WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Таблица 2 – Результаты сравнительной оценки методов воздействия на продуктивные низкопроницаемые пласты Методы воздействия Дополнительная добыча нефти, тыс.т Бурение дополнительных стволов 19,Гидроразрыв пласта 10,Изоляция заколонных перетоков 0,Изоляция интервала пласта 0,Глубокие обработки призабойной зоны 0,Физико-химические 0,Химические 0,Физические 0,Вместе с тем детальный анализ и накопленный опыт позволил выявить следующие проблемные вопросы, которые требуют более детального изучения и исследования:

1) отсутствует научная система промыслово-геологического и гидродинамического обоснования заложения БГС как части единой системы разработки залежи;

2) проектирование бурения БГС осуществляется по профилю, не являющимся оптимальным для конкретных условий месторождения и не учитываю щим пространственное искривление БС как до входа в продуктивный пласт, так и в самом пласте;

3) не оптимизированы длина и форма горизонтального участка БГС скважин;

4) требует оптимизации гидравлическая программа бурения БГС, в том числе с использованием биополимерных буровых растворов;

5) не разработана эффективная конструкция забоя БГС для конкретных геолого-физических свойств пласта-коллектора;

6) не разработана программа повышения показателей бурения БС, особенно при бурении его горизонтального участка;

7) не решена проблема создания герметичного цементного кольца за потайной колонной-хвостовиком в условиях малых кольцевых зазоров и применения изоляционных пакеров в литологически неоднородной части нефтяной залежи (при частичном попадании ГС в зоны ВНК и ГНК), а также эффективного применения комплексов для регулируемого разобщения продуктивных пластов, вскрываемых БГС.

8) является актуальной проблема развития и совершенствования технологий многоствольного бурения при строительстве БГС.

Во втором разделе приведена корректировка методики расчета пространственного профиля БГС исходя из следующих граничных условий: глубины за резания БС (Н3), параметров траектории ствола в точке его зарезания (, ), отклонения точки входа БС в продуктивный пласт от эксплуатационного забоя бездействующей скважины (АТВП), угла входа БС в продуктивный пласт (пл ), допустимой интенсивности искривления в интервалах набора кривизны (iн/м), максимально возможной длины горизонтального участка, величины «коридора» допуска входа в продуктивный пласт в пределах ГНК и ВНК.

В начале в программу расчета вводятся исходные данные для бурения БС и граничные условия. Затем определяется угол входа в продуктивный пласт кр (Буслаев В.Ф., Кейн С.А.) по формуле hпл кр = arcsinsin -, град (1) R где - конечный зенитный угол БС, град.; hпл - толщина продуктивного пласта, м; R - радиус искривления на данном участке, м.

Основным элементом расчета пространственного профиля является определение азимутального угла поправки ( ), необходимого для коррекции начального зенитного угла непосредственно перед началом бурения (относительно круга и коридора допуска), который рассчитывается по формуле:

1 + 2 +…+ i n = arcsin, (2) АТВП где 1 = 1 -0, 2 = 2 -1,..., i = i -i-1 - азимутальное искривление на каждом интервале, град.; АТВП - отклонение БС от вертикали до точки входа в продуктивный пласт, м.

Поправка на начальный азимутальный угол н определяется по формуле:

н = 0 ± n, (3) где n - поправка азимутального угла на каждом последующем интервале, град.; 0 - начальный азимутальный угол, град.

Начальный зенитный угол 1н определяется по формуле:

A1 - R1 + R2 cos, (4) 1н = arctg H - R2 sinгде А1 – отклонение забоя от вертикали с учетом азимутального угла поправки, м;

AТВП sin A1 =, (5) sin(0 + n ) где АТВП - расстояние от вертикали до точки входа в пласт, м; - суммарное изменение азимутального угла, град.; R1, R2 – радиусы искривления, соответст венно, на 1-м и 2-м участке набора кривизны, м; Н – вертикальная проекция искривленных участков ствола скважины, м; 2 - зенитный угол входа БГС в продуктивный пласт, град.

Алгоритм расчета пространственного профиля БГС с учетом предлагаемой корректировки методики приведен в диссертационной работе.

Третий раздел посвящен совершенствованию системы промывки БГС скважин. Показано, что основными проблемами промывки пологих, наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин являются:

- низкая степень очистки ствола скважины от влияния таких факторов, как эксцентричное расположение бурильной колонны (негативное влияние вихрей Куэтта-Тэйкора при ее вращении), «дюнообразование» и движение шламовых «дюн» против направления потока бурового раствора, эффект Бойкота (ускорение осаждения шлама в наклонных участках ствола), кривизна ствола при величинах зенитных углов =35-55о, кольцевое пространство которого наиболее трудно очищается от шлама, реологические свойства и режим течения промывочной жидкости и др.;

- обеспечение устойчивости пород, связанной как с величиной зенитного угла ствола, так и с его ориентацией относительно горизонтальных напряжений в массиве горных пород, определяемых интенсивностью искривления ствола и абсолютными значениями ;

- повышение эффективности доведения до забоя скважины, фактически создаваемой нагрузки на долото, зависящей от сил сопротивления подаче бурильной колонны и КНБК. Последние обусловлены с силами контактного давления, которые зависят: от плотности материала труб и бурового раствора, диаметра труб и ствола, зенитного угла и интенсивности искривления, а также осевых сил продольного изгиба колонны;

- максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет предотвращения проникновения в него твердой фазы рас твора и фильтрата, обеспечение физико-химической совместимости фильтрата с породой и насыщающими пласт флюидами.

В начале при бурении БС и вскрытии продуктивных пластов применялись малоглинистые пресные буровые растворы, обработанные КМЦ, а также малоглинистые полимерсолевые буровые растворы (МПБР), которые не обеспечивали сохранность ФЕС продуктивной части пласта и не позволили исключить осложнения при бурении и креплении БС.

Поэтому, начиная с 1999 года, для условий Федоровского УПНП и КРС было предложено применять для промывки БГС биополимерные растворы фирмы ИКФ. Успешное их применение позволило в дальнейшем более широко использовать данные растворы в ОАО «Сургутнефтегаз», где в настоящее время применяются системы биополимерных растворов: ИКФ (Волгоград) и рецептуры СургутНИПИнефть (разработаны под руководством О.А. Лушпеевой) на основе биополимера КЕМ-Х и ХВ-полимера, в состав которого входят ксантановая смола, хлорид натрия и Tylose (КМЦ).

Для оценки эффективности применения биополимерных буровых растворов были проведены экспериментальные исследования по определению степени влияния буровых растворов на коллекторские свойства образцов керна на установке по оценке степени повреждения пласта FDES-650Z фирмы Coretest systems (совместно с Е.А. Усачевым, Т.В. Грошевой). Исследовались образцы кернов продуктивного пласта АС10 Лянторского месторождения, подготовленные для экспериментов в соответствии с действующим стандартом. В качестве биополимерного раствора исследовался раствор фирмы ИКФ и, для сравнения, традиционно применяемый в Западной Сибири при бурении скважин и вскрытии продуктивных пластов полимерглинистый буровой раствор на основе Kem Pas и Poly Kem D.

Исследования показали, что коэффициент восстановления проницаемости полной колонки кернов после воздействия бурового биополимерного раствора в 1,8 раза выше, чем после воздействия полимерглинистого раствора.

Отличительной особенностью влияния биополимерного бурового раствора на керн является достаточно быстрое создание прочного кольматационного экрана с затуханием процесса фильтрации. Толщина образовавшейся корки при этом составляет 12 мм, что существенно меньше, чем при воздействии полимерглинистого раствора. Положительные результаты были получены при промысловых гидродинамических исследованиях состояния околоскважинной зоны пласта БГС в скв. 3022 на Восточно-Сургутском месторождении, которые показали, что здесь был достигнут отрицательный «скин-эффект».

Результаты эксплуатации БГС, пробуренных на данном месторождении с промывкой биополимерными растворами, приведены в таблице 3.

Приведенные результаты свидетельствуют о том, что промышленное применение биополимерных растворов при бурении БГС позволяет качественно вскрывать продуктивные пласты, обеспечить высокие добывные характеристики эксплуатационных объектов и повысить конечную их нефтеодачу.

В четвертом разделе рассмотрены вопросы выбора конструкции БГС и обеспечения качества их крепления, проведена технико-экономическая оценка эффективности строительства и эксплуатации БС.

При выборе конструкции забоя определяющими являются геологотехнические условия БГС скважины в интервале залегания продуктивного объекта, обуславливающие устойчивость ствола, возможность разобщения напорных горизонтов, проведения технико-технологических воздействий на пласт, обеспечение длительной эксплуатации скважины с оптимальным дебитом.

Например, по состоянию на 06.10.2001 на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» было пробурено 166 боковых стволов из бездействующих и малодебитных скважин, в том числе вертикальных – 21, наклонно направленных – 60, пологих – 32, с горизонтальным окончанием ствола – 53.

Таблица 3 – Данные об эксплуатации БГС, пробуренных с промывкой биополимерными растворами на Восточно-Сургутском месторождении Режим начальный на дату ввода Режим на 01.06.№ Дата Длина по Пласт Qж, Qнефт, Ндин, Qуд, % Qж, Qнефт, Ндин, Qуд, % скв. запуска пласту, м м3/сут т/сут м м3/сут на 1 м воды м3/сут т/сут м м3/сут на 1 м воды 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 3002 17.05.2001 ЮС2 349,2 87 76 401 0,22 1 87 76 401 0,22 3018 13.03.2001 ЮС2 286,4 37 29,4 856 0,10 10 30 24,1 490 0,08 155Р 13.03.2001 ЮС2 292,6 18 15,1 920 0,05 5 24 20,1 1070 0,07 3026 30.12.2000 ЮС2 317,2 30 13,3 890 0,04 55 53 43,9 988 0,14 3022 16.08.2000 ЮС2 269 42 37 1235 0,14 1 36 30,8 1020 0,11 по пласту ЮС2 среднее 302,88 42,8 34,16 860,4 0,110 14,4 46 38,98 793,8 0,125 4,510 01.05.2000 БС10 76,8 67 56 430 0,73 4 58 33,8 790 0,44 616 04.06.2000 БС10 100 100 85,6 338 0,86 3 114 58,3 770 0,58 425 11.07.2000 БС10 112 103 4,5 570 0,04 95 104 10,1 652 0,09 992 07.10.2000 БС10 217,9 27 22,4 990 0,10 6 31 26,2 1240 0,12 513 17.09.2000 БС10 78,8 33 17,8 930 0,23 39 44 8,2 1140 0,11 335 14.11.2000 БС10 256 120 100,5 526 0,39 5 114 98,5 496 0,38 353 25.12.2000 БС10 207 90 7,9 583 0,04 90 80 2,1 730 0,01 352 28.02.2001 БС10 259 60 2,6 286 0,01 95 78 67,4 109 0,26 478 02.03.2001 БС10 183,8 97 81,3 259 0,44 5 108 85,7 263 0,47 495 30.03.2001 БС10 301 65 48,7 940 0,16 15 37 27,7 1250 0,09 574 31.05.2001 БС10 100 90 46 295 0,46 42 90 46 295 0,46 по пласту БС10 среднее 172,03 77,45 43,03 558,82 0,31 36,27 78,00 42,25 703,18 0,27 37,всего среднее 212,92 66,63 40,26 653,06 0,25 29,44 68,00 41,23 731,50 0,23 27, При их строительстве применены следующие конструкции забоев скважин:

1) закрытая, со сплошным цементированием потайной колонныхвостовика от забоя до интервала подвески ее в эксплуатационной колонне и вскрытием продуктивной части пласта перфорацией – 75 скважин;

2) открытая (рисунок 1), с фильтрами из перфорированнных обсадных труб диаметром 101,6 мм в интервале продуктивной части пласта и сплошным манжетным цементированием остальной части хвостовика до интервала его подвески в эксплуатационной колонне – 65 скважин;

3) открытая, с фильтрами из перфорированных обсадных труб диаметром 101,6 мм, изоляционных пакеров СМХХ-7 «Baker Oil Tools» и обсадных труб 101,6 мм в обводненных интервалах пласта и сплошным цементированием хвостовика через муфту HCSS до устройства подвески его (LH Hyflon, пакер Hyflon) в эксплуатационной колонне – 23 скважины;

4) открытая, с установкой башмака потайной колонны-хвостовика в кровле продуктивного пласта и пакерованием ее в башмаке, интервалах водогазонапорных горизонтов и подвески в эксплуатационной колонне – 2 скважины.

Оценка качества строительства боковых стволов закрытой конструкции по показателям добычи нефти (Qн, т/сут) после ремонта и обводненности продукции (В, %), установила следующее:

1) из 75 боковых стволов успешными оказались 51 (68 %);

2) не достигнут прирост Q, т/сут по 10 скважинам (13 %);

3) в 14 (19 %) скважинах обводненность продукции пласта превышала 95 %.

В результате анализа были устанавлены следующие причины высокой обводненности БС:

1) неправильное проектное направление бурения БС в зоны выработанных запасов и высокой обводненности;

2) заколонные перетоки по цементному кольцу из-за низкого качества цементирования ввиду малого зазора между хвостовиком и стенками БС.

Рисунок 1 – Схема компоновки «хвостовика» бокового ствола с открытым забоем (скважина № 8 ПЛ куст № 471 Яун-Лорского месторождения) Это подтверждают геофизические исследования, проведенные по 4 скважинам, в продукции которых содержание воды составило более 95 %. В них причина обводненности продукции – заколонные перетоки по цементному кольцу из близкорасположенных водоносных горизонтов или ВНК.

Поэтому для повышения качества строительства БС из малодебитных скважин необходимо следующее:

1) разрабатывать проекты на реконструкцию скважин методом строительства БС (в том числе горизонтальных и многозабойных) из малодебитных (бездействующих) скважин;

2) предусмотреть в них обязательный комплекс геолого-промысловых исследований с целью обоснования и выбора оптимального направления для забуривания БС;

3) при выборе конструкции забоев БС предусматривать техникотехнологические решения по селективной их изоляции, расширению диаметра БС до значений величин оптимального кольцевого зазора (15-18 мм), по применению специальных тампонажных материалов.

Основные выводы и рекомендации 1. Анализ отечественного и зарубежного опыта бурения ГС и БГС доказал целесообразность и эффективность их применения для подключения в разработку низкопродуктивных пластов небольшой мощности, для разработки сложнопостроенных залежей с близким расположением водоносных пластов к эксплуатационным объектам, для вовлечения в разработку нерентабельных при традиционных способах бурения низкопроницаемых продуктивных горизонтов, для повышения производительности малодебитных скважин.

2. Научно обоснованна корректировка методики расчета пространственного профиля ГС и БГС, включающая определение зенитного угла входа в продуктивный пласт, азимутального угла поправки, расчет наклонных участков профиля до точки выхода на горизонтальный участок.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»