По состоянию на 01.01.2011 г., учтённые Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению в целом характеризуются следующим образом:

- по пласту Ю₁^3-4 категории С₁ - до 5258 / 2103 тыс. т (балансовые / извлекаемые), категории С₂ - до 531 / 212 тыс. т.; [2]

- по пласту Ю_14-16 категории С₁ - до 19287 / 5786 тыс. т (балансовые / извлекаемые), категории С₂ - до 13533 / 4060 тыс. т. [2]

Первый подсчет запасов нефти по обоим пластам проводился в 2005 г. объемным методом. В 2011г., после проведения на месторождении дополнительных работ (сейсморазведка, бурение новых скважин 397Р, 539 и 542) был выполнен пересчет запасов по категориям С₁ и С₂. Подсчет запасов нефти проводился на основе построенной геологической модели месторождения.

Площадь нефтеносности пласта Ю₁^3-4 принята по изогипсе -2552,0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р) и составляет 12 667 тыс.м². Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 9,9 м в пределах категории запасов С₁ и 3,75 м в пределах категории запасов С₂. Коэффициент открытой пористости - 0,15. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,50. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,840 и 0,843 г/см³. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0,4 д.е.

Площадь нефтеносности пласта Ю_14-16 в пределах условно принятого контура -2900,0 м составляет 35 600 тыс.м². Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 27,9 м в пределах категории запасов С₁ и 13,2 м в пределах категории запасов С₂. Коэффициент открытой пористости - 0,15. Коэффициент нефтенасыщенности для категорий С₁ и С₂ составляет 0,60 и 0,57 д.е. соответственно. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см³. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0,3 д.е.

Подсчетные параметры и балансовые запасы, числящиеся на Госбалансе, приведены в таблицах 2.16 и 2.17.

Таблица 2.16 - Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Пласт	Зона	Категория запасов	Площадь нефтеносности, тыс.м2	Средняя эффективная Нефтенасыщенная толщина, м	Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	Пересчетный коэффициент, доли ед.	Плотность нефти, г/см3	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Газовый фактор, м3/т	Начальные геологические запасы растворенного газа, млн.м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Ю13-4		С1	10000	9,9	99000	0,15	0,5	0,84	0,843	5258	44,52	234,1
		С2	2667	3,75	10001	0,15	0,5	0,84	0,843	531	44,52	23,6
Ю14-16		С1	13900	27,9	399000	0,13	0,6	0,8	0,797	19287	236	4552,7
		С2	21700	13,2	288000	0,13	0,57	0,8	0,797	13533	236	3193,8

Таблица 2.17 - Состояние запасов нефти

Подсчетный объект	ГКЗ Роснедра, 2011г.	Государственный баланс на 01.01.2011г.
	Начальные геологические запасы, тыс.т.	Начальные извлекаемые запасы, тыс.т.	КИН, доли ед.	Начальные геологические запасы, тыс.т.	Начальные извлекаемые запасы, тыс.т.	КИН, доли ед.	Текущие извлекаемые запасы, тыс. т.
	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2
Ю13-4	5258	531	5789	2103,2	212,4	2315,6	0,4	0,4	0,4	5258	531	5789	2103,2	212,4	2315,6	0,4	0,4	0,4	2087,2	212,4	2299,6
Ю14-16	19287	13533	32280	5786,1	4059,9	9846,0	0,3	0,3	0,3	19287	13533	32280	5786,1	4059,9	9846,0	0,3	0,3	0,3	5786,1	4059,9	9846,0

3. Особенности эксплуатации и эффективность применения горизонтальных скважин

3.1 Обзор источников, посвященных определению производительности горизонтальных скважин

Опыт внедрения горизонтального бурения показывает, что разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин (ГС) позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу разработчикам при эксплуатации месторождений вертикальными скважинами (ВС).

Возможные направления применения ГС, связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во многих публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся с реальными данными.

На сегодняшний день исследования в области гидродинамики горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные методики расчёта непригодны для определения параметров горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо требуют значительного математического аппарата. При проектировании длины горизонтального участка в большинстве случаев опираются на гидродинамические исследования (ГДИ) уже пробуренных скважин на подобных месторождениях. Наряду с исследованиями гидродинамики ГС существует необходимость создания новой технологии механизированной эксплуатации ГС, учитывающей существующие осложнения и позволяющей увеличить МРП.

Анализ накопленного материала по гидродинамике ГС как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки нового способа механизированной эксплуатации ГС необходимо выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых экспериментов.

Целью работы является выявление особенностей работы горизонтальных скважин, и создание технологии, исключающей существующие осложнения и позволяющей рационально использовать горизонтальный ствол скважины.

Интенсификация разработки нефтяных месторождений может вестись по двум основным направлениям:

повышение градиента давления в пласте при помощи наиболее интенсивных методов поддержания пластового давления, повышения давления нагнетания и снижения забойных давлений;

снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Наряду с такими способами, как гидравлический разрыв пласта и различные физико-химические методы обработки призабойных зон, метод снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах скважин путём бурения с повышенной поверхностью вскрытия продуктивного пласта имеет большие возможности. К таким скважинам могут быть отнесены горизонтальные, наклонные и многозабойные. Благодаря увеличению поверхности фильтрации забоев в горизонтальных многозабойных скважинах, для получения с того или иного месторождения заданного уровня добычи при прочих равных условиях таких скважин потребуется меньше, чем обычных вертикальных. При условии развития техники бурения наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин до уровня, обеспечивающего сравнительно небольшое повышение их стоимости по сравнению с вертикальными, применение наклонного и горизонтального бурения для разработки нефтяных месторождений может дать большой экономический эффект.

Применение горизонтальных скважин (ГС) позволяет снизить плотность сетки скважин, вскрывать отдельные изолированные пропластки, а на этапе доразработки месторождения проводить скважины между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин, использовать ГС в качестве нагнетательных для регулирования профиля нагнетания. Новые возможности появляются и при вторичных методах добычи, включая современные методы обработки призабойной зоны, тепловые методы на пласт, восстановление бездействующего фонда скважин бурением дополнительных горизонтальных стволов.

Все указанные возможные направления применения ГС, связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во многих публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся с реальными данными [7].

Между этапами развития теоретических основ фильтрации жидкости к вертикальным и горизонтальным скважинам имеет место стадия изучения притока жидкости к наклонным скважинам.

Установлено соотношение дебитов вертикальной и наклонной скважин в виде:

 (3.1)

где б - угол наклона ствола к вертикали;

R_с, R_к - радиусы скважины и контура питания соответственно.

Установлено следующее:

Повышение дебита наклонной скважины при увеличении угла наклона до 45-50° незначительно.

Для больших R_к дебит наклонной скважины не отличается от дебита вертикальной.

В однородном пласте бурение наклонной скважины не приводит к многократному увеличению дебита.

По сравнению с вертикальной скважиной толщина пласта незначительно влияет на увеличение дебита наклонной скважины, особенно при малых углах наклона[7].

Исследования фильтрации жидкости к батарее горизонтальных скважин, расположенных параллельно или перпендикулярно к контуру питания в круговом пласте. Эти исследования представляют значительный интерес с точки зрения разработки нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин, расположенных в виде круговой или линейной батареи, увеличения дебита скважин и коэффициента нефтеотдачи пласта. Приведена формула для фильтрации жидкости к батарее горизонтальных скважин, вскрывших полосообразную залежь. На рис. 1.11 показано расположение наклонных скважин параллельно к контуру питания полосообразной залежи. При таком расположении дебит горизонтальной скважины определяется по формуле (3.2):

(3.2)

где у - половина расстояния между скважинами ,

L₁ - расстояние ряда горизонтальных скважин от контура питания.

Рисунок 1.11 Схема прямолинейной батареи наклонных скважин, ориентированных параллельно контуру питания

Если горизонтальные скважины расположены под углом в к контуру питания, то дебит каждой скважины определяется формулой (3.3):

(3.3)

где L₁ - расстояние от контура питания до батареи горизонтальных скважин по кровле или подошве полосообразного пласта.

Во всех перечисленных выше формулах исследовано плоское течение, хотя приток к горизонтальным скважинам в большинстве случаев происходит с участием вертикальной составляющей потока. Однако получение простых расчетных формул при учете вертикальной составляющей потока сопряжено с определенными математическими трудностями[7].

Приведем простейший случай притока жидкости к горизонтальной скважине, середина которой находятся в центре кругового изотропного пласта. Принята следующая схема притока. Фильтрационное сопротивление состоит из суммы внешнего сопротивления от контура питания до прямолинейной вертикальной галереи и внутреннего, обусловленного тем, что вместо галереи имеет место скважина. Эти сопротивления равны (3.4):

(3.4)

а дебит горизонтальной скважины равен(3.5):

(3.5)

где L - длина горизонтального ствола.

3.2 Основные задачи гидродинамических исследований

Применение ГС на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами в настоящее время становится приорететным. Как показал анализ литературных источников, отсутствие методики расчёта изменения профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине горизонтальной скважины, а также эффективного механизированного способа, способного успешно адаптироваться к скважинным условиям в широком диапазоне изменения режимных параметров, в том числе при больших углах наклона, серьезно затрудняет эксплуатацию ГС. В связи с этим, для достижения цели работы -- анализ особенностей эксплуатации и эффективности применения горизонтальных скважин на Майском нефтяном месторождении, и создание технологии исключающей осложнения и позволяющей рационально использовать горизонтальный ствол скважины, должны быть теоретически и экспериментально решены следующие задачи исследований:

1. Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине наклонно-горизонтального участка скважины.

2. Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации горизонтальных скважин с расчётом оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования.

3.3 Сравнительная оценка моделей определения дебита горизонтальных скважин

В работе [8] дается вывод формулы притока для горизонтальной скважины (на основе теории ньютонова потенциала и асимптотических разложений) в зависимости от геометрических параметров системы «скважина + пласт» (зона, дренируемая горизонтальной скважиной представляет собой слой усечённого параллельными плоскостями шара, показанная на рис. 1.12г):

где

k_н - проницаемость в плоскости напластования;

h- мощность пласта;

ДP -перепад давления;

µ - вязкость нефти;

L- длина горизонтального участка;

R_c -радиус скважины;

R_k - радиус контура питания.

Указанная формула (3.6)сравнена с формулами притока, полученными другими авторами:

1. В.П. Меркулова [9]

(3.7)

где

L- длина горизонтального участка.

2. Ю.П. Борисова [7]

(3.8)

3. S.D. Joshi [10,11]

(3.9)

где

k_н - проницаемость в плоскости напластования;

h- мощность пласта;

ДP -перепад давления;

µ - вязкость нефти;

L- длина горизонтального участка;

R_c -радиус скважины;

R_k -радиус контура питания.

4. G.I. Renard [8]

(3.10)

где

5. В.Г. Григулецкого[12]

(3.11)

где

k_н - горизонтальная проницаемость;

k_v - вертикальная проницаемость;

- коэффициент;

B₀- объемный пластовый фактор нефти.



Рисунок 3.12 Схемы зоны влияния работы горизонтальной скважины, принятые при решении задач фильтрации флюида к горизонтальному стволу: а - круга; б - эллипса; в - прямоугольника; г - усеченного шара.

Рисунок 3.13 Зависимость дебита от длины скважины

Рисунок 3.14 Зависимость дебита от радиуса скважины



Рисунок 3.15 Зависимость дебита от мощности пласта

Рисунок 3.16 Зависимость дебита от радиуса контура

Как видно из рисунков, модели Ю.П. Борисова, S.D. Joshi, G.I. Renard и В.Г. Григулецкого при одинаковых условиях совпадают по всем графикам. В то же время, из рис. 3.13 видно, что модель притока (3.6) дает существенную линейную зависимость дебита скважины от её длины, а остальные модели - логарифмические (выполаживающиеся) зависимости.

Приведенные выше формулы (3.7) - (3.11) несомненно, представляют большой интерес и могут быть использованы при исследовании горизонтальных скважин. Однако приведенные выражения имеют существенный недостаток - они не учитывают изменение давления по длине горизонтальной скважины.

3.4 Определение «работающей» длины горизонтальных скважин по результатам наземных исследований на майском месторождении

В 2006г компанией ЗАО «Нефтепромбурсервис», для заказчика OOO «Альянснефтегаз»была пробурена первая скважина с горизонтальным окончанием ствола[1].

Местоположение скважины было определено в центральной части Майского нефтяного месторождения таким образом, чтобы горизонтальный участок ствола скважины в проектном азимуте вскрыл присводовую часть структуры.

Мощность продуктивной части отложений колеблется от 20 до 29м. Литологически-продуктивный горизонт представлен песчаником и алевролитом, переслаивающимися с аргиллитами и редкими пластами угля.

В настоящее время фонтанирующих скважин на месторождении нет.

При бурении скважины 394 Майского месторождения, для того чтобы выяснить зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка в продуктивном пласте, предполагалось провести испытания скважины в три этапа, открытым стволом - по достижении длины ствола в пласте равной 250 м, 300 м, 350 м. При первом испытании, т.е. после достижения длины ствола 250 м по пласту при забое 3042 м. по удлинению, был получен хороший приток нефти. Скважину отработали на различных гидродинамических режимах с максимальной депрессией на пласт 6,4 МПа. Результаты испытания приведены в табл. 3.17.

Таблица 3.17

№, пп	Диаметр штуцера, мм	Дебит скв., м3/сут	Среднее давление на буфере, МПа	Примечание
1	6	28,5	6,4	Содержание нефти в продукции - 99,3%, воды - 0,7%
2	8	77,6	4,6
3	12	99,48	3,7

После испытания первого участка ствола - скважина была переведена на раствор и продолжена бурением до глубины 3070 м. Необходимо отметить, что устойчивость стенок скважины после испытания не была нарушена, т.е. коллектор очень устойчив. На глубине 3070 м, при работе в продуктивном мелкозернистом песчанике, плотность раствора за счёт самоутяжеления (отсутствие центрифуги в системе очистке), достигла значения - 1200-1210 кг/м³ и при нарушении периодичности отрывов от забоя (1,5 часа без отрыва) - произошёл дифференциальный прихват бурильной колонны.

Прихват был ликвидирован с помощью установки нефтяной ванны (12 м нефти) при снижении репрессии на пласт до 0,6 МПа. Время, затраченное на ликвидацию прихвата, составило 47 часов.

После этого было принято решение прекратить дальнейшее углубление скважины и произвести повторное испытание продуктивного горизонта. В процессе испытания было выяснено, что при увеличении длины ствола на 57% дебит скважины возрос на 10%.

В интервал 2793 - 3070 м был спущен хвостовик диаметром 114 мм

Скважина сдана в разработку и устойчиво работает нефтью через 12 мм штуцер с дебитом около 110 м³/сут, при 3,8 МПа избыточного давления.

К сожалению, невозможно провести теоретический анализ проведённых исследований данной работы, так как отсутствуют параметры пласта и жидкости.

Рассмотрим ГДИ горизонтальной скв. 101 Майского месторождения и проанализируем расчёт производительности ГС вскрывшей несколько пропластков с высоковязкой нефтью.

Основным продуктивным пластом этого нефтяного месторождения является пласт Ю₁^3-4. Пробуренными скважинами пласт вскрыт на глубинах 2444,0-2530,4 м. Общая его толщина составляет 7,2 - -24,8 м, эффективная - 4,2-17,6 м, нефтенасыщенная - 1,0-12,6 м. Пласт Ю₁^3-4 сложен песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с небольшими по толщине прослоями аргиллита. По площади прослеживается повсеместно. Пластовое давление равно 24,7-25,3 МПа, пластовая температура - 84-87°С.

Согласно гидродинамическим исследованиям горизонтальная проницаемость к_г составляет 0,01-0,04 мкм. Пористость изученных пород изменяется от 0,014 до 0,249, проницаемость параллельно напластованию равна 0,019-0,841 мкм², перпендикулярно напластованию значительно ниже.

Профиль горизонтального ствола запроектирован нисходящим протяженностью 200 м. Фактический профиль горизонтального ствола, вскрывшего пласт Ю₁^3-4представлен на рис. 3.18.

Рисунок 3.18 - Профиль горизонтального ствола скв. 101

В табл. 3.19 приведены характеристики вертикальной скв. 202 и горизонтальной скв. 101. Дебит скв. 101 ожидался в 1,5-2 раза выше вертикальных. Такая зависимость нашла отражение и в проектных документах: в технологической схеме разработки месторождения. Нехарактерное соотношение дебитов горизонтальной и вертикальной скважин первоначально позволило сделать вывод о низком качестве вскрытия пласта либо недоосвоении скважины. Однако впоследствии на протяжении нескольких месяцев эксплуатационные характеристики горизонтальной скважины не улучшились. Высокие коэффициент анизотропии и расчлененность пласта (см. рис. 3.19) являются основными причинами низкой эффективности эксплуатации скв. 101.

Как отмечается,горизонтальная скважина должна иметь очень большую протяженность для обеспечения достаточного повышения дебита в условиях низкой вертикальной проницаемости и наличия непроницаемых прослоев.

Для расчёта дебита горизонтальной СКВ 101 при коэффициенте анизотропии, определенном при исследовании керна скв 202, равном 14,8, и параметрах, приведенных в табл. 3.19 использовалось модифицированное уравнение Ренарда, определяющее, что дебит горизонтальной скважины равен сумме дебитов отдельных участков горизонтального ствола, вскрывших работающие прослои.

Таблица 3.19

Номер	Диаметр	Депрессия,	Дебит,	Горизонтальная	Продуктивность,
скважин	штуцера,	МПа	м3/сут	проницаемость,	м3/(сут-МПа)
	мм			-103мкм2
202	8	5,1	82,6	25	17,46
101	9	4,7	161,2	27	20,42

Исходные данные: нефтенасыщенная толщина Н_н =18,87м, работающая толщина H_раб =7,1м, толщина первого прослоя h₁ =1,9 м, второго h₂ =2,5м, третьего h₃= 2,7м, вязкость составляет 0,46 мПа·с.

Сравнение фактического дебита скв 101 (95 м³/сут) с рассчитанным с тестом влияния анизотропии и влияния непроницаемых прослоев (95,6 м³/сут) показало, что они практически совпали. Относительная погрешность составила 0,6%, Дебит нефти скв. 101, рассчитанный без учета анизотропии составил 161,2 м³/сут, с учетом анизотропии - 90,8 м³/сут. Рассчитанный дебит вертикальной скважины, гипотетически дренирующей пласт Ю₁^3-4 вместо скв. 101, в подобных условиях составил 82,6 м³/сут. Соотношение дебитов горизонтальной и вертикальной скважин, рассчитанное без учета и с учетом анизотропии, равнялось 1,95, с учетом анизотропии и влияния непроницаемых прослоев - 1,16. Фактическое соотношение составило 1,15.

Из приведенных данных видна необходимость учета вертикальной анизотропии и влияния непроницаемых прослоев пласта при проектировании горизонтальных скважин. Неучет их при обосновании протяженности горизонтального ствола, соответственно и дебита горизонтальной скважины, не позволяет заметно увеличить дебит горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной. Низкий дебит горизонтальной скв. 101 хорошо «вписывается» в теорию фильтрации однофазной жидкости в неограниченном анизотропном расчлененном пласте к горизонтальной скважине, описанной модифицированной формулой Ренарда.

Полученные результаты по скв. 101 и другим на подобных объектах свидетельствует о наличии оптимальной длины таких скважин, составляющей 350-400 м в условиях Майского нефтяного месторождения.

В этих двух примерах производительность ГС зависит прямо пропорционально от длины её горизонтального участка, что соответствует существующим методикам расчёта.

3.5 Исследования горизонтальных скважин майского месторождения на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации

Проведение гидродинамических исследований горизонтальных скважин возможно на специальном геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ). Однако данное оборудование не позволяет в полном объеме выполнять исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

В БашНИПИнефти для проведения ГДИ разработана технология доставки автономных глубинных приборов к исследуемому участку ГС[13]. Ниже насоса спускается хвостовик необходимой длины из НКТ. Конец хвостовика заглушён. Элементами хвостовика являются специально разработанные фильтры-контейнеры того же диаметра, что и хвостовик. Внутри фильтра-контейнера, изготовленного под размер спускаемых глубинных приборов, расположены две крестовины. Нижняя крестовина (втулка) имеет отверстие под конус и служит опорой для глубинного прибора, на верхней крестовине имеется прижимной болт для фиксации, прибора в крестовинах. Крестовины закрепляются внутри контейнера с помощью винтов. Для обеспечения притока жидкости на различных участках по окружности и длине контейнера выполнено 6-8 щелевых отверстий шириной 5-6 мм и длиной 40-50 мм.

Для проведения ГДИ горизонтальных скважин был специально разработан глубинный манотермограф МТГ-20ММ. Согласно программе ГДИ на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации проведены исследования в горизонтальной скв. 102 Майского нефтяного месторождения. Как отмечалось ранее, глубинные приборы в горизонтальной части размещены равномерно. В первом контейнере (от забоя) находится прибор МТГ-20. Результаты ГДИ, проведенных при трех режимах работы скважинного насоса, представлены на рис. 3.18.

Оценка работающей части горизонтального ствола скважины проводилась по изменению температуры (методом термометрии) во времени по замерам каждого прибора порежимно. На рис. 3.18 показано изменение температуры, измеренной глубинным прибором 111. Судя по профилю изменения и значениям температуры на трех режимах (первый режим 24,45 °С, второй режим 24,46 °С, третий режим 24,46 °С) увеличения температуры в процессе отбора не наблюдается, следовательно, в этом интервале приток жидкости из пласта отсутствует, В районе нахождения второго глубинного прибора (см. рис. 3.18б) также не наблюдается роста температуры: первый режим 24,40°С, второй режим 24,41 °С, третий режим 24,42 °С. Таким образом, и в этом интервале нет притока. Из рис. 3.18в графически и численно (первый режим 24,53°С, второй режим 24,57°С, третий режим 24,59°С) наблюдается рост температуры, следовательно, в данном интервале имеется приток жидкости. В районе четвертого глубинного прибора (см. рис. 3.18г), исходя из результатов термометрии, имеется незначительный приток жидкости. Для получения более точной информации (по большему числу точек) предлагается несколько раз передвинуть приборы вместе с трубами. Схема компоновки и доставки в горизонтальную часть скважины аналогична ранее описанной. По программе проведения ГДИ в скв. 102 предусматривалось перемещение глубинных манометров МТГ-20ММ для более полного охвата всего горизонтального участка скважины. После передвижения приборов глубина их расположения изменилась на 20 м.

Интересно рассмотреть результаты изменения давления и температуры во времени после перемещения приборов. После проведения подъемных операций скв. 102 введена в эксплуатацию.



Рисунок 3.18 Кривые изменения давления и температуры при трех режимах работы скважинного насоса, которые сняты в районе расположения первого (а), второго (б), третьего (в) и четвертого (г) приборов.

Рис. 3.19 Кривые давления и температуры в скв.102 после передвижения приборов на 20 м (по сравнению с первоначальным положением) от забоя скважины

Рис. 3.20 Кривые давления и температуры в районе расположения четвертого прибора.

Результаты, полученные нижним четвертым прибором 110, расположенным на расстоянии 69,25 м от забоя и 3353,5 м от устья скважины, подтверждают наличие притока из пласта. Отмечаются снижение температуры при вводе скважины в эксплуатацию и повышение ее при остановке для снятия КВД (рис. 3.19). На участке расположения второго прибора 111 изменение температуры не наблюдается. Манометр находится на расстоянии 130,15 м от забоя и 3285,85 м от устья скважины. Пласт в этом интервале не работает - приток жидкости из пласта отсутствует.

Третий от забоя прибор 115, расположенный на расстоянии 192,3 м от забоя и 3223,7 м от устья, также не зарегистрировал изменение температуры, что свидетельствует об отсутствии притока в этом интервале.

На рис. 3.20 приведены данные четвертого прибора, находящегося на расстоянии 253,55 м и 3162,45 м от устья скважины. Перепад температуры составляет 0,1°С (максимальная температура равна19,534°С, минимальная - 19,435°С), что характеризует наличие притока жидкости в районе расположения четвертого прибора. Таким образом, применение метода термометрии позволило установить работающий участок горизонтального ствола скважины в исследованных интервалах. Если считать от забоя скважины, то на участке 110 м -приток имеется; 110-212 м - приток отсутствует; 212-273 м - приток имеется.

В промысловом эксперименте использованы высокочувствительные комплексные автономные приборы для одновременной регистрации температуры и давления АМТ-07 с продолжительностью работы до 47 сут при временной дискретности замеров 180 с. Скважина была исследована на трех неустановившихся и трех установившихся режимах фильтрации. На всех установившихся режимах скважина продуцировала пластовой водой с пленкой нефти. Последовательность смены режимов: вывод скважины после спуска хвостовика с приборами и насоса на установившийся режим с дебитом 65 м³/сут; остановка скважины для снятия КВД на 72 ч с одновременной регистрацией КВУ; вывод скважины на установившийся режим с дебитом 62 м³/сут; остановка скважины для снятия КВД с одновременной регистрацией КВУ; вывод скважины на установившийся режим с дебитом 57 м³/сут; остановка скважины для снятия КВД с одновременной регистрацией КВУ. После окончания всех циклов проведен подъем компоновки[14].

При считывании данных с приборов выяснилось, что приборы, размещенные на отметках 2866 и 3162 м профиля (см. рис. 3.21) отказали из-за физических разрушений элементов питания

Рисунок 3.21 Профиль горизонтального участка скв. 102 Майского месторождения.

Рисунок 3.22 Совмещенный график барометрических исследований по ГС скв. 102 тремя приборами, расположенными в точках А, В, С на рис. 3.21

Рисунок 3.23 Измерение температуры по горизонтальному стволу скв. 102, замеренное тремя приборами в точках А, В, С на рис. 1.21 (использовались элементы DURACELL ULTRA с допустимой температурой до 80°С), и информация в них не сохранилась.

Остальные приборы были оснащены элементами питания SonnenShain SL-560 с допустимой температурой до 125°С. Таким образом, информация получена в трех точках профиля ГС, отмеченных на рис. 3.21 точками А, В и С.

Совмещенные кривые для трех режимов работы скважины по каналу давления и каналу температуры приведены соответственно на рис. 3.22, 3.23. Кривая давления (см. рис. 3.22) демонстрирует условия для фильтрации на всех участках ГС. Однако этого не происходит, т.е. нефтенасыщенная часть ГС не продуцирует, и тот факт, что продукцией скважины является пластовая вода, говорит о том, что реально работают первые фильтры (от кровли до точки С профиля на рис. 3.21).

Работающая длина горизонтального участка ствола скв. 102 Майского месторождения составляет менее 40% фактической, и на всем протяжении работающего участка наблюдается приток пластовой воды.

При малых скоростях движения жидкости низкой вязкости (малые дебиты) в стволе скважины потери давления по стволу скважины незначительны. Работающая длина горизонтального участка скважины диагностируется изменением температуры по стволу.

Для ГДИ горизонтальных скважин наиболее информативной трудоемкой и затратной является технология размещения приборов в ГС с заданным интервалом и отсечением ГС от наклонной части пакерованием.

По гидродинамическим исследованиям можно сделать следующие выводы об особенностях эксплуатации горизонтальных скважин:

-На стадии проектирования системы разработки необходимо проводить расчет оптимальной длины горизонтального участка с учетом геологических особенностей эксплуатационного объекта, используя средние фильтрационные параметры для участка проводки скважины, определенные по вертикальным или наклонно направленным скважинам, на основе термогидродинамических моделей фильтрации многофазной жидкости в условиях неоднородного пласта.

Существует предел длины горизонтального участка, до которого выполняются методики расчёта, принимающие постоянным давление по её длине.

ГДИ показали наличие предельной работающей длины горизонтальной скважины, превышение которой не только не увеличивает общую производительность скважины, но так же не увеличивает площадь фильтрации. Интервал горизонтального участка после этого значения просто не работает.

При увеличении объёма закачки (отбора) жидкости (газа) в скважину увеличивается и работающий интервал горизонтального участка.

На данное время отсутствует точная методика расчёта работающего интервала горизонтального участка и, при проектировании его длины опираются на ГДИ уже пробуренных скважин на подобных месторождениях.

Итак, опыт ГДИ горизонтальных скважин показал, что большинство из них продуцируют только на половине горизонтального участка. Поэтому необходимо определить основные причины данного явления и разработать методику расчёта, позволяющую проектировать горизонтальные скважины, работающие на всем вскрываемом интервале.

3.6 Экспериментальное нахождение предельной «работающей» длины горизонтальной перфорированной трубы

Для экспериментального нахождения зависимости производительности горизонтальной перфорированной трубы от суммарной площади её отверстий был создан лабораторный стенд, сборочный чертёж которой изображён на рис. 3.24.

Стенд состоит из прозрачного пластикового баллона 13 и закреплённых в нём, с помощью шпилек 10 и крепёжных дисков 4, 5, 12, 14, соосно двух трубок 7,11. На металлических трубках 7, 11 надеты прозрачные патрубки 8, 9. Патрубок 9 был проперфорирован двумя рядами отверстий по 8 отверстий в каждом. На трубке 7 с помощью гайки 1 закреплялась шайба 2 (эксперимент проводился с использованием шайб с отверстиями различного диаметра - 1; 2,7; 4; 5,5 мм)[15].

Рисунок 3.24 Лабораторный стенд для нахождения зависимости производительности горизонтальной перфорированной трубы от суммарной площади её отверстий.

Рисунок 3.25 Схематичное изображение эксперимента

Все опыты проводились с постоянным уровнем воды относительно оси трубки Н=18 см.

На трубке 7 закреплялась шайба 2, баллон 13 заполнялся водой, и с помощью резьбы на трубке 7 изменялась длина щели между патрубками 8 и 9. Для визуального наблюдения за ходом эксперимента с «глухого конца» трубки 11, с помощью укороченной иглы 15 и шприца 16, подавалась полимерная краска. В ходе эксперимента проводилась видеосъёмка. Основной целью эксперимента являлось нахождение длины щели, при которой перфорационные отверстия на патрубке 9 переставали работать. Схематично ход эксперимента изображён на рисунке 3.24 (l₁<l₂<l_max)



Рисунок 3.26 График экспериментальной зависимости длины щели от диаметра выходного отверстия

При изменении длины щели визуально наблюдалось уменьшение расхода через отверстия в патрубке 9 и изменение траектории потока проходящего через щель. Примерное изменение траектории показано на рисунке 3.25 (а-в). При достижении определённой длины щели (на каждом выходном диаметре своя максимальная длина щели) отверстия полностью переставали работать (рис. 1.25 в).

Экспериментальная зависимость «максимальной» длины щели, при которой отверстия в патрубке 9, изображённом на рисунке 3.24, не работают, от диаметра выходного отверстия приведена на рисунке 3.26.

3.7 Приближённое решение задачи о распределении расхода и давления в горизонтальной перфорированной трубе

Для эксперимента, проведённого на лабораторном стенде изображённом на рисунке 3.24, распределение расхода Q₁ - и напора h₁ - по длине щели рассчитывалось по следующему алгоритму:

1) Находим действительный расход Q₀ - через отверстие с диаметром d₀ (рис.3.26):

(3.12)

 где =Н₁

Рисунок 3.27. Схема для определения начального перепада напора

2) Мысленно отсекаем выходное отверстие (Q₀ = Q_mp ) и составляем уравнение Бернулли для сечений 1-1 и 2-2 (рис. 3.28):

Рисунок 3.28 Схема для нахождения распределения расхода и давления по длине горизонтальной перфорированной трубы

(3.13)

где

(3.14)

Отсюда начальный перепад напора для сечения 2 составляет:

(3.15)

Выражая (3.15) через расход Q₀ получаем:

(3.16)

3) Разбиваем длину щели L_щели на элементарные отрезки ДL и находим элементарный расход проходящие через площади сечений (рис. 3.28):

Сечение 1.

(3.17)

Подставляя (3.16) в (3.17) находим:

(3.18)

(3.19)

Сечение 2.

Расход через сечение 2 составляет:

(3.20)

Откуда находим перепад напора:

(3.21)

Аналогично (3.19) находим элементарный расход через площадь сечения 2:

(3.22)

4) Для i-го сечения находим:

Расход через сечение:

(3.23)

Перепад напора:

(3.24)

Элементарный расход через площадь сечения:

(3.25)

С помощью программы на ЭВМ были промоделированы (рис. 3.28) проведённые эксперименты. На рис. 3.30 показан сравнительный график экспериментальной и теоретической зависимостей максимальной площади работающих отверстий от диаметра выходного отверстия, при которой отверстия в патрубке 9, изображённом на рис. 3.24, не работают. Точность вычислений зависит от выбора элементарной длины ДL (в программе ДL =0,000001 м).

На рис. 3.31 показано изменение профиля притока и распределения депрессии для эксперимента при увеличении длины щели. Относительная погрешность математической модели экспериментов составляет от 0,6 до 30%.

Рисунок 3.29 Пример расчета распределения расхода жидкости и напора по длине щели при диаметре выходного отверстия 2,7 мм (1 - изменение расхода (Q) и 2 -изменение перепада напора (Дh) по длине щели)

В ходе расчетов не принимались во внимание потери на трение по длине трубы без перфорации. Данные эксперименты являются качественными и только подтверждают существование максимальной площади, работающих отверстий и нелинейность распределения расхода по длине горизонтальной перфорированной трубы.

Рисунок 3.30 Сравнительный график теоретической и экспериментальной зависимости максимальной площади работающих отверстий от диаметра выходного отверстия.

Из рис. 3.30 видно, что при увеличении диаметра выходного отверстия суммарная площадь, работающих отверстий, стремится асимптотически к некоторому значению. Т.е. увеличение депрессии, выше определённого значения, не приводит к значительному увеличению работающего участка горизонтальной перфорированной трубы. Это обусловлено увеличением притока к «первым» отверстиям.

Рисунок 3.31 Распределение расхода (а) и депрессии (б), с изменением длины щели между патрубками 8 и 9, при d₀ = 2,7 мм: 1 - режим «насыщения», 2 - переходный режим, 3 - при максимальном работающем интервале (L_max), 4 - изменение депрессии в патрубке 9.

В данном случае мы принимали, что коэффициент истечения из выходного отверстия не зависит от расхода. В реальных условиях при изменении расхода изменяются и потери напора. Для приближённого нахождения зависимости производительности горизонтальной перфорированной трубы от площади перфорации необходимо решать совместно два уравнения:

уравнение Бернулли, описывающее характер изменения потерь давления в трубе без перфорации;

уравнение притока к перфорационным отверстиям, принимая постоянным давление по длине перфорированной части и равным давлению в точке перехода к «простой трубе».

После получения решения данной системы уравнений необходимо произвести уточняющий расчёт по описанному выше алгоритму.

3.8 Анализ результатов проведенных экспериментов

По результатам экспериментов сделаны следующие выводы:

1) существует три режима работы горизонтальной перфорированной трубы при изменении её длины и постоянстве начальной депрессии:

прямо пропорциональная зависимость (режим «насыщения») суммарного расхода от длины, и постоянный элементарный расход и депрессия по длине трубы (рис. 3.33 от 0 до Хо, рис. 3.31 линия 7);

переходный режим, когда элементарный расход и депрессия не линейно распределяются по длине, причём депрессия в конце трубы не равна 0 (рис. 3.30 кривая 2). В этом случае суммарный расход не изменяется с увеличением длины трубы (рис. 3.32 между кривыми 1 и 2, рис. 3.31а между кривыми 1 и 3, рис. 3.31б между кривыми 3 и 4);

не линейно убывающая за-висимость, с максимально возможным при данной де-прессии, работающим участком длиной L_max (на рис. 3.32 для каждого ДP_i соответственно L_max = x_i)

Рисунок 3.32 Зависимость суммарного расхода от длины горизонтальной перфорированной трубы при различной депрессии на выходе.

2) с увеличением депрессии (репрессии) суммарная площадь «работающих» отверстий (L_mах) асимптотически стремится к некоторому значению (рис. 3.32 кривая 2).

3.9 Определение зависимости производительности горизонтальной скважины от длины её горизонтального участка

Для приближённого нахождения зависимости производительности горизонтальной перфорированной трубы от площади перфорации рассмотрим следующую задачу.

Предположим, (рис. 3.33) имеется открытый сосуд, разделённый перегородкой на два отделения А и В, причём жидкость в этих отделениях располагается на разных уровнях; пусть в перегородке сделано отверстие и помещена труба с внутренним диаметром D_тр с закрытым концом и проперфорированная одинаковыми отверстиями диаметром d_отв, через которые жидкость из отделения А с более высоким уровнем перетекает в отделение В с низким уровнем; на выходе из трубы стоит насадок диаметром d_нас.

Рисунок 3.33. Схема для приближённого нахождения зависимости производительности горизонтальной перфорированной трубы от площади перфорации.

Примем, что оба уровня постоянны во времени и площадь внутреннего сечения трубы и суммарная площадь отверстий малы по сравнению с площадью сечения самого сосуда.

Рассматривая сначала истечение идеальной жидкости через отверстия в левой части сосуда, решаем задачу относительно напора в сечении 2. Составим уравнение Бернулли для сечения 1- на свободной поверхности жидкости в сосуде и сечения2 -- по центру тяжести отверстий под свободной поверхностью жидкости в той части сосуда, из которой происходит истечение; площади сечений соответственно обозначим через S_a и S_отв Имеем:

(3.26)

где V₁ и V₂ - средние скорости движения жидкости в указанных сечениях.

С другой стороны, уравнение постоянства расхода для тех же сечений даёт:

(3.27)

откуда

(3.28)

Подставив это значение в предыдущее уравнение, получим

(3.29)

или

(3.30)

отсюда

(3.31)

Т.к. площадь S_a значительно больше площади S_отв величиной , по (S_отв /S_a)², по сравнению с единицей, можно пренебречь (что равносильно пренебрежению скоростью V₁ так называемой скоростью подхода, - по сравнению со скоростью истечения V_2. Тогда

(3.32)

Так как по условию задачи (сосуд открыт) P₁ = P_атм, а по основному уравнению гидростатики

(3.33)

(здесь Н₂ есть напор в центре тяжести отверстий под свободной поверхностью жидкости в той части сосуда, куда происходит истечение), то при условии, что Р₂= f(x) = const, исходная формула принимает вид

(3.34)

Действительный расход при этом будет равен:

(3.35)

Выразим из этого уравнения напор в центре трубы Н₂

(3.36)

(3.37)

(3.38)

Запишем уравнение Бернулли для сечения трубы в точке С и сечения 3.

(3.39)

(3.40)

(3.41)

(3.42)

(3.43)

Для нахождения зависимости производительности горизонтальной перфорированной трубы решаем её относительно напора H_c.

(3.44)

(3.45)

(3.46)

(3.47)

где

ДH₀ =Н_A-H_B

По формуле(3.47) при исходных данных приведённых в таблице 3.20, при разных выходных диаметрах отверстий, были рассчитаны зависимости производительности пористой трубы от суммарной площади отверстий (рис. 3.34). Полученная граница перехода от «линейной» зависимости к переходному режиму имеет нелинейный характер. Полученные границы режимов определяются пропускной способность трубы и прямо пропорционально зависят от её площади сечения S_тр.

Таблица 3.20

Для определения производительности горизонтальной скважины решаем по выше описанному алгоритму следующую задачу[16]. Горизонтальная скважина вскрыла нефтяной полосообразный пласт симметрично относительно кровли и подошвы (рис. 3.35). Принимаем, что забойное давление постоянно по длине горизонтального ствола. Движение жидкости в пласте принимаем прямолинейно-параллельным от Н_к до h/2 и плоскорадиальным от h/2 до r_с.

Рисунок 3.34 Зависимость общего расхода от суммарной площади отверстий горизонтальной перфорированной трубы

Для дебита скважины расположенной в изотропном пласте получим:

(3.48)

Рисунок 3.35 Схема притока к горизонтальной скважине, 1 - зона плоскорадиального притока; 2 - зона плоскопараллельного течения при учете несимметричного расположения относительно контуров пласта:

где b -- расстояние до центра пласта.

И с учётом анизотропии пласта находим:

(3.49)

где

- коэффициент, учитывающий анизотропию пласта.

Для определения параметров течения в насосно-компрессорных трубах составляем уравнение Бернулли и в сокращенном виде находим:

(3.50)

Таблица 3.21

Уравнения составляют систему, из которой можно найти производительность горизонтальной скважины с учётом её конструкции.

(3.51)

отсюда, решая относительно забойного давления, находим зависимость длины горизонтального участка от производительности:

(3.52)

где

- суммарные потери напора по длине НКТ и на местных сопротивлениях.

- коэффициент сопротивления пласта.

Были выполнены расчёты по формуле (3.52) при исходных данных указанных в таблице 3.21. Результаты расчётов хорошо отражают гидродинамические исследования горизонтальных скважин (рис. 3.36).

Рисунок 3.36 Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины горизонтального участка

4. Охрана недр на месторождении

Настоящий раздел разработан в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и законодательством в области охраны окружающей природной среды.

В разделе приведена характеристика основных источников воздействия на недра рекомендуемого технологической схемой варианта разработки Майского месторождения, предусмотрены мероприятия по охране недр при ведении буровых работ, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин [22].

Майское месторождение находится в Каргасокском районе Томской области на правобережье реки Васюган. Рассматриваемая территория представляет собой слабо расчленённую равнину с широкими, сильно заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки поверхности изменяются от 120 до 135 м.

Гидрографическая сеть территории представлена реками Елизаровка, Коровья, Старица, Татарка, Гиршев, Северная и ручьями без названия. Реки являются типично таежными с малыми уклонами, обладают слабой возможностью для самоочищения.

Растительный покров территории месторождения представлен южно-таежными формациями лесной и болотной растительности. Лесные насаждения образованы сосной, березой, пихтой, елью, осиной. На дренируемых поверхностях распространены разнотравные и мшистые типы леса. На слабо дренируемых поверхностях они замещены сфагновым типом леса, в долинах рек развиты леса травяного-болотного типа. Среди болот преобладают верховые и переходные с сосново-кустарничково-сфагновым растительным комплексом. В долинах рек Татарка и Елизаровка встречаются открытые осоковые, осоково-гипновые болота.

В травяно-кустарничковом ярусе среди дикорастущих лекарственных и пищевых растений встречаются багульник болотный, брусника, черника, рябина, шиповник, черная смородина.

На суходольных участках развиты подзолистые, болотно-подзолистые почвы; на заболоченных участках - торфяно-болотные почвы. Механический состав почв представлен средними и тяжелыми суглинками, супесями и песками. Почвы отличаются невысокой продуктивностью. Почв сельскохозяйственного использования на площади месторождения не имеется.

Животный мир района месторождения типичен для южно-таежных районов. Охотничье-промысловыми видами являются: белка, заяц-беляк, соболь, медведь, лисица, лось, норка, ондатра. Из птиц встречаются: рябчик, тетерев, глухарь. Данные о наличии редких и исчезающих видов животных и путях их миграций на рассматриваемой территории отсутствуют.

Реки территории месторождения являются водоемами второй категории рыбохозяйственного пользования. Ихтиофауна рек представлена частиковыми рыбами (елец, плотва, карась, гольян, щука, окунь). Рыбы ценных охраняемых видов здесь не обитают и не заходят в период миграций. Промысловый лов рыбы не проводится.

Территория Майского месторождения не входит в границы территорий приоритетного природопользования. Здесь нет родовых угодий и поселений малочисленных народностей Севера. На территории месторождения отсутствуют заповедники, заказники, памятники культуры и природы.

В пределах месторождения выделяется 1 тип территорий природоохранного назначения - водоохранные зоны (ВОЗ) и прибрежные защитные полосы (ПЗП) поверхностных водных объектов. Ширина ВОЗ и ПЗП принята в соответствии с Водным Кодексом РФ (№ 74-ФЗ от 03.06.2006 г. с изменениями на 14.07.2008 г.). Для р. Васюган ширина ВОЗ составляет по 200 м в обе стороны от среднемноголетнего уреза воды в реке; для рек Елизаровка, Коровья и Старица - по 100 м; для рек Татарка, Гиршев, Северная и ручьёв без названия - по 50 м. Ширина ПЗП для всех водотоков составляет 50 м.

Хозяйственная деятельность в пределах водоохранной зоны водных объектов должна осуществляться с соблюдением мероприятий, предотвращающих загрязнение, засорение и истощение вод.

Планируемые площадки строительства новых скважин, промзоны размещены на суходольных участках за пределами водоохранных зон водных объектов.

Использование земель строго в пределах границ полосы отвода, строительство эксплуатационных скважин с кустовых оснований, прокладка инженерных сетей в едином коридоре позволит сконцентрировать негативное воздействие от разработки месторождения на ограниченных площадях.

Негативное воздействие планируемой разработки месторождения на недра возможно в процессе перфорации водоносных, нефтегазоносных пластов месторождения добывающими, нагнетательными, водозаборными и артезианскими скважинами; загрязнения недр реагентами буровых растворов при строительстве скважин; изъятия нефти и высокоминерализованной пластовой воды из продуктивных пластов месторождения; изъятия пресной воды из водоносных пластов; изъятия минерального грунта для отсыпки площадок и насыпей дорог при строительстве объектов обустройства месторождения.

...