углом; — проводка горизонтального участка в заданном коридоре продуктивного пласта; — соблюдение интенсивности пространственного искривления ствола скважины с целью обеспечения безаварийного спуска обсадной колонны, «хвостовиков», а так же для нормальной работы погруженного оборудования в процессе эксплуатации скважины.
9 Модуль инклинометрии Модуль инклинометра содержит стандартные трехосные магнитометры и инклинометры, а также электронный блок управления обеспечивающий замеры углов в скважине в диапазоне 0–180°С и текущего азимута. Прибор программируется как с поверхности, так и в скважине с целью обеспечения следующих характеристик: — возможность полной инклинометрии, причем можно выбирать режим передачи данных: просчитанные данные или первичные данные передаются, если применяется корректировка с учетом магнитных помех бурильной колонны: — передача параметров качественности съемки, таких, как локальное магнитное поле; — выбор стандартной или скоростной актуализации данных положения передней поверхности прибора; при скоростном режиме прибор записывает скорость изменения положения передней поверхности и автоматически регулирует скорость актуализации данных соответствующим образом
10 Модуль индукционного и гамма каротажа Модули индукционного и гамма каротажа «Ориентира» состоят из легко модифицируемых модулей как для скважинной, так и для наземной систем. Модуль гамма каротажа устанавливается в компоновке с инклинометрическим модулем ниже блока электроники, что обеспечивает его максимальное приближение к долоту. Модуль гамма каротажа способен вести запись данных как в реальном времени, так и в режиме с ЗУ по (16″секундным) интервалам на протяжении свыше 200 часов бурения. На диаграмме приведен пример сопоставления результатов регистрации сопротивления модулем TRIM системы Geolink с результатами регистрации стандартными геофизическими зондами на геофизическом кабеле (ILM и ILD), что подтверждает отличную сходимость результатов определения ρ п.
11 Запоминающее устройство прибора обеспечивает поддержку в случае прерывания передачи данных или обнаружения сигнала, а также каротаж с высокой разрешающей способностью на высоких скоростях бурения.
12 Данные каротажа можно также сохранять в стандартном формате базы данных (DBF) или как LAS. С наземной системы возможна передача данных в стандартном для нефтегазовой промышленности формате WITS. В комплексе с системой «Ориентир» фирмы «Geolink» возможно проведение геофизических исследований в процессе бурения в режиме реального времени или с регистрацией в энергонезависимую память методов гамма каротажа и фокусированного индукционного каротажа. Процесс бурения осуществляется в соответствии с технологией управляемых компоновок, применение которых повышает качество работ и снижает общие затраты. Одновременное использование методов инклинометрии, индукционного и гамма каротажа позволяет геологу в процессе бурения корректировать траекторию скважины и точно провести горизонтальный участок в продуктивном пласте. Модули индукционного и гамма каротажа обеспечивают выделение характерных горизонтов и позволяют гарантировать точность траектории ствола скважины. Возможность бурения стволов пологих и горизонтальных скважин диаметром от 215,9 до 295,9 мм, «хвостовиков» боковых горизонтальных стволов диаметром от 120 до 144 мм и скважин эксплуатационного фонда.
13 ТЕЛЕСИСТЕМЫ КОМПАНИИGEOLINK
14 БЕСКАБЕЛЬНЫЕ ТЕЛЕСИСТЕМЫ (БТС) Бескабельные забойные телеметрические системы (БТС) с электромагнитным каналом передачи информации применяются непосредственно в процессе бурения скважины (MWD – в зарубежной интерпретации). Прообразом существующего варианта является забойная инклинометрическая телесистема ЗИС-4 для бурения скважин диаметром от 215,9 до 295,9 мм. В дополнение к инклинометрии (зенит, азимут, отклонитель) БТС позволяет принимать с забоя значения температуры, напряжения, вибрации, оборотов генератора, значения кажущегося сопротивления (КС). При эксплуатации БТС можно изменять протоколы передаваемых данных, несущую частоту сигнала от 10 гц до 1,25 гц (не прерывая процесса бурения). При возможности установки приемного щупа антенны на расстоянии 2500″3000 м от КНБК строящейся скважины протяженность пологой или горизонтальной части ствола может быть произвольной длины. Для удобства работы инженера-технолога может использоваться режим статического измерения параметров при выключенной циркуляции бурового раствора.
15 Технологии и комплексы геофизических исследований горизонтальных скважин определяются несколькими обстоятельствами, присущими только этим скважинам: специфическими технологиями доставки геофизических приборов в горизонтальные участки скважин; проведением исследований сборками скважинных приборов (модулей); малым диаметром скважинных приборов, обусловленным спуском их через бурильный инструмент; необходимостью обеспечения изгиба сборок на участках набора зенитного угла; решением навигационных задач проводки скважин на сильно наклонных и горизонтальных участках непосредственно в процессе их бурения; решением задач оценки коллекторских свойств и насыщения пород, когда глубинность исследований может превышать толщину пласта на горизонтальных участках. ИССЛЕДОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ, НАКЛОННЫХ (>50 о ) СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ
19 Доставку стандартных геофизических приборов (сборки приборов), размещенных в специальном защитном контейнере с отверстиями, производят, закрепив контейнер на последней трубе бурильного инструмента или НКТ технология «Горизонталь-1». Для разных методов исследований корпус контейнера может быть выполнен из различных материалов: для радиоактивных методов из стали или легких бурильных труб (ЛБТ), для инклинометрических измерений из стеклопластиковых труб или ЛБТ, для электрических из непроводящего материала на основе стекловолокна или полиэтилена высокого давления. Бурильный инструмент с закрепленным контейнером опускают в скважину на глубину, на которой зенитный угол достигает 50-60°. Затем внутрь инструмента опускают на кабеле скважинные приборы (инклинометрии, ГК, НК, ИК, БК, КС, ПС) до их посадки на нижнюю заглушку контейнера. На верхнюю бурильную трубу навинчивают специальный переводник с пазом, в который укладывают геофизический кабель. Кабель закрепляют на переводнике специальным зажимом, после чего на переводник навинчивают очередную бурильную трубу. При этом геофизический кабель выше переводника остается снаружи трубы, где его закрепляют специальными защитными кольцами для предотвращения повреждений. Все дальнейшие перемещения контейнера в скважине производят при синхронной работе буровой бригады и машиниста каротажного подъемника.
21 Технология доставки скважинных приборов на забой горизонтальных скважин с помощью специального жесткого геофизического кабеля рассчитана на применение сборок стандартных приборов. Ее применяют в наклонных и горизонтальных скважинах с длиной горизонтальной части до 300 м. При большей длине горизонтального участка спуск приборов ведут через бурильные трубы, не дошедшие до забоя на м; затем трубы приподнимают на очередные м и повторяют исследования и т.д. Данную технологию рекомендуется использовать для проведения ГИС в боковых горизонтальных стволах.
22 Верхний коннектор Электромотор Гидравлическая секция Электронная секция Тяговые колеса Гидрокомпенсатор Нижний коннектор Основные характеристики: наружный диаметр корпуса — 54 мм, длина м, вес — 79 кг, Диаметр скважины — от 56 до 157 мм, Скорость транспортировки от 900 до 1200 м/ч Кабель — не менее 3 жил. Область применения: Фонтанные скважины Компрессорное опробование Нагнетательные скважины Исследование скважин с высоким газовым фактором Длина горизонтального ствола ограничена только длиной кабеля. Ограничения: Обсаженный и чистый от АСПО горизонтальный ствол, специальное устьевое оборудование для работы в скважинах с буферным давлением.
23 Горизонтальные скважины исследуют также автономными скважинными приборами без применения геофизического кабеля. Автономные приборы в вибро- и ударопрочном исполнении размещают в теле одной или нескольких бурильных труб, закрепленных в нижней части бурильного инструмента (технологии АМК «Горизонт», АМК ВИК ПБ), или внутри инструмента, выталкивая их из инструмента на время проведения исследований. Технология проведения измерений МЕГА-АВТОНОМ
24 КОМПЛЕКС МЕГА-АВТОНОМ Предназначен для геофизических исследований горизонтальных скважин и скважин с углами наклона более 60 о. Комплекс позволяет проводить исследования скважин в автономном режиме на бурильных трубах с записью данных в энергонезависимую память. Исследования проводятся методами индукционного каротажа, двойного нейтронного каротажа, интегрального гамма-каротажа, ВИКИЗ, ПС и инклинометрии приборами ИК-М, СРК-М, ВИКИЗ, ИМММ, помещенными в специализированный защитный контейнер. Аппаратура состоит из электронного блока и блока питания. Объем памяти позволяет проводить измерения одним прибором не менее 12 часов с дискретностью одна секунда. Время начала регистрации программируется на поверхности. Кроме блока электроники и блока питания в комплект входит защитный контейнер с отверстиями в нижнем обтекателе для промывки скважины, устанавливаемый на буровом инструменте, и управляемое устройство доставки-эвакуации скважинной аппаратуры. В зависимости от конструкции скважины (минимальный радиус кривизны, диаметр) и компоновки инструмента возможны три способа доставки аппаратуры в исследуемый интервал: установка одного комплекта МЕГА-Автоном в контейнер на устье скважины и доставка- эвакуация комплекса на буровом инструменте — проведение регистрации одним прибором в скважинах с минимальным радиусом кривизны не менее 40 м; установка последовательно трех комплектов МЕГА-Автоном в контейнер на устье скважины и доставка-эвакуация приборов на буровом инструменте — одновременное проведение ВИКИЗ, 2ННК+ГК, инклинометрии в скважинах с минимальным радиусом кривизны 100 м; смена первого и последующих приборов с помощью устройства доставки — челночная технология проведения работ.
25 Преимущества комплекса МЕГА-Автоном: 1. Регистрация выполняется стандартной аппаратурой, имеющей хорошее математическое и палеточное обеспечение для интерпретации результатов измерений. 2. Аппаратура ВИКИЗ обладает большой глубинностью исследования и высокой разрешающей способностью. 3. Приборы ВИКИЗ И ИК-М не критичны к типу бурового раствора, что позволяет получать хорошие результаты в условиях применения как высокоминерализованных растворов, так и растворов на нефтяной основе. 4. Выполнение регистрации ГИС в пилотных стволах на кабеле и в горизонтальных участках комплексом МЕГА-Автоном однотипной аппаратурой позволяет в значительной степени получать более достоверные результаты исследований и интерпретации. Измеряемые параметры:Диапазон измерения Кажущееся удельное сопротивление горных пород (ВИКИЗ), Омм Потенциал собственной поляризации (ПС), В0,5 Уровень естественного гамма-излучения, мкР/час Водонасыщенная пористость (2ННК-т), %1-40 Зенитный угол, град Азимут, град Дискретность измерений, с 1
26 Челночная технология Применяется в скважинах диаметром ,9 мм с малым зумпфом. 1. Спуск первого прибора на буровом инструменте и проведение регистрации в горизонтальном участке скважины. После измерений производится подъем инструмента с контейнером в наклонный участок скважины (угол 50 о ). 2. Дальнейший подъем аппаратуры производится на кабеле с помощью управляемого устройства доставки. После подъема аппаратуры на поверхность производятся считывание зарегистрированных данных и их привязка к глубине. Для привязки к глубине используются данные с датчика оборотов лебедки и датчика веса бурового инструмента. 3. Доставка следующего прибора с МЕГА -Автоном в контейнер производится с помощью управляемого устройства доставки на каротажном кабеле. Далее — проведение измерений в горизонтальной части скважины с помощью бурового инструмента. Одновременная регистрация трех (одного) прибора. Для проведения измерений в горизонтальной части скважин диаметром ,9 мм применяется технология регистрации трех приборов: ВИКИЗ, СРК (2ННК+ГК), инклинометра (ИМММ) за одну спускоподъемную операцию. Спуск и подъем приборов в защитном трехсекционном (односекционном) контейнере диаметром 110 мм и длиной 23 (7,7) м осуществляется с помощью бурового инструмента.
27 КОМПЛЕКС МЕГА-АВТОНОМ Вспомогательное оборудование для работы по челночной технологии УСТРОЙСТВО ДОСТАВКИ И ЭВАКУАЦИИ Блок электроники Электромеханический блок Фиксатор Удлинитель Контейнер для работы по челночной технологии Контейнер для регистрации трех (одного) приборов за один спуск Переводник на буровой инструмент Верхняя секция контейнера Секция инклинометра Инклинометр Прибор «Мега-Автоном» Блок питания Блок электроники Средняя секция контейнера Секция РК Скважинные приборы Электронный блок Прибор ВИКИЗ Зонд Электронная схема Прибор ИК-М Зонд Электронная схема Переводник Прибор СРК Зонд Прибор ИМММ Зонд Нижняя секция контейнера Стеклопластик Секция ВИКИЗ Стеклопластик Отверстия для промывки скважины Зонды ВИКИЗ ПС
29 Сложности решения задач в ДГС – Расслоенные многофазные потоки – Аппаратура для ДГС – Средства доставки аппаратуры в скважину – Форма траектории горизонтального участка – Конструкция горизонтального участка
30 Решаемые задачи при геофизических исследованиях действующих горизонтальных скважин Выделение фактически работающих интервалов и определение дебитов и состава притока; Выделение интервалов прорыва газа или воды; Оценка фактически принимающих интервалов пласта в нагнетательных скважинах. Оценка результативности мероприятий по повышению нефтеотдачи. Режимы исследования: Фонтанные скважины на притоке и при кратковременной остановке; Низкодебитные в режиме компрессорного опробования; В режиме ограниченной закачки контрастной жидкости в скважинах с низким пластовым давлением; Режим установившейся закачки и при кратковременной остановке в нагнетательных скважинах.
34 ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, СКВАЖИННАЯ АППАРАТУРА SONDEX Скважинный прибор представляет собой малогабаритную аппаратуру, позволяющую выполнять исследования в эксплуатационных скважинах при спущенных НКТ. Прибор обеспечивает одновременную (регистрацию нескольких параметров: температуры, давления, (регистрация выполняется высокоточными кварцевыми датчиками), ЛМ, ГК, микрокаверномера, механической расходометрии и 12-канальным датчиком объемного влагосодержания. Датчики влагомера расположены на прижимных рычагах, что позволяет провести более точную оценку притока и характера распределения флюидов в исследуемом интервале. Скважинная аппаратура может эксплуатироваться как с применением каротажного кабеля, так и в режиме автономной регистрации при спуске на НКТ или гибких трубах. Диапазоны измеряемых величин: · температура, ОС (+/- 1) · давление, МПа (+/- 0,002) · расход, м 3 /сут (+/- 3%) · влагосодержание, % (
36 Примеры исследования низкодебитных скважин
38 Отчёт по результатам проведения геофизических исследований горизонтальной скважины Тип скважины: добывающая Цель исследования: Определение профиля притока, состава притока и технического состояния горизонтальной скважины
39 Технология исследования Описание прибора: Скважинная аппаратура АГАТ-КГ-42 разработана для исследования горизонтальных стволов нефтегазовых скважин. Конструктивные особенности прибора позволяют учитывать особенности течения флюида в горизонтальной части ствола скважины. Прибор содержит в своем составе следующий набор датчиков: — ГК, ЛМ, — Термометр — Манометр — СТИ (Термоиндикатор притока) — РГД Гранат(высокочувствительный), РГД малого диаметра. — РИС (резистивиметр) — 4 датчика влагомера (Вл), распределенные по периметру прибора на выносных кронштейнах. Прибор оснащен двумя пружинными центраторами. Способ доставки прибора: Исследования выполнены на трехжильном кабеле. Доставка прибора в горизонтальную часть ствола осуществлялась с помощью скважинного трактора «Well Tractor 218XR».
40 Исследования при работающей скважине на штуцерах График изменения забойного давления в процессе ГИС зарегистрированного на глубине 3290,0 м
42 Комплексное заключение Работающие интервалы
43 Выводы 1. Замеры выполнены через 29 мин после начала фонтанирования скважины на спуске и на подъеме. Фонтанирование не стабильное. Кроме того по данным начальника партии периодически происходила закупорка дроссельной заслонки эти факторы отметились на кривых давления на спуске и на подъеме. По этой причине полученные данные о работающих интервалах имеют ориентировочный характер. 2. За счет значительных резких перепадов давления из-за нестабильного фонтанирования кривые термометрии искажены адиабатическим эффектом. Данный эффект полностью перекрывает температурные аномалии связанные с притоком жидкости. 3. Наибольший приток 70% получен из интервала 4080,0-4493,0 м. 4. Состав притока – нефть. Из интервала 4280,0-4320,0 отмечается приток нефти с газом. 5. При фонтанировании скважины застойная вода из горизонтальной части ствола вымывается потоком нефти и отмечается по методам состава наибольшее количество в интервале 3517,0-3600,0 м. С глубины 3517 и выше, угол наклона скважины интенсивно уменьшается, соответственно за счет силы тяжести вынос воды сокращается. Течение нефти в данном интервале 3517 – 3600 происходит через воду. 6. Работающие интервалы выделены по комплексу методов: термометрия, расходометрия механическая и термокондуктивная (СТИ), методы состава влагометрия и резистивиметрия. Интерпретация ведется по изменению параметров регистрируемых полей при смене режимов работы скважины за счет изменения забойного давления
44 Отчёт по результатам проведения геофизических исследований наклонно- направленной скважины Тип скважины: нагнетательная Цель исследования: Оценка технического состояния эксплуатационной колонны, герметичности пакера. Определение общей и поинтервальной приёмистости, оценка наличия заколонных перетоков жидкости.
48 Выводы 1. По данным комплекса ГИС движение закачиваемой жидкости по колонне отмечается до глубины 2441,0 м. 2. Основной уход при закачке отмечается в верхний перфорированный интервал: 2313,0-2410,0 м (70-61%). 3. Остаточные аномалии на замере ТМ в остановленной скважине свидетельствующие о зонах поглощения закачиваемой жидкости приурочены к перфорированным интервалам. После отключения закачки скважина поглощает. 4. Приёмистость, определённая по серии замеров РГД при 1-ом (Рбуф=125 атм) и 2-ом (Рбуф=148 атм) режимах закачки составила 1485 м 3/сут и 1897 м 3/сут, соответственно. 5. Заколонные перетоки вверх и вниз не отмечаются. 6. Термоаномалии, связанные с нарушением герметичности эксплуатационной колонны и НКТ не отмечаются. Забой герметичен. Пакер герметичен.
52 Газовый каротаж и геолого- технические исследования Основаны на изучении физическими методами содержания и состава углеводородных газов в промывочной жидкости в процессе бурения, а также параметров, характеризующих режим бурения скважины. Измеряемые параметры Содержание газов в буровом растворе Давление Нагрузка на долото Расход раствора на входе и выходе Плотность раствора на входе и выходе Производится отбор шлама
56 Страна Россия Площадь Скважина Заказчик УБР Исполнитель Экспедиция ГТИ Категория скважины Разведочная Профиль скважины Вертикальная Проектная глубина 3000 м. Операторы:. Отряд 82 Станция ГТИ: ГЕОТЕСТ-5. Форма: Диаграмма в функции глубин. Геолого-геохимические параметры
57 п/п Наименование установленного оборудования технологического контроля Кол-во п/п Наименование геологических исследований Кол-во 1 Положение талевого блока (глубина забоя, мех. скорость проходки) 11Отбор проб шлама согласно тех. заданию Проводились 2Датчик веса (нагрузка на долото)12Фракционный анализ шлама Проводились 3Датчик давления на стояке манифольда 13 Определение карбонатности пород (кальцит, доломит и не растворимый остаток) Проводились 4Датчик ходов насоса 24 Люминесцентно-битуминозный анализ шлама и бурового раствора Проводились 5Датчик расхода БР на входе 15Оценка плотности и пористости шлама Проводились 6Индикатор потока БР на выходе 16 Непрерывное измерение суммарного газосодержания БР Проводились 7 Датчики уровня в приемных емкостях и доливной емкости 57 Непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа в газовоздушной смеси из дегазируемого БР Проводились 8Датчик плотности БР на входе 18 Периодическая термовакуумная дегазация (ТВД) проб раствора и шлама Проводились 9Датчик плотности БР на выходе 19 Периодическое измерение объемного газосодержания БР Проводились 10Датчик оборотов ротора 1 Наименование установленного оборудования геологического контроля 11Датчик крутящего момента на роторе 110Суммарный газоанализатор АГАТ-3И 1 12Датчик температуры БР на входе 111Хроматограф ГХ-П001М 1 13Датчик температуры БР на выходе 112Микроскоп бинокулярный 1 14Информационный пульт бурильщика 113Карбонатометр КУМ Связь: станция ГТИ – мастер – буровая — супервайзер В работе 14Люминоскоп Луч Удаленный доступ, СГТИ — мастер – супервайзер В работе 15Весы 1 16Набор фракционных сит 1 17Поплавковый дегазатор 1 18Дегазатор термовакуумный 1
Рассмотрены вопросы, связанные с бурением скважин на нефть и газ. Приведены данные по добыче и экспорту нефти и газа. Представлены результаты разработки нефтяных и газовых месторождений горизонтальными (ГС), наклонно-направленными, многоствольными и пологими скважинами в России и за рубежом.
Даны результаты восстановления простаивающего фонда скважин с применением технологии бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). Рассмотрены вопросы проектирования и применения новых технологий при разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами. Дано обоснование выбора проектной конструкции скважины и ее профиля. Дана характеристика стационарных и мобильных буровых установок, применяемых при бурении ГС.
Представлены результаты бурения скважин различных профилей и пространственных траекторий . Рассмотрены конструкции скважин, долота, бурголовки, забойные двигатели, компоновки низа бурильной колонны, параметры режима бурения и применяемые буровые растворы. Показаны специальный инструмент и технологи и бурения БГС. Особое внимание уделено созданию и применению различных телеметрических систем и специального оборудования для подземной навигации и контроля параметров пространственной траектории скважин. Рассмотрены геофизические работы в ГС и БГС, вопросы разработки и внедрения наукоемких технологий, эффективности и окупаемости затрат при бурении ГС и БГС.
Для инженерно-технических работников буровых, геологических и геофизических предприятий нефтяной и газовой промышленности, студентов и аспирантов вузов нефтегазового профиля
Определим дебит горизонтальной скважины, длиной L , расположенную в пласте толщиной h, контур питания скважины примем — радиус Rк, давление на контуре питания — Pк, с абсолютной проницаемостью — K, динамическая вязкость дренируемой жидкости — m, , давление на забое скважины — Pс, приведенный радиус скважины — rс. Предположим, что данная скважина расположена симметрично относительно кровли и подошвы пласта (рис. 1).
Рис. 1- Схема расположения симметричного ствола горизонтальной скважины по толщине пласта.
Над решением данной задачи работали Ю.Т.Борисов и В.П.Табаков . Согласно их исследованиям дебит горизонтальной скважины выражается формулой:
Если мы рассмотрим с физической точки зрения знаменатель, то первое слагаемое в отражает внешнее фильтрационное сопротивление, второе — внутреннее сопротивление скважины.
Данная формула строится на основании предположения, что контур питания горизонтальной скважины предполагается радиальным, и не зависит от длины горизонтальной скважины.
С учетом того, что Giger F выдвинул предположение, согласно которому контур питания горизонтальной скважины носит эллипсообразный, а не круговой характер, он представил свою формулу для расчета горизонтальной скважины:
здесь Rк – контур питания, представляющий большую полуось эллипса.
oshi S. предположил, что есть большая полуось эллипса, аналогичного по площади кругу с радиусом дренирования Rк, подставив которую в формулу (1.2) он получил выражение:
есть большая полуось эллипса.
В работе Renard G., Dupuy J. была предложена формула, для расчета дебита горизонтальной скважины:
где x = 2a / L и a вычисляются по формуле (1.4).
Вышеуказанные формулы применимы для изотропных пластов, которые практически не встречаются в процессе разработки месторождений! Для анизотропных пластов предложены другие формулы:
Renard, Dupuy предложил следующую формулу для анизотропного пласта
Joshi предложена формула определения дебита горизонтальной скважины, учитывающая анизотропию пласта по проницаемости:
кг — проницаемость пласта в горизонтально направлении;
кв — проницаемость по вертикали.
Однако, формулы 2 – 6 можно применять и в случае анизотропных пластов, если выполняются следующие условия: Длина скважины много больше толщины пласта, половина длины горизонтальной скважины меньше чем 90% от радиуса контура питания и длина скважины больше произведения коэффициента анизотропии на толщину пласта (L > b × h)
И.А. Чарный предложил следующую формулу для условия, когда горизонтальный ствол скважины расположен симметрично контуру питания:
где k — проницаемость пласта; Pк, Pс — давления на контуре питания и на забое скважины; μ — вязкость нефти; Н – расстояние от скважины до границы пласта; h – толщина пласта; rc — радиус скважины.
Произведем расчет прогнозного дебита нефти для горизонтальных скважин Авиловского месторождения волгоградской области. Авиловское месторождение расположено на территории Котовского района Волгоградской области на Авиловской площади. В 2007 году с целью изучения сводовой залежи была пробурена поисковая скважина 6 Авиловская, которая стала первооткрывательницей Авиловского газонефтяного месторождения. Продуктивными отложения расположены на уровне бобриковского горизонта. Введено в пробную эксплуатацию в 2013 году. На данном месторождении пробурено 8 скважин из них: Авиловская-1 – ликвидирована; Авиловские-8 и -112 – остановлены по причине достижения предельной обводненности; Авиловские-6, -111, -114, -7, -113– добывающие. По состоянию на 01.12.2016 г. Залежь нефти водоплавающая, с газовой шапкой.
Исходные данные по скважинам представлены в таблице ниже в таблице 1, коэффициенты эллипса дренирования выбирались следующим образом: а – эффективная нефтенасыщенная толщина для горизонтальной скважины, а b – средняя толщина пласта. – проницаемость керна по нефти, Рк-давление на расстоянии R от оси скважины, Рс- забойное давление, — приведенный радиус скважины, k- проницаемость пласта. -динамическая вязкость, а и в – радиусы эллипса дренирования.
Таблица 1
Примем начальное пластовое давление= давлению на контуре питания. С учетом того, что коллектор представляет собой песчаник, примем допущение, что свойства пласта изотропны. Ввиду одновременной фильтрации нескольких фаз для расчета используем величину относительной фазовой проницаемости по нефти, которая значительно меньше, чем абсолютная проницаемость.
Радиус контура питания скважины рассчитаем при помощи формулы выведенной в статье А.В. Казанцева :
Расчеты дебита скважины произведем согласно вышеуказанным формулам, а так же проанализируем точность расчета дебита скважины по данным формулам с фактическим дебитом.
Таблица 2
Выводы:
Произведенные расчеты обнаружили, что использование данных формул неприемлемо для расчета дебита Авиловского месторождения.
Однако можно отметить некоторую схожесть расчетов, при применении фрмул Ю.Т.Борисова и В.П.Табакова, Giger F, Joshi S., отсюда можно сделать вывод, что данные формулы применимы для фильтрации происходящей по линейным законам, а так же для законам при определенных условиях.
Так же можно отметить, что расчет дебита горизонтальной скважины по формуле Renard G., Dupuy J. Затруднено, ввиду существенных ограничений применимости данной формулы.
Все исходные данные были проверены и имеются заключения о том, что данные, взятые для расчетов корректны.
Большая погрешность в расчетах обусловлена наличием высокого газового фактора, на скважинах Авиловского месторождения, газовый фактор изменялся в пределах от 200 до 15 000 м3/т. Соответсвенно, говорить о линейной фильтрации в условиях данного газонефтяного месторождения не представляется возможным. Для определения дебита горизонтальной скважины, в условиях высокого газового фактора необходимо использовать иные формулы для расчета. И произведенные расчеты по классическим формулам наглядно подтверждают это.
Литература:
2. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности. НТС по добычи нефти ВНИИ. Выпуск 16. М.: Гостоптехиздат, 1962.
3. Табаков В.П. О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 13, М.: Гостоптехиздат, 1960.
4. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 10, М.: Гостоптехиздат, 1960.
5. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 10, М.: Гостоптехиздат, 1960.
6. Giger F.M. The Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling. SPE 13024, 1984.
7. Joshi S.D. Horizontal well technology. Oklahoma. 1991.
9. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. Выпуск 3, М.: ОГИЗ. 1954.
10 А.В. Казанцев, Расчет радиуса контура питания нефтяных скважин, Исслед по информ., 2001, выпус 3, с. 145-148.
11. О.Н. Шевченко, Определение значений критических градиентов давления и скорости фильтрации неньютоновской жидкости, Международный научно-исследовательский журнал № 3(45) 2016 Часть 2 стр 120-125.
12. И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов, И.М. Бакиров, Вопросы оптимизации и повышения эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования месторождений Татарстана,Казань, 2014 г., 240 с.