К.С. БАСНИЕВ
академик РАЕН РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ
д.т.н.
Рис. 1. Интеллектуальная скважинная система управления отбором флюида
Рис. 2. Схема управления интеллектуальной скважинной системой
ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ СЛОЖНОЙ ПРОСТРАНСТВЕННОЙ АРХИТЕКТУРЫ
Недостатком известных способов эксплуатации скважин является дискретность гидродинамической и геофизической информации, получаемой в процессе добычи углеводородов. А это не позволяет создать эффективную систему управления процессами эксплуатации скважин, в частности, и разработки месторождений — в общем.
Разработанные РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина совместно с ЗАО «ГОРИЗОНТ-СЕРВИС-ГЕОНАВИГАЦИЯ» интеллектуальные скважины дают возможность передавать гидродинамическую, геофизическую и технологическую информацию в процессе эксплуатации в реальном масштабе времени в качестве измерительных приборов и передающих устройств в совокупности с вычислительной системой, связанной с базами данных и знаний [1 — 5]. На рис. 1 показана разработка водонефтегазовой залежи интеллектуальной скважинной системой управления (ИС-СУ) на основе бескабельной эксплуатационной телеметрической системы (БЭТС) [1]. Забойная информация принимается и перерабатывается в устройстве сопряжения объектов (УСО) и поступает в устройство управления технологическими параметрами. Исполнительным механизмом управления забойным давлением в продуктивном пласте служит клапанная система. Контроль за продвижением водонефтяных и газонефтяных контактов, фронтом нагнетаемой воды и формой конусов пластовой воды и газа в приза-бойной зоне скважин позволяет корректировать ал-
горитм управления и служит гарантией эффективной добычи углеводородов с максимальным их извлечением.
Бескабельный информационный канал связи и система электрического каротажа скважинного пространства на основе конструктивных элементов эксплуатационной колонны в совокупности с вычислительной системой, связанной с базами данных и знаний, дают основание причислить скважину к разряду интеллектуальных систем управления. Объектом управления (ОУ) являются скважина и продуктивный пласт. Устройством управления (УУ) регулируют главный технологический параметр — забойное давление и вторичные параметры: дебит скважины, фазовые превращения газожидкостных систем, температуру, вынос механических примесей, форму и скорость продвижения водогазонефтяных контактов. На рис. 2 приведена функциональная схема ИС-СУ. На УУ поступает внешнее воздействие %({), определяющее алгоритм регулирования выходной величины У (1). Возмущающее воздействие / (1) нарушает требуемую функциональную связь между выходной величиной у (0 и £ 0). Через элемент обратной связи У ос(0 сравнивается с у (0, вырабатывается сигнал помехи ИССУ и возвращается на исполнительный механизм для коррекции и (0.
Применение известных способов добычи тяжелой нефти и битумов с вязкостью более 1000 мПа с ограничено энергозатратами при тепловом воздействии, низкой или нулевой проницаемостью битумосодер-жащих коллекторов, возможностями устройств механизированной добычи. Создание искусственного коллектора двухустьевыми горизонтальными скважинами, особенно в непроницаемых битумах, обеспечивает их эффективную разработку.
Эксплуатация скважин при помощи замкнутой эксплуатационной колонны с равнопроходным гидравлическим каналом в подземной и наземной частях существенно уменьшают силы трения и гидравлические сопротивления при работе глубинных насосов на всем пути движения нефти от продуктивного пласта до пункта сбора (см. рис. 3).
Ниже рассмотрен пример возможной реализации способа на Ярегском месторождении. Продуктивный
новые mexHonosuu
пласт толщиной 20 м залегает на глубине Нпл = 180 м. Вязкость нефти при пластовой температуре составляет 10 Па с, плотность — 960 кг/см3.
Для обеспечения площади охвата увеличения коэффициента нефтеотдачи протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте должна быть Ьпл > 100м. Для предотвращения прорыва воды при обеспечении гравитационного режима эксплуатации пласт вскрывается на глубине не ниже Акпл = 15 м. Для удобства эксплуатации и существенного снижения металлоемкости наземной рамы приводного узла ее максимальная высота не должна превышать АНн = 10 — 15 м.
Рассчитаем длину подземной части эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта (рис. 4).
Ьпл = п/180 (АНпл + АНн + Нпл) ■ arccos (1 — ЖК / (АНпл + АНн + HJ = 0,01745 ■ 205■ arceos (1 — 30/205) = 112 м.
Длина наземной части эксплуатационной колонны
Ьн = п/180 (АНпл + АНн + Нпл) ■ arceos (1 — 2АНн / (АНпл + АНн + HJ = 0,01745 ■ 205■ arceos (1 — 20/205) = 922 м
Зенитный угол а зарезки наклонного ствола на устье скважины:
а = aresin 0,5 (Ипл + АНпл — АНн) = aresin 0,5 (180 + 15 — 10) = 64,5°.
Рассмотрим работу глубинного насоса на примере четырехпоршневой двухцилиндровой установки (рис. 5) при следующих условиях:
— в подземной части установки действуют только силы от веса поднимаемого столба жидкости, силы трения и сила от веса тяг (каната) и поршней;
— утечка жидкости в зазорах поршневой пары отсутствует;
— откачивается однофазная практически дегазированная жидкость;
— пренебрегают углом охвата (отношение длины поршня к радиусу искривления эксплуатационной колонны) из-за его малости.
Максимальная нагрузка на приводном узле достигается при подъеме жидкости на полную высоту H, т.е. на 180 + 20 = 200 м. Поршень должен преодолевать давление столба жидкости Р = 0,1 ■ 0,96 ■ 200 = 19,2 атм. Сила трения при движении вязкой жидкости:
НР= 1300 ■ v ■ H ■ Q / g ■ D4T, где H — потеря напора;
1300 — коэффициент, учитывающий размерность;
g = 9,81м/с2;
v — кинематическая вязкость [стокс]; H — длина трубопровода [см]; Q — дебит скважины [м3/сут]; DT — диаметр трубопровода [см]. Для вязкости v = 10 стокс и Q = 10м3/eyт потеря напора составит:
H = 0,1 НТР, ■ g = 12,7 атм. Вес тяг с поршнем на высоте Н = 200м GK = (Н ■ qj + qn= (200 ■ 0,56) + 24 = 136 кг, где qK — вес погонного метра тяги (канат 012,5 мм) в воздухе;
qn — вес поршня в воздухе.
Рис. 3. Способ
механизированной добычи вязкой нефти и битумов
Рис. 4.
Расчетная схема траектории двухустьевой скважины
Рис. 5. Схема
четырехпоршневой
двухцилиндровой
установки
Рис. 6.
Схема совместной
эксплуатации
газогидратных
пластов и пластов
высоковязких
углеводородов
Рис. 7. Вскрытие и эксплуатация залежей вязкой нефти конвективной скважиной
Рис. 8. Геонавигация конвективных скважин сложной архитектуры
Рис.9. Роботизация процесса разработки месторождения углеводородов
Рис. 10. Двухустьевая интеллектуальная скважина
Итого растягивающая нагрузка на канат составит при дебите О = 10 м3/сут:
— от подъема столба жидкости и преодоления сил трения по трубе с Бт = 10,0см
в = (19,2 + 12,7)п Ъг/4 = 2504 кг;
— от веса каната и поршня вк = 136кг.
Всего 2504 + 136 = 2640 кг.
Разрывное усилие канатов 012,5 мм составляет 7,4 — 8,8 тс (в зависимости от маркировочной группы).
Таким образом, запас прочности по канату будет Кз= 2,8 - 3,3.
Следовательно, конструкция скважины удовлетворяет требованиям, предъявляемым к горным и строительным сооружениям, и ее можно реализовать известной техникой, например, буровыми установками для бурения под препятствиями.
Технологии применения жидких радиоактивных отходов (ЖРАО) в качестве источника теплового воздействия, совмещения методов теплового воздействия радиоактивных и нерадиоактивных теплоносителей, использования многоуровневой конструкции горизонтальной скважины для эксплуатации залежей вязкой нефти или битумов повысят не только углево-дородоотдачу, но и коэффициент полезного действия атомных электростанций (рис. 6) [6].
Технологии разработки залежей вязкой нефти и битумов с нижележащим пластом горячей воды конвективными многоствольными скважинами включают строительство скважины с многочисленными боковыми секциями для образования замкнутой циркуляции между пластами; формирование теплового поля в нижнем пласте и отбор углеводородов из верхнего пласта; принудительную циркуляцию горячей воды из нижнего пласта и охлажденной — из верхнего (рис. 7).
Геонавигация конвективных скважин сложной архитектуры осуществляется следующим образом (рис. 8.). Из нижней ступени пласта бурят горизонтальный боковой ствол с восходящим пассивным участком и расширенным окончанием, причем спускают на бурильных трубах хвостовик с системой наведения на башмаке и тампонируют. Из верхней ступени бурят горизонтальный боковой ствол с нисходящим активным участком, выводящимся на заданную траекторию двигателем-отклонителем, управляемым телеметрической системой. Телеметрическая система обменивается с системой наведения информацией о процессе сопряжения траекторий бурящегося активного и восходящего пассивного стволов. В результате маневров двигателя-отклонителя нисходящий активный ствол выводится на общую стыковочную траекторию, и долото сближается с расширенным окончанием пассивного ствола. Сближение завершается вхождением долота в расширенное окончание, уменьшением подачи бурового раствора для отключения двига-теля-отклонителя и входом в башмак хвостовика. Далее на колонне бурильных труб поднимается долото и спускается хвостовик активного ствола в хвостовик пассивного.
Основным техническим результатом промышленного использования предложенного способа добычи вязкой нефти и битумов является использование воз-
обновляемого источника тепла Земли — горячей пластовой воды, что дает значительный экономический и экологический эффекты.
Интеллектуальные скважины необходимы практически на каждом нефтяном месторождении, особенно с трудноизвлекаемыми запасами. Оснащение добывающих и нагнетательных скважин бескабельными эксплуатационными телесистемами позволит в ближайшей перспективе роботизировать процессы разработки месторождений углеводородов (рис. 9) [3].
Освоение низкопродуктивных и труднодоступных месторождений углеводородов усложняет архитектуру скважин. Отклонение забоя от устья перешагнуло рубеж 10 км, протяженность горизонтального ствола достигает 7 км, многозабой
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.