Эффективность применения горизонтальных скважин на месторождении Карачаганак по сравнению с вертикальными и наклонными

, (2.3)

Где r₀ - приведенный радиус несовершенной скважины, м.

Рисунок 2.2 Индикаторная линия Р² = f(Q)

Приведенный радиус несовершенной скважины, в свою очередь, определяется как:

(2.4)

На практике в основном снимаются индикаторные лини с выпуклостью, обращенной к оси дебитов (рисунок 2.2). Следовательно, линейная зависимость между депрессией и дебитом - частный случай квадратичной зависимости:

, (2.5)

где Р² - квадрат изменения давления на забое скважины;

а, b - коэффициенты, определяющие физические свойства жидкости и фильтрационные свойства пласта;

Q - дебит скважины.

Первый член квадратичной зависимости представляет собой потери напора, обусловленные трением жидкости, и пропорционален вязкости жидкости и дебиту. Второй член выражает потери напора, вызванные инерционными свойствами жидкости, и пропорционален плотности жидкости и дебиту во второй степени. Коэффициенты а и b определяются из соответствующих уравнений и зависят от физических свойств жидкости, фильтрационных свойств пласта, технического состояния технологического оборудования и призабойной зоны скважины.

Таким образом, очевидно, что индикаторная диаграмма позволяет наблюдать изменения объемного дебита жидкости в поверхностных условиях.

Метод карт изобар

Используют для исследования пласта в целом или отдельных крупных его участков. Этот метод предусматривает измерение пластового давления во всех или в большинстве скважин изучаемого участка пласта и воспроизведение на базе полученных данных общей картины распределения давления в пласте путем построения так называемой карты изобар.

С помощью карт изобар решают такие практические задачи, как определение параметров пластов, оценка скоростей движения жидкостей в различных участках пласта и др.

К гидродинамическим методам исследований, основанным на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей и газов, относят метод восстановления давления и метод гидропрослушивания.

Метод восстановления давления

Данный метод основан на изучении изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейший и наиболее часто применяемый вариант этого метода - способ непрерывной регистрации в течение определенного интервала времени забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации. При этом приток жидкости из пласта в скважину прекращается или очень быстро (фонтанные скважины), или очень медленно затухает (насосные скважины). Давление же в точке вскрытия пласта скважиной возрастает (восстанавливается). Характер кривой восстановления давления (КВД) во времени зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности, пъезопроводности пласта и приведенного радиуса скважины. Влияние каждого из этих параметров на форму кривой теоретически изучено, что позволяет на основании анализа полученной кривой определять некоторые гидродинамические характеристики скважины и пласта в ее районе.

По кривым восстановления давления определяют:

- параметр фильтрации пласта - коэффициент гидропроводности (kh/);

- степень загрязненности призабойной зоны скважины;

- тип коллекторов;

- радиус активной части призабойной зоны R_А.

Теоретическая кривая восстановления давления описывается уравнением Поларда:

, (2.6)

Где Р₀ - установившееся давления после закрытия скважины, кгс/см²;

Р - забойное давление в момент t после остановки скважины, кгс/см²;

А, В, а₁, а₂, а₃ - постоянные коэффициенты при условии Р_пл > P_нас.

Различные виды сопротивлений при движении жидкости в скважине характеризуются соответствующим членом в правой части равенства:

- выражает разность между установившимся пластовым давлением и давлением в трещинах пласта;

- выражает гидравлические потери давления при движении жидкости в трещинах до скоростей скважины;

- выражает потери давления в окрестностях скважины, обусловленные загрязненностью призабойной зоны. После остановки скважины эти перепады давления становятся равными нулю через различные промежутки времени.

При исследовании скважин необходимо иметь информацию о давлении и расходе (метод КВД), расходе и влагосодержании (фильтрация водонефтяной смеси) и т.д., поэтому часто пользуются комплексными внутрискважинными приборами измерений с дистанционной передачей сигнала измерительной информации на поверхность. Одними из наиболее применяемыми отечественными комплексными приборами для исследования ГС являются «ГДИ-5» и «Горизонталь-5», в состав которого входят манометр, термометр, влагометр и локатор муфт. В ходе работы измерительного прибора импульсный сигнал, который передается по кабелю с повышенной осевой жесткостью на поверхность, фиксируется преобразователями. В результате проведенных работ регистрируются термограмма, дебитограмма, диаграммы давления и локатора муфт, на основании которых устанавливается рациональный режим разработки месторождения, дальнейший его контроль и корректировка.

Метод гидропрослушивания

Метод гидропрослушивания по существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что в процессе изменения режима эксплуатации скважины увеличение или уменьшение давления регистрируется на забое другой скважины.

Регистрируемая кривая изменения забойного давления в реагирующей скважине называется кривой гидропрослушивания или реагирования. Обработка ее позволяет определить некоторые важнейшие характеристики пласта на участке между исследуемыми скважинами. Метод гидропрослушивания применяют в основном для исследования пластов, по которым фильтруется однофазная жидкость или водонефтяная смесь.

Все способы исследований, применяемые на промыслах и связанные только с изменением дебитов и давлений (а также с наблюдениями за ними во времени), являются разновидностями перечисленных четырех основных методов. К их числу относятся так называемые экспресс - методы исследования.

На практике часто возникает необходимость проведения исследования скважин, которые или в силу своего назначения (пьезометрические, наблюдательные), или в связи с временными обстоятельствами не эксплуатируются. Это наблюдается чаще всего в условиях разведки новых месторождений. Для этого на практике применяют два экспресс - метода: метод подкачки газа и метод мгновенного подлива жидкости[5].

2.4 Техника и технология добычи нефти и газа

2.4.1 Общая схема технологического процесса

В существующей системе шлейфы из конденсатных скважин, расположенных в восточной части промысла, проложены прямо к манифольдам на входе в УКГП-3. Объём потока устьевого газа в среднем достигает 400-450 тыс.м3/день и абсолютным максимумом 900 тыс.м3/день для скважин очень высокой производительности. Температура фонтанирующего устья скважины (ТФУС) обычно составляет 40°С. Трубопроводы не имеют термоизоляции и рабочее давление их составляет 130 бар из.д. Газ поступает на установку при температуре 25°С, что выше как температуры гидрата, так и точки помутнения. Статическое давление в скважине при закрытом устье составляет 350 бар из.д., поэтому все шлейфы и эксплуатационные манифольды спроектированы с учётом этого условия. Добыча из скважин в западной и восточной частях промысла будет направляться на новые разделительные установки, расположенные на КПЗ (Карачаганакский Перерабатывающий Завод). Эти участки не разработаны и поэтому будет применяться новый метод для сбора продукта из этих скважин. Станции удалённых манифольдов (СУМ) будут расположены на стратегических участках скважин на промысле. На каждой СУМ будет смонтирован манифольд для сбора продукта из 10 скважин и испытательным манифольдом с многофазным измерением. Манифольды присоединяются к двум 10 дюймовым шлейфам и одной 6 дюймовой испытательной линии, которые транспортируют 2-хфазные скважинные потоки на ближайший центр сбора продукции, либо КПЗ, УКГП-2 , либо сателлит добычи ранней нефти. Каждый из этих центров будет снабжён контрольным сепаратором и факельной системой, которые обычно не предполагают постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Средний уровень добычи газа со скважины составляет 400 тыс.м3/день (0,13 Гм?/ год). И поэтому номинальный расход газа из 10 дюймовой магистральной линии составляет 2000тыс. м3/день (0,65 Гм?/ год). На фонтанирующем устье скважины на УКГП-3 необходимо обеспечить давление более чем 130 бар из.д. для управления существующим процессом обеспечения точки росы по Джоулю Томпсону без механического охлаждения. Давление на фонтанирующем устье скважины большей части начальной продукции на участках КПЗ и УКГП-2 будет составлять 80-130 бар изб.д. и классифицироваться как среднее давление. Поскольку давление на фонтанирующем устье скважины (ДФУС) со временем снижается, необходимо будет истощённые скважины повернуть на манифольды низкого давления. Это в свою очередь будет питать специальную магистральную линию низкого давления для подачи продукции низкого давления на КПЗ. Продукция низкого давления означает 60-80 бар ДФУС. Можно встретить различные значения давления в сети, на фонтанирующем устье скважины, поэтому каждый шлейф будет иметь штуцер на участке до сборного манифольда на станции удалённых манифольдов.

Предполагается, что скважины на севере и западе месторождения будут иметь более низкий дебит, чем существующие скважины, а отсюда их давление на фонтанирующем устье скважины будет ниже. Предполагается, что точка помутнения продукции из скважин с нефтяной оторочкой будет выше, чем у конденсата, т.к. имеющиеся данные 1997г. по одной скважине считаются непредставительными для скважин с нефтяной оторочкой. В то же самое время на промысле проводятся испытания ингибиторов парафина. Принимая во внимание неопределённость, связанную с риском выпадения парафина, все магистральные линии скважин с нефтяной оторочкой снабжены термоизоляцией. Обычно не существует разделения в системе сбора продукции между скважинами с нефтяной оторочкой и скважинами, из которых добывается сухой конденсат и водосодержащая нефть. Все флюиды поставляются вместе в виде смеси для обработки на КПЗ. Возможности по переработке водосодержащей нефти с конденсатом быть может будет принята во избежание проблем выпадения соли, которые происходят в трубопроводах и на установках сепарации. Но при добыче нефти и конденсата на УКГП-2 возможно частичное разделение. Это разделение можно осуществить, направив через блок входных манифольдов на два входных сепаратора. Жидкость из входных сепараторов поступает через существующие 14 дюймовые линии на УКГП-3, откуда она может быть направлена либо на дегазаторы для подачи насосами в Оренбург, либо на новый 14 дюймовый нефтепровод, проложенный на КПЗ. Поскольку новая система сбора работает при более низких температурах, а также подвержена ещё большему перепаду температур на штуцерах СУМ ( в связи с падением давления до 80 бар), существует риск возрастания образования парафина. По этой причине все новые шлейфы конденсатных скважин будут также термоизолированы. Потеря тепла и использование химикатов будут т.о. снижены, а потенциальные технологические осложнения, связанные с образованием парафина или гидрата будут менее серьёзными. Сателлит добычи ранней нефти, который расположен в 6 км к югу от КПЗ, обеспечивает возможностью получения контрольных данных, и лучшего представления о той части залежи, где находится скважина с нефтяной оторочкой. И хотя сателлит позже будет принимать конденсат, на начальном этапе он будет располагать оборудованием для добычи нефти из скважин, число которых будет доходить до 8. Эти скважины будут соединены с эксплуатационным манифольдом нефти. На начальном этапе сателлит связан с системой добычи на УКГП-3 тремя 6 дюймовыми шлейфами, которые можно использовать как для целей добычи, так и для проведения испытаний.

Поток из скважины посылается на нитку № 4 для сепарации газа и обеспечения необходимой точки росы. Частично стабилизированная нефть, давление паров которой составляет 35 бар, затем может быть переработана на мини-перерабатывающем заводе или смешана с конденсатом и перекачиваться насосами в Оренбург. Когда запустят КПЗ, вся продукция сателлита, будет направляться для переработки на КПЗ, поскольку нет никаких рыночных ограничений в отношении продукции скважин с нефтяной оторочкой. И если содержимое скважин с нефтяной оторочкой слишком высокое - более 60% объёма зимой или 70% летом, то смесь стабилизированной нефти из скважины с нефтяной оторочкой и конденсата будет иметь слишком высокую температуру застывания /потери текучести нефти, чтобы перекачивать её на расстояние свыше 500 км до трубопровода КТК. Поскольку в самом начале разработки проекта в наличии были данные только для одной скважины с нефтяной оторочкой, которые считаются непредставительными (скважина 713), то лучшим решением будет ограничить смешивание перекачиваемой нефти, руководствуясь практическим критерием используемого напора насоса, который устанавливается с учётом вязкости, оговорённой в проекте. Будет принята любая смесь при условии, что она будет нагнетаться с соответствующим депрессантом застывания нефти, отвечающим расчётному критерию вязкости. Это соображение может, поэтому повлиять на эксплуатацию скважин, систем сбора продукции и внутриплощадочных трубопроводов[2].

2.4.2 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

В настоящее время на КНГКМ согласно проекту ОПЭ эксплуатация газоконденсатных и нефтяных скважин осуществляется фонтанным способом. В условиях газо-конденсатных месторождений при эксплуатации с забойными давлениями ниже давления начала конденсации происходит выпадение конденсата и образование двухфазного газо-кондесатного потока, и если при этом газовая фаза не даёт достаточной несущей энергии жидкой фазе, то есть газовый поток не обладает необходимой скоростью для выноса конденсата, начинает происходить накопление конденсата на забое. Такое накопление создаёт противодавление на пласт, приводя к значительным потерям добычи, а также может практически закупорить и заглушить скважину.

Подобная ситуация является весьма актуальной и для Карачаганакского месторождения, поскольку скважины эксплуатируются в настоящее время и в дальнейшем будут эксплуатироваться при забойных давлениях ниже давления конденсации. Наиболее приемлемым средством борьбы с этой проблемой является поддержание необходимых скоростей газового потока для полного выноса конденсата из скважины.

В случае, когда возможность поддержания необходимой скорости газового потока отсутствует (дебиты газа ниже минимально допустимых для создания необходимых скоростей потока), возможно применение других методов:

- периодическая остановка скважин для восстановления пластового давления и последующая их продувка;

- спуск скоростных колонн малого диаметра;

- ввод поверхностно-активных веществ на забой для образования эмульсий (при наличии на забое воды).

Выбор способа удаления для каждой скважины связан с геолого-промысловой характеристикой, конструкцией скважины, а также с количеством и составом скопившейся на забое жидкости, что должно определяться специальными исследованиями.

2.4.3 Технологические условия эксплуатации рекомендуемого варианта

Фонтанирование скважин на Карачаганакском месторождении обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, способными преодолеть гидростатическое давление газожидкостного столба в скважине, противодавление на устье и давление расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости. Учитывая высокие значения пластового давления и газового фактора, проектируемое частичное поддержание пластового давления, а также ожидаемое отсутствие большого количества воды в продукции добывающих скважин, практически в течение всего срока разработки месторождения, подъём жидкости и смеси (газ + конденсат) будет происходить за счёт пластовой энергии, то есть скважины будут работать в фонтанном режиме. При этом необходимо отметить, что скважины нефтяного объекта эксплуатируются при снижении устьевых и забойных давлений до рентабельного предела добычи (в предлагаемом варианте значение предельного минимального дебита ограничено 50 м3/сут), после чего будут переведены на вышележащие объекты[9].

Обоснование выбора устьевого оборудования

Оборудование устья фонтанных газоконденсатных и нефтяных скважин должно состоять из колонной головки, фонтанной арматуры и системы управления.

Колонная головка служит для обвязки обсадных колонн между собой и герметизации межколонного пространства.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации фонтанных скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации. Через фонтанную арматуру осуществляются технологические операции и спуск скважинного оборудования, инструментов и приборов. Принципиальная схема фонтанной арматуры показана на рисунке 2.3.

Фонтанная арматура выбирается (по условиям принятого варианта разработки и условиям эксплуатации месторождения) крестового типа на рабочее давление 70 МПа (10 000 PSI по АНИ) типа АФ6аВ-100/100X700К2 по ГОСТ 13846-89 или соответствующая ей по классификации АНИ, для холодной климатической зоны и коррозионной среды, которая обеспечивает возможность соединения скважинного предохранительного устройства с системой управления им.

Рисунок 2.3 Принципиальная схема фонтанной арматуры

Фонтанная арматура включает трубную головку, фонтанную ёлку с двумя стволовыми запорными устройствами, одна ручного, другая пневматического управления, а также с двумя задвижками на каждом боковом отводе, три из которых с ручным и одна с пневматическим закрытием, работающих в режиме дистанционного и автоматического управления. Боковые отводы фонтанной ёлки оборудованы штуцеродержателями постоянного сечения и нагнетательными фланцами. Размер трубы и номинальное значение давления выше и ниже штуцера одинаковы.

Устье скважины должно изготавливается согласно AISI 4130 с плакированием наиболее уязвимых зон легированной сталью, для работы в коррозионно-агрессивной среде NACE MR-01-75.

Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

- панели управления (для автоматического закрытия клапана отводящих линий, главного и предохранительного клапанов), которые управляют всеми приводами трёх запорных устройств, с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах. Панели оборудованы гидравлическим контуром, управляющим предохранительными клапанами, в то время как главные и клапаны на боковых отводах управляются пневматически;

- систему связи аварийного останова с диспетчерской установкой.

Нагнетательная арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки газа. Через неё проводится спуск инструментов и приборов при исследовании скважин. Типоразмер нагнетательной арматуры определяется расчётным давлением нагнетания на устье (максимальное давление на устье 55 МПа) и на забое (максимальное давление на забое 65 МПа). Так как параметры нагнетательных арматур регламентированные ГОСТ 13846-84 и стандартом СЭВ 4354-83 (максимальное рабочее давление 35 МПа) не подходят для условий месторождения (рабочее давление 60 МПа), в качестве нагнетательной рекомендуется применять фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа, в антикоррозионном исполнении, поскольку в состав закачиваемого «сухого» газа входят (в небольшом количестве) сероводород и углекислый газ.

Обоснование выбора внутрискважинного оборудования

Условия эксплуатации КНГК месторождения (большая глубина, значительный этаж продуктивности и сероводородная среда) накладывают определённые условия при выборе подземного оборудования.

Потенциальная опасность, связанная с достаточно высоким содержанием H2S в продукции скважин и сравнительно высокими рабочими давлениями, требует установки скважинной системы безопасности безотказного типа. Эта система должна эффективно действовать при возникновении аварийной ситуации, например такой как полное уничтожение фонтанной арматуры и устья скважины.

Как показывает опыт мировой практики, этим требованиям более всего отвечают трубные извлекаемые клапаны. Их применение требует увеличенного, по сравнению с другими типами клапанов, диаметра эксплуатационной колонны.

Выбор типа трубного пакера также определяется условиями его работы:

- коррозионная среда;

-необходимость проведения операций по интенсификации, гидроразрыву продуктивных пластов и других технологических операций.

В этих условиях, наиболее надёжным, обладающим достаточной прочностью и сопротивлением воздействию коррозии, является извлекаемый пакер, выдерживающий нагрузку до 90 тонн. Пакер этого типа, может быть установлен в 7” колонне с 31/2'' хвостовиком, спущенным немного выше перфорации (50 м) в скважинах с двухсекционной обсадной колонной (7х51/2 ''). Компоновка подземного оборудования должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, интенсификации притока с помощью спиральных труб, гидравлического разрыва пласта и т.д.

Всё основное скважинное оборудование, а также вспомогательное (установочные патрубки, сёдла обратных клапанов в подвесках труб, посадочные ниппели и др.) должны обладать сопротивлением к износу, возникающему в ходе указанных выше операций. Поскольку добываемая жидкость обладает высококоррозионными свойствами, важно обеспечить защиту эксплуатационной колонны и НКТ от коррозии. В частности не должно быть доступа к проникновению добываемой жидкости содержащей H2S и CO2 в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной, поэтому оно должно быть заполнено утяжелённым ингибированным раствором.

Внутрискважинное оборудование, такое как: клапан-отсекатель, установочные патрубки, пакер, переводники и посадочные ниппели, подверженные повышенному коррозионному влиянию должны изготавливаться из легированных сталей на основе сверх прочных сплавов.

Требования к конструкции и внутрискважинному оборудованию горизонтальных скважин

Конструкция горизонтальной скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при строительстве ГС определяется количеством зон, с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений гидроразрыва пластов (ГРП), прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов.

Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность, проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижения уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования (ПВО) должна обеспечить:

- герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений (ГВНП), выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %;

- устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

- противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:

- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

- возможность аварийного глушения скважины;

- герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

- испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

Кроме того, проекты на строительство ГС должны содержать следующие положения и решения:

- обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;

- расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;

- мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;

- коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;

- технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных операциях (СПО) и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;

- гидравлическую программу, обеспечивающую транспортировку шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального ствола скважины;

- крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);

- допустимые нагрузки на стенки скважины от силы нажатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

При протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно.

Для удаления газовых шапок в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должна фиксироваться и при необходимости регулироваться.

Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:

- коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка составляют от 1,3 до 1,5; для секций находящихся в интервалах искривления от 3,0/10 м - 5,0/10 м составляет - 1,05; для секций в интервалах искривления свыше 5/10 м - 1,10;

- коэффициент запаса прочности на внутренне давление - 1,15.

При проведении расчетов для горизонтальных участков следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов интенсивного набора кривизны - трубы высоких групп прочности.

Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола скважины должен производиться на основании таблицы 2.2.

Таблица 2.2 Типы резьбовых соединений обсадных труб для искривленных интервалов ствола скважины

Интенсивность искривления, град / 10 м	Избыточное внутреннее давление, МПа	Сочетание резьбовых соединений и герметизирующих средств
		оптимальное	допускаемое
Жидкая среда
5,0 - 10,0	до 25,0	ОТТГ (Р-2, Р-402)	ОТТМ с тефлоновым кольцом
	более 25,0	ТБО (Р-2, Р-402)	ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416)
свыше 10,0	до 25,0	ТБО (Р-2, Р-402)	ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416)
	более 25,0	VAM (аналоги)	ТБО (Р-2, Р-402)
Газовая среда
5,0 - 10,0	до 25,0	ТБО (Р-2, Р-402)	ОТТГ (Р-2, Р-402)
	более 25,0	VAM (аналоги)	ТБО (Р-2, Р-402)
свыше 10,0	до 25,0	VAM (аналоги)	ТБО (Р-2, Р-402)
	более 25,0	VAM (аналоги)	VAM (аналоги)

Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений:

- в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки трубы;

- в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы;

- УБТ (утяжеленные бурильные трубы) располагаются выше интервала интенсивного искривления ствола скважины.

Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкции производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразований и снижения износа обсадных колонн [5]. Возникновение нагрузок на стенки скважин выше предельных значений, установленных проектом строительства скважин не допустимо.

Кроме того, прочностные характеристики скважинного оборудования должно соответствовать, характеристикам самой конструкции скважины.

Тип внутрискважинного оборудования закладывается на стадии проектирования и регламентируется проектом на строительство ГС.

2.5 Способы эксплуатации скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

· фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

· газлифтный -- с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

· насосный -- извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Пластовые условия на Карачаганакском месторождении позволяют эксплуатировать скважины фонтанным способом.

2.5.1 Фонтанный способ эксплуатации скважин

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное)[8].

2.5.2 Эксплуатация III объекта КНГКМ горизонтальными скважинами

Общие сведения о горизонтальных скважинах

Как показывает зарубежный опыт, разбуривание нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами является эффективным методом формирования оптимальной системы разработки, а также восстановления продуктивности месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Вскрытие продуктивной толщи горизонтальным стволом скважины увеличивает площадь фильтрации, исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации и особенно эффективно для низкопроницаемых комплексов с вертикальной трещиноватостью.

Мировой опыт использования горизонтальных нефтяных и газовых скважин позволяет определить следующие наиболее целесообразные направления их применения:

- повышение продуктивности скважин за счет создания одного или нескольких горизонтальных забоев;

- повышение добывающих возможностей скважин за счет продления периода "безводной" эксплуатации;

- повышение степени извлечения углеводородов из недр за счет интенсификации перетоков углеводородов из низкопродуктивных зон по площади залежи к продуктивному разрезу;

- повышение степени извлечения жидких углеводородов за счет повышения эффективности процессов активного воздействия на пластовые флюиды;

- повышение эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа с помощью концентрированных систем горизонтальных скважин.

Разветвленные и горизонтальные скважины бурят в сравнительно устойчивых продуктивных разрезах мощностью 20-40 м и выше. Проводка разветвленно-горизонтальных скважин в залежах определенного типа обеспечивает 20-кратное увеличение текущей добычи только при 2-3-кратном повышении стоимости бурения.

Практика эксплуатации разветвленных и горизонтальных скважин показала, что производительность их по сравнению со средней производительностью соседних обычных скважин возрастает в 30-35 раз, а по сравнению с производительностью наиболее высокодебитных скважин - в 5-10 раз. При этом значительно увеличивается общая нефтеотдача залежей.

Проводка горизонтальных скважин характеризуется замедлением темпа углубления ствола и удорожанием буровых работ. Вследствие увеличения протяженности скважины за счет удлинения стволов в продуктивном пласте, роста накладываемых на технологию проводки скважин ограничений, а также усложнения буровых и геофизических работ стоимость и продолжительность бурения горизонтальных скважин в 1,5-2,5 раза выше, чем у обычных скважин. Экономическая эффективность горизонтального вскрытия продуктивных пластов в основном достигается за счет экономии средств и времени от сокращения числа скважин. При разработке нефтяных месторождений экономический эффект от применения этого способа вскрытия пластов достигается в результате сокращения капитальных затрат на бурение скважин и обустройство промыслов, а в последующем за счет сокращения эксплуатационных расходов.

Особенно высокая эффективность применения рассматриваемого способа вскрытия пластов достигается при разработке нефтяных залежей, представленных карбонатными коллекторами с их крайне неравномерной нефтенасыщенностью и проницаемостью. На таких месторождениях расходы по разработке могут быть сокращены не менее чем в 3-6 раз.

В Казахстане бурение и освоение горизонтальных скважин является перспективным направлением. В нашей стране имеется несколько месторождений, где пробурены горизонтальные скважины. Государство заинтересовано в увеличении добычи углеводородного сырья. Скважины с горизонтальными стволами могут послужить отличным направлением для осуществления данной цели.

2.5.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор вариантов заканчивания скважин

Для определения эффективности объединения объектов разработки и определения оптимального варианта заканчивания добывающих и нагнетательных скважин проведены расчеты на элементе семиточечной системы размещения скважин.

Модель аналогична использовавшейся при расчетах на секторной модели нефтяного объекта при выборе рабочего агента, но включает отложения от глубины 3496 м до глубины 5300 м. В интервале глубин 3496 м - 4450 м представлена газоконденсатная часть перми, в интервале глубин 4450 м - 4950 м представлена газоконденсатная часть карбона, нефтяная оторочка простирается от глубины 4950 м до глубины ВНК 5150 м, и в интервале 5150 м - 5300 м был смоделирован водонасыщенный пласт.

Были проведены сравнительные расчеты для 9 вариантов заканчивания добывающих и нагнетательных скважин.

Рассмотрены три схемы заканчивания добывающих скважин:

- скважины вскрывают совместно II и III объекты,

- скважины вскрывают только III объект,

- скважины перфорированы в III объекте горизонтальным стволом 600м в середине нефтяной оторочки.

Для каждой схемы заканчивания добывающих скважин были рассмотрены три схемы заканчивания нагнетательных скважин:

- скважина вскрывает верхнюю часть II объекта,

- интервал вскрытия нагнетательной скважины совпадает с интервалом вскрытия добывающей скважины,

- скважина перфорирована по всей толщине II объекта.

Модель содержит 1 нагнетательную и 6 добывающих скважин, причем каждая добывающая скважина в элементе получает только 1/3 от полного дебита скважины. Поэтому фактически соотношение добывающих скважин к нагнетательным составляет 2:1.

Были заложены следующие ограничения, обусловленные существующей системой сбора продукции - первые 4 года устьевое давление добывающих скважин не должно снижаться ниже 15.0 МПа, на следующие 4 года это ограничение снижается до 8.0 МПа, и с 9-го года разработки устанавливается ограничение по устьевому давлению 6.0 МПа. Предусматривается, что обратная закачка составляет 40% от добычи газа по элементу. На забойное давление нагнетательной скважины накладывается ограничение 70.0 МПа.

Результаты можно четко разделить на три группы в зависимости от схемы заканчивания добывающей скважины, причем независимо от схемы вскрытия нагнетательной скважины. Горизонтальные скважины дают самые высокие начальные дебиты нефти и наивысшую нефтеотдачу за рассматриваемый период. Затем следуют варианты с заканчиванием добывающих скважин вертикальным стволом в нефтяном объекте. Схема совместного вскрытия газоконденсатного и нефтяного объектов дает самые низкие начальные дебиты нефти и коэффициенты извлечения за рассматриваемый период.

Таким образом, на основе расчетов сделаны следующие выводы:

1) Коэффициенты извлечения нефти и газа в значительной степени зависят от схемы заканчивания добывающей скважины, но мало зависят от схемы заканчивания нагнетательной скважины.

2) Горизонтальная скважина представляется более эффективной, чем вертикальная, так как в этом случае выше коэффициент нефтеотдачи.

3) При сравнении эффективности вертикальных скважин, вариант вскрытия только нефтяного объекта объектов имеет преимущество, так как в этом случае выше коэффициент нефтеотдачи.

2.5.4 Эффективность горизонтальных скважин

На эффективность горизонтальных скважин влияют, главным образом, длина горизонтального ствола и вертикальная неоднородность.

Для анализа чувствительности этих параметров использовалась полная композиционная трехмерная симуляционная модель коллектора.

Для моделирования были отобраны 20 скважин, которые расположены на различных участках коллектора. Эти скважины были отобраны из фонда намеченных для углубления существующих скважин и из первой группы проектных новых скважин.

Для каждой скважины были смоделированы разные схемы заканчивания:

- вертикальная скважина с вскрываемым интервалом 100-150 м;

- горизонтальная скважина с вскрываемым интервалом 200 м;

- горизонтальная скважина с вскрываемым интервалом 400 м;

- горизонтальная скважина с вскрываемым интервалом 600 м;

- горизонтальная скважина с вскрываемым интервалом 800 м.

Моделировалась работа скважин в течение двух лет с постоянной депрессией на забое в 3.0 МПа. После этого был подсчитан коэффициент продуктивности по нефти (PI) по каждой скважине и по каждой категории скважин с различной длиной горизонтальной секции, а также соотношение с продуктивностью вертикальной скважины. Соотношение продуктивности горизонтальных скважин с вертикальными представлено в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Соотношение продуктивности горизонтальных скважин с вертикальной

Тип скважины	PIгор./PIверт
Вертикальная	1.0
горизонтальная, 200м	3.6
горизонтальная, 400м	5.7
горизонтальная, 600м	7.4
горизонтальная, 800м	8.5

Из таблицы 2.3 видно, что с увеличением длины горизонтального ствола увеличивается соотношение между PIгор и PIверт.

Наличие горизонтальных непроницаемых барьеров в залежи при соотношении вертикальной и горизонтальной проницаемости менее 1 может повлиять на производительность горизонтальных скважин и, при некоторых обстоятельствах, сильно уменьшить коэффициент продуктивности.

Для определения влияния этого важного параметра из общей модели была выделена секторная модель и были просчитаны некоторые варианты чувствительности. Был вычленен участок размером 4.0x4.0 км из юго-западного района, наиболее интересного с точки зрения продуктивности нефтяной оторочки. Затем размеры ячеек были уменьшены до размера 100x100 метров в центральной части секторной модели. По вертикали все геологические слои в нефтяной оторочке были подразделены на 4 подслоя, каждый из которых имел толщину 15-20 метров. Таким образом, нефтяная оторочка представлена по крайней мере 10 слоями. Расчеты проводили для трех типов скважин:

- вертикальная скважина со вскрытым интервалом 100-150 м;

- горизонтальная скважина с вскрываемым интервалом 200-800 м;

- наклонная скважина с вскрываемым интервалом 200-800 м.

Наклонная скважина на самом деле была почти горизонтальной скважиной, так как предполагаемый угол наклона был 75-85 градусов, у горизонтальной скважины он составляет 90 градусов. Были сделаны расчеты на 5 лет, давление в коллекторе в нефтяной оболочке сравнивалось с показаниями модели всего месторождения. Граничные условия были аналогичными, все варианты были смоделированы с постоянной депрессией 3.0 МПа.

Затем на секторной модели было просмотрено несколько вариантов с различной длиной продуктивного интервала для горизонтальных и наклонных скважин и в обоих случаях был подсчитан коэффициент продуктивности (PI) после двух лет добычи и проведено сравнение с вертикальной скважиной.

Использовались три различные соотношения Kверт/Kгор - 1.0; 0.5; 0.1. Результаты приводятся на рисунках 2.4 .

По рисунку 2.4 видно, что горизонтальная скважина всегда имеет лучшие показатели чем наклонная скважина, даже если Kверт/Kгор=0.1, оба типа скважин очень похожи. В случае, если Kверт/Kгор=0.1, необходима горизонтальная длина по крайней мере 600-800 метров для того, чтобы показатель продуктивности увеличился по сравнению с вертикальной скважиной. Эта особенность подчеркивает важность определения соотношения Kверт/Kгор для этого коллектора.

На основании этих расчетов были сделаны следующие выводы:

- оптимальная длина горизонтальной скважины 400-600 метров, при этом показатель ее продуктивности в 6-7 выше чем у вертикальной;

- низкое соотношение Kверт/Kгор (например 0.1) намного уменьшает эффективность горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной;

- высокая степень неоднородности в коллекторе (горизонтальные барьеры) значительно снижает показатель продуктивности (PI);

- показатели горизонтальной скважины в основном лучше чем у наклонной скважины.

В будущем рекомендовано обратить особое внимание на изучение неоднородности, что позволит правильно прогнозировать динамику поведения горизонтальных скважин.

Рисунок 2.4 Сопоставление продуктивности горизонтальной и наклонной скважины с вертикальной

2.6 Методы воздействия на пласт для поддержания пластового давления

Высокое содержание и большие запасы тяжёлых углеводородов на Карачаганакском месторождении требует обязательного поддержания пластового давления (ППД). Ниже рассмотрим возможность применения различных рабочих агентов для поддержания пластового давления: дымовых газов, воды, сухого газа после перерабатывающего завода.

Повторное закачивание газа

Карачаганак - это газоконденсатное месторождение и для того, чтобы улучшить общее извлечение жидкости в течение всего периода эксплуатации месторождения, по плану осуществляют частичное закачивание газа в пласт. Станция обратной закачки газа расположена на участке 8A-360 и предназначена для сжатия части добывающегося на месторождении газа и последующей его закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. На площадке обратной закачки газа установлено три одинаковых блочных компрессорных установки по сжатию газа.

Газ из установки осушки газа (установка 310), располагаемой на УКПГ-2, по всасывающему коллектору диаметром 600 мм при давлении около 7,5 МПа и температуре 37,5 °С поступает на площадку обратной закачки газа (установка 360). От всасывающего коллектора газ по трубопроводам диаметром 400 мм поступает на установки сжатия газа «А», «В» и «С».

На компрессорных установках обратной закачки газ сжимается до давления 55,0 МПа и затем через распределительный манифольд по выкидным линиям подается к нагнетательным скважинам, через которые поступает в пласт для поддержания пластового давления. Для сжатия газа в каждом блоке используется трехступенчатый центробежный компрессор с приводом от газотурбинной установки. Для обеспечения безопасной работы компрессорные установки всех ступений оснащены противопомпажным клапаном на линии нагнетания, позволяющим не допустить повреждение компрессорной установки вследствие прекращения либо снижения объема подаваемого газа.

Дымовые газы

Технология этого метода разработана институтом ВолгоУралНИПИгаз и сводится к следующему: добытое сырьё подаётся на гпз. Конденсат, сера и 90% сухого газа реализуется в установленном порядке. 10% товарного газа идёт на сжигание в теплоэлектростанцию, на которой получают электроэнергию, пар и продукты сгорания природного газа с воздухом 88% азота и 12% углекислого газа. Дымовые газы собираются в газгольдер и воздуходувкой подаются на компрессорную станцию, которая поднимает давление до 45 МПа. При таком давлении дымовые газы закачиваются в залежь. В процессе компримирования из дымовых газов выделяется техническая вода, а также вырабатывается электроэнергия и тепло. Основные трудности связаны с повышением давления от атмосферного до 45 МПа и разбавления сырья, поступающего на гпз азотом и углекислым газом после прорыва нагнетательного газа в эксплуатационные скважины.

Искусственное заводнение пластов

Для интенсификации притока жидкости и газа необходимо обеспечить сохранение пластового давления. По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют системы разработки с искусственным заводнением пластов.

Системы с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

· Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтегазоносности на расстоянии от 100 до 1000 м. Поскольку при нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта, возникает вопрос о наиболее целесообразных расстояниях между эксплуатационными и нагнетальными скважинами. Удаленность нагнетательных скважин от эксплуатационных благоприятна в том отношении, что большие градиенты давления, создаваемые вблизи нагнетательных скважин, не отражаются на форме контура нефтеносности и препятствуют прорыву воды. Однако увеличение расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважинами более чем на 1,5…2,0 км делает искусственный контур питания малоэффективным

· Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности

· Внутриконтурное заводнение, которое применяют на объектах с большими площадями нефтеносности. Разновидностями внутриконтурного заводнения являются различные варианты «центрального» заводнения. При закачивании воды в пласт через группу сравнительно близко расположенных центральных нагнетательных скважин первоначальный «очаг обводнения» имеет весьма малую площадь, что незначительно облегчает и упрощает освоение и проведение процесса заводнения, особенно при пониженной проницаемости законтурной зоны залежи.

2.7 Расчет технологических показателей при воздействии на пласт

Фонтанирование в нефтяных скважинах осуществляется за счет гидростатического напора пласта, либо за счет газа, выделяющегося из нефти при определенном соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике - эффективного газового фактора.

Фонтанирование может осуществляется при условиях:

1)

2)

2.7.1 Расчет предельной обводненности при фонтанировании

Для случая, когда предельной обводненность В, при которой возможно фонтанирование, определяется по формуле:

, (2.1)

где - глубина спуска НКТ, которая при равна глубине скважины;

; (2.2)

- коэффициент растворимости.

; (2.3)

2.7.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования

Минимальные забойные давления фонтанирования определяются условиями и показателями варианта разработки, технологическими особенностями системы сбора и подготовки добываемых углеводородов.

Рассчитываем средний коэффициент растворимости по формуле (2.3)

Определяем эффективно действующий газовый фактор :

(2.4)

Максимальная глубина спуска колонны НКТ определяется по формуле:

( 2.5)

где ; (2.6)

Минимального забойного давления фонтанирования определяется по формуле:

. (2.7)

Исходные данные:

= 5050 м - глубина скважины;

= 55,3 МПа - давление насыщения;

= 449 - газовый фактор;

- плотность нефти пластовой;

- плотность нефти дегазированной;

- плотность воды;

= 47 МПа - забойное давление;

= 22 МПа - устьевое давление;

d = 0,062 м - диаметр подъемника.

Решение:

1) == 5050 м, т.к.

2) По формуле (1.2) найдем плотность нефти:

=758

3) Коэффициент растворимости определим по формуле (2.3):

=7,036

4) Используя (1.1) найдем предельную обводненность:

=16,5 %

5)Определяем эффективно действующий газовый факторпо формуле(2.4):

= 121,5

6) По формуле (1.6) определяем h:

= 4262 м

7) Для определения максимальной глубины спуска колонны НКТ используем формулу (2.5):

...