Применение вышеуказанных фильтров позволяет осуществлять спуск обсадных труб без осложнения до проектной глубины, т. к. при этом обеспечивается качественная промывка всего забоя в процессе его спуска. Кислота, использованная для удаления заглушек, позволяет провести одновременно и ОПЗ пласта в целях восстановления его коллекторских свойств, ухудшенных в процессе строительства скважин.
Выполнение отверстий правильной формы в фильтрах для бесперфораторного вскрытия пласта обеспечивает более эффективное использование внутриколонных пакеров, в то время как щелевые фильтры, выполненные автогенной резкой, имеют низков качество изготовления (окалина, деформация и др.).
При использовании фильтров для бесперфораторного вскрытия горизонтального забоя роль жестких центраторов могут выполнять головки втулок для магниевых пробок. При этом головки втулок выполняются с большой высотой (23 мм для 146 мм обсадной колонны, при этом коэффициент центрирования 70%) и увеличенной фаской (5x45°) для лучшего скольжения по стенке скважины.
При плотности отверстий 2 шт. на 1 пог. м фильтра (отверстия через 90°) на одну головку площадью 9,6 см2 приходится вес 2 пог. м фильтра, т. е. нагрузка на единицу площади стенки скважины от одного пог. м 146 мм эксплуатационной колонны толщиной 5 - 8 мм составляет не более 30 кг, что значительно меньше предела прочности продуктивного коллектора на разрушение (табл.2)
Таблица 2
Тип коллектора | Проницаемость, (МД) | Средняя пористость, % | Пределы прочности, кгс/см2 |
Карбонатный Терригенный | 10-30 100-3000 | 15 20 | 190 140 |
При предлагаемом способе центрирования исключаются следующие недостатки, имеющиеся у жестких центраторов, а именно: дороговизна жестких центраторов, необходимость их выпуска для конкретной комбинации обсадной колонны, необходимость монтажа в условиях буровой и др.
Кроме вышеуказанного, расположение втулок по спирали обеспечивает очистку стенок скважины от глинистой корки, турбулизацию потока при промывке, что является важным условием для качественного цементирования.
В 1991 году Нижневартовским УБР-3 на трех скважинах с горизонтальным забоем успешно зацементированы 146 мм эксплуатационные колонны и успешно бесперфораторно произведено их вторичное вскрытие с одновременной ОПЗ пласта.
Испытания технологического процесса производились в реальных условиях на скважине № 000 куста 2139, вскрывшей эксплуатационный горизонт AB1-2 , представленный терригенными отложениями. В скважину была спущена 146 мм обсадная колонна, с радиусом кривизны 140 м. Горизонтальная часть скважины составляла 300 м (рис. 13).
Фильтр с магниевыми заглушками, размещенными с плотностью 4 отв. на 1 пог. м, длиной 454 м, был установлен в интервалах 1860-1905 и 2035-2125 м. Вторичное вскрытие пласта осуществлялось путем закачки 14 м3 по 2,5" НКТ технической соляной кислоты 24%-ной концентрации. Продолжительность ре-
Рисунок 13 - Профиль скважины № 000 куст 2139 (Самотлорское месторождение) [14]
акции - 16 час, давление вскрытия составило 10 МПа. Кислота в объеме 11 м3 продавлена в пласт при давлении 10 МПа. Освоение скважины производилось компрессором через 24 часа после закачки кислоты при давлении 5,6 МПа. Количество циклов освоения - 2.
При освоении скважины компрессором получен приток нефти периодическим фонтанированием. Аналогичные работы проводились на 28 скважинах АО "Татнефть", вскрывших горизонтальным забоем пласты горизонта D1. При этом продолжительность заканчивания скважин в среднем сократилась на 7 суток, при снижении стоимости вторичного вскрытия в 2 раза по сравнению со вскрытием кумулятивными перфораторами, спускаемыми на НКТ.
1.3 Промысловые результаты применения технологий ГС и БГС и пути их оптимизации с учетом геолого-физических условий
Применение технологии бурения ГС и БГС на разных месторождениях подтвердило ожидаемую промысловую эффективность. На рис. 14 показаны гистограммы отражающие динамику текущей и накопленной добычи нефти из боковых стволов на Туймазинском месторождении с 2001 по 2005 годы. Из приведенных гистограмм видно, что пик текущей добычи нефти из БС был достигнут в 2003 году.
Рисунок 14 – Динамика добычи нефти по боковым стволам в НГДУ «Туймазанефть»
На рис. 15 представлены графики отражающие динамику накопленной добычи нефти из БС на Биттемском месторождении Западной Сибири.
Из графиков видно, что до 2005 года наблюдалось устойчивое падение добычи нефти, которая снизилась с 23000 тонн до 5000 тонн, т. е. 65 раз. После начала внедрения технологии зарезки БС в 2005 году стал наблюдаться устойчивый рост добычи, который уже к 2006 году превысил добычу нефти 2003 года и достиг 25000 тонн.
В процессе анализа результатов эксплуатации БС на Туймазинском месторождении было установлено, что технологическая эффективность БС на кизеловский горизонт и девоне существенно отличаются. Оказалось, что в случае Кизеловского горизонта технологическая эффективность БС достигается при величине его отхода от вертикали уже при 40-60 метрах, тогда, как в случае девонских отложений она может быть достигнута только при величине отхода 250-300 метров (см. рис. 16). Основной причиной такого различия является начальный уровень обводненности кизеловского и девонского горизонтов.
Рисунок 15 – Графики динамики эксплуатации БС на Биттемском месторождении
Рисунок 16 – Зависимость обводненности и дебита нефти от величины отхода ствола скважины
Если для кизеловского горизонта он равен 35-40%, то для девонского – 70-75%. Оказалось, чтобы снизить уровень обводненности продукции добываемой из кизеловского горизонта в 2 раза надо увеличить отход от вертикали с 25 до 50 метров, т. е. в 2 раза, а в случае девонского горизонта для снижения обводненности с 70 % только до 50 %, надо увеличить отход от вертикали с 50 до 350 м, т. е. в 7 раз.
Очевидно, что в этих условиях рентабельность строительства и эксплуатации БС на девон будет значительно ниже, чем на кизеловский горизонт.
Дальнейший анализ зависимости удельной добычи нефти приходящейся на один метр длины БС более убедительно показал, что рентабельность его строительства и эксплуатации в существенной степени зависит от длины ствола, выбранного азимута его направления и величины зенитного угла (см. рис. 17 а, б, в).
Чтобы получить обоснованные критерии обеспечивающие необходимую рентабельность БС на конкретном месторождении, необходимо построить зависимости удельной добычи от геолого-технических параметров БС (азизут, зенитный угол, длина ствола) подобно тем, которые показаны на рис. 17. затем отложив на них уровень рентабельности соответствующий минимальному уровню добычи окупающему затраты на строительство БС (на рис. 17 а, б, в – уровень рентабельности равен 72,0 т/м) и проводя линию параллельную оси абцисс до пересечения с графиком можно получить для точки пересечения граничные значения геолого-технических параметров коллекторских свойств, которые обеспечивают необходимую рентабельность для БС в коллекторах с азимутом 180-280%; с зенитным углом от 21 до 75°; длиной ствола от 32 до 160 м. [17]
а
б
в
Рисунок 17 – а – График зависимости дополнительной добычи из БС от азимута; б – График зависимости дополнительной добычи от БС от зенитного угла; в – График зависимости дополнительной добычи от длины БС
а
б
в
Рисунок 18 – а – зависимость удельной добычи из БС от коэффициента пористости Кп; б - зависимость удельной добычи из БС от коэффициента проницаемости Кпр; в - зависимость удельной добычи из БС от коэффициента глинистости Кгл
Аналогичным образом можнообоснованно выбрать объект для зарезки БС и БГС, построив обобщенные корреляционные зависимости полученной величины удельной добычи от коллекторских свойств продуктивного пласта (Кп., Кпр., Кгл.) и используя величину минимально-ректабельной добычи равную в рассмртренном на рис. 18 а, б, в примере, можно получить их граничные значения, равные Кпр > 25 МД; Кп > 19,4%; Кгл <19,5%. [18]
Вопросы для самоконтроля
Каковы особенности технологии строительства БС в скважинах старого фонда? Каковы особенности конструкции забоев БС и как они зависят от геолого-физических и геолого-технических условий? Какова технологическая эффективность строительства и эксплуатации БС в различных геолого-физических условиях? Как влияет уровень начальной обводненности коллектора на выбор конструктивных особенностей БС? Каким образом можно повысить технико-экономическую рентабельность БС за счет обоснованного выбора объекта строительства используя геолого-технические и геолого-физические критерии?
Глава 2 Технология радиального вскрытия пласта с помощью глубокопроникающих каналов малого диаметра
2.1 Технология РВ-пласт и применяемое оборудование
Технология глубокого радиального вскрытия пласта была разработана американской компанией Red Tech International Inc., создателем и руководителем которой является Хенк Джелсма, обладатель патента на данную технологию. Впервые радиальное вскрытие пласта было внедрено в Новом Свете, получив достаточно широкое распространение в США и Колумбии, а затем также применялось в Канаде, Боливии, Аргентине, Чили, на Ближнем Востоке.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 |
