Расчет траектории горизонтальной скважины
Обновлено: 07.07.2024
Определение длины горизонтальной нефтяной скважины при проектировании ее траектории
Одним из эффективных методов увеличения добычи нефти является бурение горизонтальных скважин. Основная цель бурения горизонтальной скважины — пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.
При проектировании горизонтальных скважин используют j-образный (рис. 1) тип профиля [3]. Он состоит из двух сопряженных между собой: направляющей части и горизонтального участка [1, 2]. Под направляющей частью профиля понимают отдел ствола скважины от ее устья до точки с заданными координатами на кровле пласта или в самом нефтяном пласте, являющимся началом горизонтального участка. Основная за-дача, выполняемая направляющей частью профиля, — выведение скважины под требуемым углом в точку с заданными координатами. Направляющая часть профиля горизонтальной скважины может состоять из участков: вертикального и участка начального искривления, тангенциального и участка увеличения зенитного угла либо из вертикального и участка увеличения зенитного угла.
Drilling of horizontal wells is one of the effective methods of increasing of oil recovery.
The basic purpose of drilling of the horizontal well is crossing the productive layer in the longitudinal direction.
Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.
О выборе оптимальных профилей и траекторий горизонтальных скважин
Приоритетным направлением многих компаний на современном этапе времени является созданием оптимальных систем для освоения скважин с горизонтальным окончанием. Возможность использования в промышленной разработке трудноизвлекаемых запасов нефти позволяет выходить компаниям на новый уровень.
Глубокие скважины — это низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, приуроченные к водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам залежей, тупиковым и периферийными зонами застоя и линзовидными прослойками различной конфигурации.
Заканчивающийся запас легко добываемой нефти на территории Западной Сибири постепенно подходит к своему завершению. В связи с такой ситуацией возникает потребность внедрения технологий для разработки более глубоких залежей.
Специалисты компании ОАО «Сургутнефтегаз» прорабатывают различные возможные пути решения для этой возможности. В период 1993–1995 гг. совместно с НПО «Буровая техника», «СургутНИПИнефть» при участии специалистов «РосНИПИнефть» разработаны технологии цементирования и оснастки низа эксплуатационной колонны, позволяющие эффективно заканчивать горизонтальные скважины. Указанная технология была принята за базовую и по ней на Федоровском месторождении пробурено 5 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 350–400 м.
Компанией ОАО «Сургутнефтегаз» при разработке скважин применяются следующие виды профилей.
Профиль пространственного типа используется для бурения горизонтальных стволов с кустовых площадок в проектном азимуте. Условия, предъявляемые к такому виду профиля: ограничения величины максимального зенитного угла в интервале набора и стабилизации параметров кривизны, интенсивности искривления ствола на 10 или 100 м, глубина вертикального участка, величина зенитного угла входа в продуктивный пласт, «коридор» допуска, изменение азимутального направления скважины от первоначального.
Большинство скважин, проектируемых в одной плоскости, в процессе бурения искривляются в пространстве, и при этом интенсивность пространственного искривления достигает значительных величин. Такой процесс связан в первую очередь с геологическими и технологическими условиями бурения. Пространственное искривление является неотъемлемым условием для горизонтальных скважин.
В этой связи возникает интерес решения вопросов проектирования оптимального профиля пологих горизонтальных скважин пространственного типа.
Рис. 1. Профиль ствола скважины с пространственным искривлением
При расчете профиля такого типа используются данные анализа естественного зенитного и азимутального искривления стволов ранее пробуренных скважин, проектное начальное и конечное азимутальное направление ствола горизонтальной скважины. Все эти требования предъявляются заказчиком проекта на строительство.
Рис. 2. Расчетная схема вскрытия продуктивного пласта
Отличительной особенностью проектирования является толщина продуктивного пласта и длина ствола. Расчет профиля ведется в трех проекциях- вертикальной и двух горизонтальных, где одна из осей является касательной к магнитному меридиану.
Главным элементом расчета пространственного профиля является определение азимутального угла поправки, необходимого для коррекции профиля.
Рис.3. Проектный профиль наклонно направленной пологой скважины Лянторского месторождения
Для строительства скважин с пологим и горизонтальным окончанием ствола пространственного типа требуются дополнительное внимание к качеству бурового раствора при вскрытии горизонтов, также к программе промывки и очистки ствола скважины от выбуренной породы, сохранению устойчивости стенок и предупреждению обвала скважин.
Кривизна ствола, как правило, ограничивается величиной проходки. Для выполнения такого требования на данный момент не существует многоцентраторной КНБК и методики расчетов геометрических размеров.
Практические навыки специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» доказывают о том, что для размещения горизонтальных участков в пласте необходимо использовать сложные профили пространственного типа, при этом соблюдая ограничения и ограничиваясь траекторией, заданной по требованиям проекта.
Пространственное искривление наклонно-направленных участков стволов характеризуется изменением начального азимута и составляет в среднем 52 0 . Распределение интенсивности азимутальных углов на интервалах 10 м. Одной из особенностей бурения горизонтальных скважин является наличие больших интервалов стабилизации.
Бурение скважин с горизонтальным окончанием осуществляется по методике, разработанной фирмой Бреггу-Зип. Методика состоит в уменьшении длины утяжеленных труб, включенных в КНБК ниже зонда телесистемы для максимального сближения датчиков дозабоя. Необходимо использование значения абсолютного азимута, скорректированного на величину магнитного влияния колонны в точке замера.
Таким образом, анализ фактических профилей скважин со сложным пространственным искривлением показывает необходимость создания принципиально новой методики проектирования, обеспечивающей учет технико-технологических и геологических ограничений и позволяющей рассчитать наиболее оптимальный вариант требуемого профиля с заданным отклонением.
1. Басаргин, Ю. М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин / Ю. М. Басаргин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов, В. Г. Гераськин. — М.: Недра, 2012. — 262 с.
2. Бастриков, С. Н. Расчет нагрузки на крюке и сил сопротивления в горизонтальной скважине / С. Н. Бастриков, А. Г. Биишев // СибНИИНП. — 2013. — С. 161–163.
3. Бастриков, С. Н. Влияние параметров профиля и условий эксплуатации скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования / С. Н. Бастриков, В. М. Возмитель, А. Т. Кошелев. — М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2010. — 40 с.
4. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.:«НЕДРА». -2010. — 100 с.
5. Оганов, С. А. Проектирование профиля наклонно направленной скважины с большим отклонением от вертикали / С. А. Оганов, Г. С. Оганов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. — 2013. — № 2. — С. 7–14.
6. Оганов, С. А. Проектирование профиля наклонно направленной скважины с большим отклонением от вертикали / С. А. Оганов, Г. С. Оганов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. — 2013. — № 2. — С. 7–14.
7. Швец, С. В. Влияние параметров траектории горизонтальной скважины на спуск обсадной колонны / С. В. Швец, С. А. Кейн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2014. — № 7. — С. 19–23.
Анализ эффективности применения горизонтальных скважин
На основе анализа расчета выявлено соотношение дебита горизонтальной и вертикальной скважин, а также оптимальная длина горизонтального участка скважины.
Ключевые слова: скважина, дебит, эффективность, оптимальная длина.
На текущий момент времени внимание большей части компаний заключается в разработке нефтяных месторождений с помощью горизонтальных скважин.
Это связано с тем, что эксплуатация вертикальных скважин экономически нецелесообразна в пластах с низкой проницаемостью коллектора. Особенной необходимостью применения ГС является наличие многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания, а также наличие высокой неоднородности пласта по толщине и простиранию и его разрозненность.
При таких условиях переход на горизонтальные скважины — это наиболее рациональный способ извлечения трудноизвлекаемых запасов, что позволит компаниям выйти на новый уровень.
Горизонтальная скважина — это скважина, пробуренная вдоль между кровлей и подошвой залежи под углом наклона 80–100° и имеющая протяженную зону вскрытия продуктивного пласта.
Их главным достоинством является не только значительное увеличение дебита скважины, но и повышение нефтеотдачи продуктивных пластов.
Казалось бы, вопрос эффективности закрыт и всем компаниям следует бурить только горизонтальные скважины, но стоит учесть то, что такое бурение является очень дорогостоящим. Поэтому этот вопрос является одним из важнейших.
Для оценки эффективности сделаем расчет, в котором применим геолого-физические характеристики пласта Западной Сибири.
Глубина скважины составляет 2254 м; Средняя общая толщина пласта 7,5 м; проницаемость коллектора 0,151 ; пластовое давление 22,6 МПа; плотность равна ; вязкость скважинной продукции 2,66 мПа·с; расстояние между скважинами составляет 530 м; радиус скважины 0,1м.
Скважина пробурена на всю толщу с открытым забоем. При установившемся притоке однородной жидкости в скважину дебит можно определить по формуле Дюпьи: Q =
Q = = 0,0015=
=129,6
Формула Джоши для горизонтальных скважин:
Q = , где a =
При L = 300 м, то a = = 287
Q = = 0,009 = =777
Также рассчитаем дебит, для более протяженного участка горизонтальной скважины:
При L = 400 м, то а = = 305
Q = ==
При L = 500 м, то а = = 329
Q = ==
Результатырасчета
Длина горизонтального участка скважины, м
Дебит скважины,
Удельный дебит, м 3 /сут∙м
Профиль горизонтальной скважины
Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка. Направляющая часть профиля горизонтальной скважины может включать вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок увеличения зенитного угла или состоять только из вертикального участка и участка увеличения зенитного угла.
Горизонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности, т.е. быть вогнутым или выпуклым, а также прямолинейным или волнообразным. Горизонтальный участок в зависимости от угла падения продуктивного пласта может быть расположен под любым заданным углом к вертикали, в том числе и под углом 90°.
Направляющая часть профиля горизонтальной скважины и ее горизонтальный участок могут рассчитываться отдельно. Однако они должны быть сопряжены друг с другом.
Назначение направляющей части профиля горизонтальной скважины заключается в выведении ствола под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами. Поэтому при расчете этой части профиля горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения ствола скважины от вертикали необходимо задавать значение зенитного угла на проектной глубине. Кроме того, как правило, задается радиус кривизны участка увеличения зенитного угла скважины.
При дальнейшем изложении приняты следующие условные обозначения ( рис.5.10 ).
Рис. 5.10. Профили горизонтальных скважин
Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси. При этом расчет профиля горизонтальной скважины сводится к определению длины вертикального участка и радиуса кривизны одного из участков или длины тангенциального участка, если он имеется, при заданных остальных параметрах профиля ( см. рис. 5.10 ).
Вертикальную и горизонтальную проекцию, а также длину каждого участка профиля можно рассчитать с использованием известных формул, приведенных в табл. 5.3.
Методика расчета профиля горизонтального участка скважины учитывает прежде всего цель строительства горизонтальной скважины, которая заключается в продольном вскрытии продуктивной части нефтегазосодержащего пласта. Поэтому геометрия горизонтального участка должна соответствовать форме той части пласта, где предполагается расположить горизонтальный участок.
Другими словами, горизонтальный участок должен располагаться вдоль продуктивной части пласта и не выходить за границы его нефтегазасодержащей части.
Таким образом, основные параметры, определяющие геометрию горизонтального участка, следующие:
Прямолинейный горизонтальный участок ( рис.5.11,а ):
Горизонтальный участок в виде дуги окружности ( рис.5.11, б,в ): радиус горизонтального участка
R г =(s п 2 + T 2 )/2T; (5.31)
зенитный угол в конце горизонтального участка
длина горизонтального участка.
В формулах (5.14)-(5.17) знак «плюс» соответствует вогнутой дуге окружности, а минус - выпуклой.
Волнообразный горизонтальный участок ( рис. 5.11, г ): радиус кривизны второго интервала горизонтального участка
R r2 =(-M-P)/2T 2 2 (5.36)
М = ВТ 2 -2s 2 п (Т 1 +T 2 ); (5.37)
В= s 2 п -(Т 1 +T 2 )2+Т 1 2 -2Т 1 R r1 (5.39)
Q= s 2 п (Т 1 +T 2 ) 2 +В 2 /4 (5.40)
Длина проекции первого интервала горизонтального участка на касательную в его начальной точке
угол охвата интервала с радиусом R г1
зенитный угол в конце горизонтального
Рис. 5.11. Виды горизонтального участка скважины
Зная зенитные углы по концам каждого интервала волнообразного горизонтального участка, а также радиус кривизны, можно по формуле (5.35) рассчитать его длину.
Расчет параметров проектного профиля горизонтальной скважины осуществляется с помощью программы «Горизонт», разработанной во ВНИИБТ.
Программой предусмотрен расчет пяти видов профиля горизонтальной скважины. Горизонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности, прямолинейным или волнообразным.
Проектной глубиной горизонтальной скважины является глубина нижней точки направляющей части профиля ( рис. 5.12 ).
Выбор траектории коммуникации скважин ГНБ
В статье рассмотрен метод горизонтально-направленного бурения, определены достоинства и недостатки метода, а также описано планирование траектории бурения.
В статье рассмотрен метод горизонтально-направленного бурения, определены достоинства и недостатки метода, а также описано планирование траектории бурения. Угол забуривания, длина подсвечника и минимальная глубина определяются в привязке с ограничением по изгибу для вычисления траектории бурения.
Горизонтально-направленное бурение (метод ГНБ) – способ проложить различные коммуникации через искусственные и естественные преграды под землей бестраншейным способом (рис. 1) [1]. При использовании метода поверхность ландшафта остается нетронутой, включая элементы благоустройства, дорожное полотно, строения и другие объекты. На данный момент разработано несколько проверенных методов горизонтально-направленного бурения, которые активно используются в целях снижения стоимости прокладки коммуникаций и сохранения объектов на поверхности земли.
Рис. 1. Метод горизонтально-направленного бурения
При использовании способа ГНБ стоимость аналогичных работ понижается в 2-3 раза. Если на ландшафте не представляется возможным проведение коммуникаций традиционным способом с рытьем траншей, применяется именно прокол в грунте.
Метод ГНБ используется в различных целях:
- прокладка трубо-, газопроводов, электрических кабелей и других коммуникаций к зданиям;
- формирование скважин для добычи нефти и других полезных ископаемых;
- замена устаревших коммуникаций и оборудования;
- обустройство подземных магистралей.
Помимо востребованности технологии, ГНБ дает определенные преимущества:
- разрушения на поверхности сводятся к минимуму (необходимо вырыть только 2 котлована);
- для проведения работ необходима небольшая бригада из 3-5 человек;
- оборудование для бурения мобильно, легко доставляется и устанавливается на место ведения работ;
- метод ГНБ позволяет быстрее и дешевле оборудовать коммуникации, благодаря чему технология обрела высокую популярность повсеместно.
При ГНБ прокладке используется буровое оборудование. Общая технология прокола сводится к следующим манипуляциям:
1. Подготавливается проектная документация с расчетами для точного горизонтального бурения в грунте.
2. Проекты согласуются с местными органами власти или владельцами участка.
3. На локации, где будет проводиться бурение, вырывается 2 котлована в месте старта работ и в месте выхода коммуникации.
4. С помощью бурового инструмента организуется прокладка нужного оборудования.
5. Завершение работ, удаление котлованов, восстановление объектов на месте их нахождения в случае необходимости [2].
Приведенное описание является кратким, на данный момент разработано несколько видов ГНБ работ. Применение конкретного вида горизонтального бурения проводится в зависимости от типов почвы, прокладываемых коммуникаций и других факторов [4].
При технологии бурения используются различные инструменты:
1. Буровая машина (установка ГНБ). Это промышленное оборудование, работающее на дизельном топливе. Управление и передвижение осуществляется оператором. Бурение основано на функциональных частях таких машин: лафете, гидростанции, панели управления.
2. Вспомогательный инструмент. Для продавливания или прокалывания почвы применяются различные инструменты: штанги, расширители, насосы, винтовые элементы с резьбой и т.д. В зависимости от типа и стадии проводимых работ бригада устанавливает на буровую машину разный инструмент.
3. Система локации. При ГНБ важно соблюдать траекторию прохождения бура, точность выхода во втором котловане. Для этого на головке бура устанавливается зонд, а рабочие отслеживают передвижение инструмента с помощью локатора.
4. Медно-графитовая смазка. Применяется для смазывания мест соединения буровых штанг.
Горизонтально-направленное бурение было изобретено еще в 1960 г. С тех пор ГНБ активно используется по всему миру благодаря особенностям технологии. Как и любая методика, ГНБ имеет свои преимущества и недостатки.
Плюсы ГНБ:
1. Меньшая трата ресурсов, финансов, рабочей силы.
2. По сравнению со способом траншейной прокладки затрачивается на 30% меньше времени.
3. Затраты на прокладку коммуникаций понижаются в связи с отсутствием необходимости восстанавливать ландшафт.
4. Проводить работы можно на любых территориях, включая места расположения исторических ценностей, высоковольтных станций, неблагоприятных климатических условиях.
5. Структура грунта сохраняется, плодородные слои почвы не нарушаются.
6. В момент проведения работ не нарушается привычный городской ритм, не нужно останавливать движение автомобилей, нет вреда экологии.
Недостатки ГНБ:
1. Если необходимо проложить трубопровод высокой протяженности или на большой глубине, бестраншейный способ обходится дороже.
2. Для прокладки длинных трубопроводов возникает необходимость делать стыки (в зависимости от установки).
Данная технология универсальна, применяется при оборудовании любых коммуникаций.
Еще до начала работ по бурению необходимо определить траекторию от начала до конца. Для планирования траектории бурения можно использовать программный пакет The Ditch Witch Trac management System Plus. Данная программа может применяться в полевых условиях.
Для менее сложных трасс скважина ограничивается 4 измерениями:
- рекомендованные ограничения по изгибу;
- минимальная длина подсвечника;
Рекомендованные ограничения по изгибу
Буровые штанги выдерживают изгиб в ходе их эксплуатации, что позволяет корректировать траекторию и облегчает работу. Превышение рекомендованных ограничений по изгибу приводит к появлению повреждений, которые не всегда заметны. Такие повреждения накапливаются, а затем могут привести к разрыву штанги. Необходимо следить за превышением рекомендованных ограничений по каждому изгибу, а не только в ходе забуривания.
Радиус изгиба штанги
Превышение рекомендованного изгиба буровой штанги ведет к ее повреждению и последующей поломке. При уменьшении радиуса изгиба, срок эксплуатации буровой штанги сокращается. При увеличении радиуса изгиба, срок эксплуатации буровой штанги продлевается.
Угол забуривания
Угол забуривания – наклон буровой установки по отношению к уклону поверхности земли. Необходимо следить за тем, чтобы угол забуривания (A) не превышал ограничения по изгибу на длину секции штанги (рис. 2) [3].
Рис. 2. Угол забуривания
Превышение рекомендованного изгиба буровой штанги ведет к ее повреждению и последующей поломке. Изменения угла должны равномерно распределяться по всей длине секции штанги [5].
Угол забуривания можно определить двумя путями:
1. С помощью передатчика забуривания:
- положить на землю передатчик забуривания и снять показания;
- положить передатчик забуривания на буровую установку и снять показания;
- вычесть величину угла забуривания для земли из величины угла забуривания для буровой установки.
2. Путем измерений:
- провести измерение от земли до переднего торца бурового лафета;
- провести измерение от земли до заднего торца бурового лафета;
- измерить расстояние между передней и задней точками, чтобы получить длину основания.
Небольшой угол забуривания (A1) позволяет скорее выйти на горизонтальное направление при меньшем изгибе. Увеличение угла забуривания (A2) ведет к удлинению и более глубокому залеганию трассы (рис. 3).
Рис. 3. Угол забуривания
Длина подсвечника – расстояние от точки забуривания до горизонтального участка трассы (B1). Слишком малая длина подсвечника (B2) ведет к превышению допустимой величины изгиба, и, следовательно, к повреждению штанги.
Рис. 4. Длина подсвечника
Так как изгиб штанги должен происходить постепенно, величина угла забуривания и ограничения по изгибу определяют, насколько глубоко должна находиться штанга, когда она достигает горизонтального положения. Это называется минимальной глубиной.
Чтобы уменьшить минимальную глубину (D1), необходимо уменьшить угол забуривания. Это также уменьшает длину подсвечника. Чтобы увеличить минимальную глубину (D2), необходимо увеличить угол забуривания. Это также увеличивает длину подсвечника (рис. 5).
Рис. 5. Минимальная глубина
Вычисление траектории бурения
Угол забуривания, длина подсвечника и минимальная глубина определяются в привязке с ограничением по изгибу для вычисления траектории бурения. Чтобы выяснить длину подсвечника (B) и угол забуривания (A), с помощью которых определяется необходимая минимальная глубина (D), можно воспользоваться схемой (рис. 6).
Рис. 6. Схема вычисления траектории бурения
Литература
1. Агарков А.М., Межуев Д.С., Тихонов А.А. Технология прокладки коммуникаций методом горизонтально-направленного бурения // Инновационная наука, 2017. – №5. – С. 43.
2. Макаров А.А., Давышин А.С., Федяев А.А., Шечков А.М., Петросян Г.Г., Гулиян К.А. Основные технологии бурения // Проблемы науки №2 (26), 2018. – С. 19-24.
5. Торопов Е.С., Торопов В.С., Земенков Ю.Д., Сероштанов И.В. Осложнения при сооружении переходов трубопроводов методом горизонтально направленного бурения // Территория «НЕФТЕГАЗ», 2015. – №5. – С. 32-37.
Ключевые слова: буровая штанга, горизонтально-направленное бурение, скважина, траектория бурения, угол забуривания
Keywords: drilling rod, horizontal directional drilling, well, drilling trajectory, drilling angle
Определение дебита горизонтальной скважины
В статье рассмотрены основные формулы, используемые для расчета производительности горизонтальных скважин. Автор производит расчет, задав исходные параметры и определяет степень погрешности дебита горизонтальной скважины для Авиловского месторождения Волгоградской области.
Определим дебит горизонтальной скважины, длиной L , расположенную в пласте толщиной h, контур питания скважины примем - радиус Rк, давление на контуре питания - Pк, с абсолютной проницаемостью - K, динамическая вязкость дренируемой жидкости - m, , давление на забое скважины - Pс, приведенный радиус скважины - rс. Предположим, что данная скважина расположена симметрично относительно кровли и подошвы пласта (рис. 1).
Рис. 1- Схема расположения симметричного ствола горизонтальной скважины по толщине пласта.
Над решением данной задачи работали Ю.Т.Борисов и В.П.Табаков 1. Согласно их исследованиям дебит горизонтальной скважины выражается формулой:
Если мы рассмотрим с физической точки зрения знаменатель, то первое слагаемое в отражает внешнее фильтрационное сопротивление, второе - внутреннее сопротивление скважины.
Данная формула строится на основании предположения, что контур питания горизонтальной скважины предполагается радиальным, и не зависит от длины горизонтальной скважины.
С учетом того, что Giger F [6] выдвинул предположение, согласно которому контур питания горизонтальной скважины носит эллипсообразный, а не круговой характер, он представил свою формулу для расчета горизонтальной скважины:
здесь Rк – контур питания, представляющий большую полуось эллипса.
oshi S. [7] предположил, что есть большая полуось эллипса, аналогичного по площади кругу с радиусом дренирования Rк, подставив которую в формулу (1.2) он получил выражение:
есть большая полуось эллипса.
В работе Renard G., Dupuy J. [8] была предложена формула, для расчета дебита горизонтальной скважины:
где x = 2a / L и a вычисляются по формуле (1.4).
Вышеуказанные формулы применимы для изотропных пластов, которые практически не встречаются в процессе разработки месторождений! Для анизотропных пластов предложены другие формулы:
Renard, Dupuy [8] предложил следующую формулу для анизотропного пласта
Joshi [7] предложена формула определения дебита горизонтальной скважины, учитывающая анизотропию пласта по проницаемости:
кг - проницаемость пласта в горизонтально направлении;
кв - проницаемость по вертикали.
Однако, формулы 2 – 6 можно применять и в случае анизотропных пластов, если выполняются следующие условия: Длина скважины много больше толщины пласта, половина длины горизонтальной скважины меньше чем 90% от радиуса контура питания и длина скважины больше произведения коэффициента анизотропии на толщину пласта (L > b × h)
И.А. Чарный [9] предложил следующую формулу для условия, когда горизонтальный ствол скважины расположен симметрично контуру питания:
где k - проницаемость пласта; Pк, Pс - давления на контуре питания и на забое скважины; μ - вязкость нефти; Н – расстояние от скважины до границы пласта; h – толщина пласта; rc - радиус скважины.
Произведем расчет прогнозного дебита нефти для горизонтальных скважин Авиловского месторождения волгоградской области. Авиловское месторождение расположено на территории Котовского района Волгоградской области на Авиловской площади. В 2007 году с целью изучения сводовой залежи была пробурена поисковая скважина 6 Авиловская, которая стала первооткрывательницей Авиловского газонефтяного месторождения. Продуктивными отложения расположены на уровне бобриковского горизонта. Введено в пробную эксплуатацию в 2013 году. На данном месторождении пробурено 8 скважин из них: Авиловская-1 – ликвидирована; Авиловские-8 и -112 – остановлены по причине достижения предельной обводненности; Авиловские-6, -111, -114, -7, -113– добывающие. По состоянию на 01.12.2016 г. Залежь нефти водоплавающая, с газовой шапкой.
Исходные данные по скважинам представлены в таблице ниже в таблице 1, коэффициенты эллипса дренирования выбирались следующим образом: а – эффективная нефтенасыщенная толщина для горизонтальной скважины, а b – средняя толщина пласта. – проницаемость керна по нефти, Рк-давление на расстоянии R от оси скважины, Рс- забойное давление, - приведенный радиус скважины, k- проницаемость пласта. -динамическая вязкость, а и в – радиусы эллипса дренирования.
Анатомия скважины. Учет эквивалентной циркуляционной плотности при построении совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола
Выбор конструкции скважины основан на анализе совмещенного графика давлений, при составлении которого геологический разрез разделяют на интервалы с технологически совместимыми и несовместимыми условиями бурения в первую очередь по пластовым (поровым) давлениям и давлениям начала поглощения. Несовместимые интервалы разобщают обсадными колоннами [1]. Принятая методика выделения интервалов [1-6 и др.] имеет два пробела: 1) графики изменения параметров (давления начала поглощения и пластового (поровового) давления ), определяющих границы возможных давлений рабочих жидкостей в стволе, строят в зависимости от глубины скважины (по вертикали), а не от ее длины L (по стволу). Проекции характеристик наклонного участка на вертикаль оказываются сжатыми и, поэтому, малоинформативными, а горизонтального – отображаются лишь отдельными точками; 2) давление жидкости в стволе рассматривается лишь как гидростатическое.
В настоящей статье показано, что для скважин, особенно с большим отклонением забоя от вертикали, совмещенный график давлений следует строить в зависимости от длины траектории скважины . Давление жидкости в стволе рассматривать не только с учетом гидростатической, но и гидродинамических составляющих. Для предотвращения поглощений эквивалентную циркуляционную плотность рабочей жидкости , учитывающую все составляющие давления, рассчитывать по наибольшему давлению , которое может возникнуть в открытом стволе при различных технологических операциях бурения и крепления скважины. При этом рабочая жидкость не должна приводить к осложнениям в первую очередь к поглощениям и проявлениям, неустойчивости пород в стенках скважины, ухудшению проницаемости продуктивного пласта. Вышеперечисленные условия можно представить в виде неравенств [4]:
В системе уравнений (1)-(3) первое неравенство в размерном (1) или безразмерном (4) виде является основным при разделении толщи пород на участки с технологически совместимыми условиями бурения. Используя это соотношение, выбирается предварительный вариант конструкции скважины. Окончательный уточненный вариант определяется при помощи неравенств (2) и (3).
Рассмотрим подробнее неравенство (1). Следует отметить, что давление в КП скважины в этом выражении необходимо принимать равным максимальному давлению при различных технологических операциях бурения и крепления скважины: промывке, спускоподъемных операциях, пуске насосов, цементировании и т.д.
Приведем пример расчета для одной из часто встречающихся технологических операций, а именно для случая формирования давления в КП скважины при стационарной промывке, когда инерционное давление равно нулю. Левую часть неравенства (1) находят исходя из правил [6] путем подбора плотности бурового раствора, обеспечивающей требуемое превышение гидростатического давления в скважине над пластовым давлением при отсутствии циркуляции.
Чтобы определить максимально возможную длину выхода открытым стволом из-под башмака спущенной последней обсадной колонны приравняем в (1) давление в скважине к давлению начала поглощения с учетом коэффициента безопасности
Преимущество применение уравнений (13)-(15) по сравнению с распространенной гидростатической постановкой проиллюстрируем для пятиинтервальной скважины с горизонтальным окончанием на тестовом числовом примере, в котором требуется уточнить длину открытого ствола, предусмотренную проектом разработки месторождения, исключая поглощение при промывке.
Исходные данные. Согласно проекту разработки траектория скважины запроектирована длиной и глубиной по вертикали (см. рис.1, табл.1); ствол до продуктивного горизонта обсаживается колонной с внутренним диаметром и длиной . Проектная длина открытого ствола . Начало горизонтального интервала 5 соответствует длине по стволу и глубине . Интервалы 2 и 4 выполняются с набором угла с интенсивностью 0,1 град/м и радиусом .
Для разбуривания 5-го интервала предусмотрена бурильная колонна, которая состоит из долота диаметром , бурильных труб диаметром и длиной с диаметром замков , УБТ диаметром и длиной , установленных на вертикальном участке в интервале 350…400м. Средняя длина бурильных труб . Коэффициент кавернозности открытого ствола , диаметр открытого ствола с учетом кавернозности . Промывка скважины осуществляется буровым раствором, соответствующим модели ВПЖ, плотностью , реологическими свойствами , . Объемное содержание шлама в растворе , плотность шлама , плотность раствора с учетом шлама . Подача насосов . Коэффициенты запаса и . Коэффициент аномальности пластового давления и индекс давления поглощения .
В нашем примере рассмотрен распространенный частный случай с постоянными коэффициентом и индексом вдоль всего горизонтального участка. С учетом данных по соседним ранее пробуренным скважинам принято, что значение индекса рассчитано правильно лишь по величине давления в начале горизонтального участка, найденного при опрессовке скважины после разбуривания цементного стакана под башмаком последней 273мм обсадной колонны. В общем случае индекс может существенно изменяться на протяжении горизонтального участка, иногда длиной несколько тысяч метров. Поэтому для построения более достоверной кривой распределения индекса следует разработать специальный регламент детальных измерений давлений начала поглощения вдоль всего горизонтального участка. Без тщательно обоснованной границы индекса возможны дорогостоящие ошибки от неверного выбора траектории горизонтального участка.
Расчетные значения давлений у башмака последней ОК приведены в табл.2
Результаты промежуточных и основных расчетов сведены в табл.3 и по ним на рис.2 построен совмещенный график давлений по длине скважины L в размерном (рис.2 а) и безразмерном (рис.2 б) видах. Изломы кривой ЭЦП на вертикальном участке обусловлены увеличением потерь давления на трение напротив УБТ.
Итак, согласно расчету допустимая длина участка открытого горизонтального ствола ограничена , дальнейшее бурение от до проектной приведет к нарушению требований к давлению в скважине, а именно даст превышение давления в скважине над давлением начала поглощения с учетом коэффициента запаса. Предупредить поглощение можно только путем снижения реологических параметров бурового раствора и (или) подачи насосов, что неизбежно ухудшит очистку ствола скважины от выбуренной породы, связанному с этим росту плотности и реологии раствора и, соответственно, ЭЦП, возможным затяжкам и, в конечном счете, прихвату БК или гидроразрыву пласта. Таким образом длину горизонтального участка, предусмотренную в проекте разработки, следует скорректировать, уменьшив на до .
В случаях, когда индекс давления поглощения (например, как на рис.3 а, кривая 2)на небольшом интервале 1520…1570м открытого ствола оказывается пониженным, возможно искусственное повышение индекса с помощью установки экспандируемого перекрывателя в предварительно расширенном стволе против слабого пропластка на участке 1510…1580м. Такая изоляция без потери диаметра ствола позволит производить последующую проводку скважины с увеличенной интенсивностью промывки, т.е. при большем ЭЦП (см. на рис.3 б линию 3 по сравнению с линией 1)
Так же следует заметить, что пункт 2.7.3.3 правил [6] нуждается в уточнении так как в нем говорится только о гидростатическом давлении раствора в скважине и его допустимом превышении над пластовым давлением, тогда как при бурении продолжительных наклонных и горизонтальных участков возможно существенное превышение давления в скважине над пластовым давлением за счет гидродинамических составляющих, при том, что гидростатическое давление будет находиться в допустимых по [6] пределах.
Подводя итоги вышеизложенному можно сделать следующие выводы
1. Построение совмещенного графика давлений в координатах «давления – глубина скважины (по вертикали)» искажает информацию о распределении характеристик по стволу для наклонно направленных скважин, а для горизонтальных участков он наименее пригоден. В связи с этим совмещенный график давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола необходимо строить в координатах «давления – длина скважины», что позволяет подробно рассматривать характеристики ствола скважины.
2. При построении совмещенного графика давлений следует учитывать не только гидростатическое давление, но и гидродинамические потери давления, особенно в скважинах с большим отходом забоя от вертикали. Такой подход позволяет выявлять и предупреждать осложнения, связанные с превышением суммарного давления над допустимыми значениями, что, как видно из приведенного выше примера, невозможно при использовании распространенной гидростатической постановки.
1. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых на разведочных и эксплуатационных площадях. Утверждены Министерством нефтяной промышленности 20.09.73г.
2. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981. - 240с.
3. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988. - 360с.
4. Леонов Е.Г. Разделение продуктивной толщи газовых залежей массивно-пластового типа на интервалы с совместимыми условиями бурения. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2010. – №6. – с. 21-34.
5. Близнюков В.Ю., Близнюков Ю.Н., Дужик С.А. Совершенствование конструкции глубоких скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 84с.
7. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987. – 304с.
Расчет траектории горизонтальной скважины
Чужой компьютер
Просмотр темы 8
Планирование и расчет траектории бурения.
Планирование и расчет траектории бурения
Траектория бурения должна быть спланирована и рассчитана до начала проведения работ. Основные моменты планирования включают в себя определение длины и глубины пути, учет подземных препятствий, получение информации о существующих подземных структурах (наличие карт подземных коммуникаций), получение разрешений на проведение работ, уведомление служб единого вызова, аварийных служб и служб дорожного движения, инспектирование места работы, определение источников риска.
Траектория бурения может быть размечена прямо на поверхности, или на чертеже места производства работ (плане бурения).
Расчет траектории бурения выполняется с помощью специальных диаграмм (например, "Разрез бурения Straightline"). Это позволит рассчитать минимальные радиусы кривизны плети штанг и укладываемого материала, углы входа и выхода бура по отношению к поверхности земли, дистанции возврата (расстояния от начала или конца пути бурения до точки горизонтального участка бурения).
При расчетах траектории бурения должны быть учтены мощностные характеристики установки ГНБ при расширении скважин и затягивании коммуникационных средств, т.к. в этом режиме установка ГНБ работает на максимальных мощностных режимах.
На этом этапе также должна быть произведена оценка условий почвы (уплотняемость, содержание влаги, пористость, липкость, наличие камней и подземных вод). Оценка условий почвы влияет на выбор инструмента и состав буровой жидкости. Комплектность инструмента и подбор состава суспензии также проводится на этапе планирования траектории.
При планировании траектории бурения составляется контрольный перечень пунктов по планированию бурения, являющийся руководством для проведения работ
Читайте также: