СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН С БОЛЬШОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ЧАСТИ СТВОЛА
В. БУСЛАЕВ, Н. ЦХАДАЯ, И. ЛИТВИНКОВИЧ, Ухтинский ГТУ
I.: КУ<1Ч сут
О -100 800 1200 1600 2000
Рис. 1. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины горизонтальноного ствола при различных значениях депрессии
Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин является одним из приоритетных направлений в нефтегазодобывающей отрасли по вовлечению в промышленную разработку труд-ноизвлекаемых запасов нефти, особенно Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Это связано с тем, что в структуре запасов углеводородного сырья увеличилась доля подготовленных к разработке месторождений, относящихся к категории трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов. В тех районах, где размещение оборудования для бурения вертикальных скважин связано с ограничениями экологического или административного характера, альтернативой может быть проводка скважин с большими отходами стволов от вертикали. Для разработки месторождений и залежей, расположенных на определенном удалении от существующих платформ, бурят скважины с большим отходом от вертикали. Оптимальная схема размещения скважин при минимальном числе платформ позволяет снизить стоимость разработки месторождения, повысить его текущую производительность и конечную отдачу продуктивных пластов.
При бурении горизонтальных скважин с большой протяженностью горизонтальной части нередко возникают трудности: недоведение нагрузки до забоя, повышение энергозатрат на бурение, желобооб-разование, осыпи и обвалы неустойчивых отложений, а также предъявляются повышенные требования к буровым растворам и т. д. В работе [1] авторы оценивали зависимость дебита горизонтальной газовой скважины от изменения забойного давления по длине горизонтального ствола.
Результаты исследований, в которых изучалась зависимость дебита скважины от длины ее горизонтального ствола и депрессии, создаваемой в ее призабойной зоне, приведены на рис. 1. Следует отметить, что прирост дебита в зависимости от длины горизонтального ствола и депрессии на пласт имеет нелинейный характер. Это является одной из причин, которые приводят к необходимости выбора оптимальной конструкции скважины.
При экономической оценке была использована зависимость затрат на бурение горизонтального ствола от его длины. Результаты представлены в виде кривой на рис. 2. Следует подчеркнуть, что экономически оправданная длина горизонтальной части зависит от характера изменения дебита в зависимости от исходных геолого-физических и других
параметров. Поэтому минимум затрат может "перемещаться" влево или вправо по оси 1_.
Выбранная в качестве оптимальной длина горизонтального ствола и соответствующий ей дебит не являются предельными величинами. Оптимальное значение длины соответствует ситуации, когда рост дебита скважины за счет увеличения длины горизонтального ствола уже не может скомпенсировать увеличение затрат на бурение горизонтального участка.
По результатам исследований, проведенных на кафедре бурения и отраженных в работе [2], был сделан вывод, что максимальное увеличение прироста дебита в 2-4 раза возможно при соотношении толщины пласта (И) к длине горизонтального ствола (1_) менее 0,1 (рис. 3).
Также в результате исследований установлено, что производительность горизонтальных скважин Ог/Ов при длине горизонтального ствола, равного параметру контура питания 1_/Ь=1, является максимальной и увеличение происходит в 5-15 раз (рис. 4).
Анализ продуктивности горизонтальных скважин осуществлялся по известным методикам для условий Лаявожско-го месторождения (данные в табл. 1).
Известны современные результаты применения скважин с обычной протяженностью горизонтального ствола до 300-500 м в пластах мощностью не более 20 м, где увеличение накопленной добычи на одну горизонтальную скважину составило около 2,3-3,2 раза, что уже обеспечивает сокращение фонда скважин в 2-3 раза. Данные результаты были получены от бурения горизонтальных скважин такими предприятиями, как ЗАО "Битран" (5000 ГС), ОАО "Сургутнефте-
газ" (260 ГС), НК "Татнефть" (100 ГС), НК "Башнефть" (100 ГС). Этот прирост показателей добычи не является существенной альтернативой для нефтяных компаний. Это объясняется тем, что применяемые системы разработки месторождений горизонтальными скважинами являются незначительной реконструкцией систем с использованием вертикальных скважин, т. к. объемный контур питания горизонтальных скважин увеличивается незначительно. Например, ТЭО разработки Динъельского месторождения с применением горизонтальных скважин с протяженностью горизонтального ствола 300-500 м показало недостаточную эффективность применения в сложных геолого-технических условиях со сроком окупаемости около 16 лет [3].
Наиболее существенной альтернативой является создание систем разработки с использованием горизонтального ствола большой протяженности. Такая система апробирована в альтернативном варианте технико-экономического обоснования Ухтинским государственным техническим университетом на примере Динъельского нефтяного месторождения. Было предложено использовать профиль с протяженностью горизонтального участка до 2250 м. Желательно, чтобы эта часть ствола имела синусоидальный вид, что дает возможность увеличить поверхность дренирования и более детально изучить продуктивный горизонт.
Сравнение этих двух вариантов технико-экономического обоснования показало возможность сокращения фонда скважин с 41 до 16, а капитальных вложений и периода окупаемости - в 2 раза.
Наибольший эффект достигается при пересечении горизонтальным стволом большой протяженности вертикальных трещин, зон разуплотнения и максимальной фильтрации, что обеспечивает повышение производительности скважин в десятки раз, например, на месторождениях тяжелой нефти.
В УГТУ был осуществлен расчет экономической эффективности добычи газа на опытном участке "Углепромгаз" шахты "Комсомольская" (Воркутинское месторождение) и рассмотрено два варианта проекта. В связи с тем, что месторождение представляет собой газы генерации углей универсальной технологической схемой разработки, по мнению коллектива разработчиков, является использование горизонтальных, многозабойных и разветвленно-гори-зонтальных скважин с максимальной протяженностью стволов в продуктивном пласте и концентрацией хозяйственной деятельности на ограниченных производственных площадях.
С поверхности осуществляют бурение горизонтальной газоотводящей скважины, ствол которой расположен в верхней части угольного пласта или в верхней части верхнего пропластка, и воздухоподающей горизонтально-
Табл. 1
Наименование Обозначение Числовое значение Единицы измерения
Вязкость М 2И0-2 Па^с
Пористость 0,2 -
Перепад давления Р 4 МПа
Горизонтальная проницаемость ки 3^10-13 м2
Кв/Кг вь 1 -
Индекс анизотропии в 1 -
Вертикальная проницаемость Ку 3^10-3 м2
Радиус скважины Яш 0,1 м
Эквивалентный радиус Яед 0,100 м
Эффективная мощность пласта Н 4,2 м
Длина горизонтального участка 1_ 100 м
Радиус контура питания вертикальной скважины ЯСу 250 м
Площадь дренирования горизонтальной скважины Ас1 2,41^105 м2
Радиус контура питания горизонтальной скважины яси 277,0 м
Параметры скважины - - -
Длина резервуара Ьг 490,9 м
Ширина резервуара аг 490,9 м
О 2 I.? I
0,5
Л
X
Г"---:.:
1
-*
0.1 0,2 0.3 0.4 0,.*: 0.6
1Л,
0,8 0.9
-*- Вошоу -ж- КагсЬег —— ¿озМ Уап Ост \'1е>
Огкаи (и!) -•-ВяЬи — Ессшошккз НеЬну (Ш) НсЬпу (1С) -л- Е^адЬаЬ
Рис. 3. Зависимость продуктивности скважины от толщины пласта
Рис. 4. Зависимость продуктивности скважины от различных длин горизонтального участка скважины
Табл. 2. Результаты расчетов Ог/Ов при различных мощностях пластов
H h/L 1. Borisov2. Giger 3. Giger 4. Karcher 5. Joshi 6. Van Der Vils 7. Ozkan (UI) 8. Babu 9. Economid 10. Helmy UI IC 11. Elgaghah
2 0.020 3.222 3.233 2.805 3.265 3.201 3.222 2.861 3.801 3.971 3.664 3.499 2.617
10 0.100 2.918 2.927 2.572 2.820 2.900 2.917 2.618 3.326 3.516 2.745 2.856 2.176
20 0.200 2.526 2.533 2.263 2.411 2.513 2.526 2.299 2.786 2.957 2.216 2.341 1.881
30 0.300 2.195 2.200 1.993 2.088 2.185 2.195 2.021 2.363 2.506 1.909 1.993 1.647
40 0.400 1.924 1.928 1.767 1.831 1.916 1.924 1.789 2.035 2.152 1.703 1.738 1.456
50 0.500 1.703 1.706 1.579 1.623 1.697 1.703 1.597 1.778 1.873 1.554 1.545 1.300
60 0.600 1.522 1.525 1.422 1.453 1.517 1.522 1.436 1.572 1.650 1.441 1.391 1.171
70 0.700 1.372 1.374 1.290 1.313 1.368 1.372 1.302 1.406 1.468 1.351 1.267 1.063
80 0.800 1.245 1.247 1.178 1.195 1.242 1.245 1.187 1.269 1.319 1.278 1.164 0.971
90 0.900 1.138 1.140 1.082 1.095 1.136 1.138 1.090 1.154 1.194 1.218 1.077 0.893
100 1.000 1.047 1.048 0.999 1.010 1.044 1.047 1.005 1.057 1.089 1.167 1.003 0.825
Табл. 3. Результаты расчетов Ог/Ов при различных длинах горизонтального участка скважины
5. Joshi 6. Van Der 7. Ozkan 10. Helmy 11. Elgaghah
Vils (UI) UI IC
0 3.149 3.159 2.750 3.120 3.149 3.149 2.803 3.677 3.860 3.315 3.291 2.413
49.1 0.20 2.386 2.388 2.156 2.329 2.383 2.386 2.182 2.612 3.053 2.615 3.253 1.337
98.2 0.30 3.124 3.134 2.731 3.094 3.105 3.124 2.783 3.642 3.829 3.298 3.285 2.379
147.3 0.40 3.776 3.809 3.195 3.788 3.714 3.776 3.289 4.604 4.707 3.698 3.481 3.214
196.4 0.50 4.418 4.502 3.604 4.487 4.274 4.418 3.766 5.598 5.725 4.056 3.748 3.898
245.5 0.60 5.082 5.264 3.968 5.226 4.799 5.082 4.237 6.667 6.878 4.469 4.104 4.468
294.5 0.70 5.788 6.150 4.287 6.029 5.291 5.787 4.717 7.838 8.145 5.012 4.588 4.651
392.7 0.80 7.399 8.713 4.755 7.938 6.171 7.399 5.735 10.556 10.934 7.014 6.324 6.327
490.9 1.00 9.424 15.113 4.930 10.490 6.895 9.424 6.881 13.808 14.594 13.97 11.55 7.683
Анализ технико-экономических показателей
Анализ технико-экономических показателей
Показатели Вариант базовый проектный Отклонение, +/-
Проектный срок разработки, годы 20 19 -1
Коэффициент нефтеизвлечения, % 5,4 9,7 4,3
Фонд скважин за весь срок разработки, шт. 41 16
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.