Применение горизонтальных скважин на сеноманской залежи Ямбургского месторождения
Автор: Шешукова К.В.
Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir
Рубрика: Природопользование природопользование
Статья в выпуске: 4 т.2, 2016 года.
Бесплатный доступ
В статье рассматривается область применения горизонтальных скважин, выявлены преимущества и недостатки данной технологии. Приводятся результаты расчёта проектного профиля скважин с горизонтальным окончанием на сеноманской залежи Ямбургского месторождения.
Профиль скважины, горизонтальная скважина, ямбургское месторождение
Короткий адрес: https://sciup.org/140220391
IDR: 140220391
Текст научной статьи Применение горизонтальных скважин на сеноманской залежи Ямбургского месторождения
На основе накопленного практического опыта в настоящее время по общепризнанному мнению наибольший эффект от использования возможностей горизонтальных скважин может быть полезен на эксплуатационных объектах со следующими характеристиками [1, 2, 3]:
-
– маломощные пласты с низкой или неравномерной проницаемостью;
-
– подгазовые и объекты с подошвенной водой;
-
– коллекторы с вертикальной трещиноватостью;
-
– месторождения высоковязких нефтей и битумов;
-
– шельфовые и труднодоступные продуктивные зоны;
-
– при эксплуатации газовых залежей;
-
– при применении методов повышения нефоте-отдачи пластов, в особенности, термических методов;
-
– при вязкости нефти (µ>10 мПа.с);
-
– низкоэффективный режим разработки пластов;
-
– эффективная толщина пласта – не менее 3 м;
-
– низкая проницаемость коллекторов (k < 0,1 мкм2);
-
– большие остаточные извлекаемые запасы.
К преимуществам горизонтальных скважин можно отнести:
-
– снижение общего количества скважин;
-
– повышение степени извлечения углеводородов за счет более интенсивного перетока флюидов и оптимальной системы разработки месторождения;
-
– повышение дебита скважин за счет увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования [4-6];
-
– снижение удельных капитальных вложений на тонну добываемой нефти.
Также имеются преимущества горизонтальных скважин на поздних стадиях разработки месторождений:
-
– восстановление, а в ряде случаев и повышение продуктивности месторождений;
-
– снижение обводненности нефти;
-
– повышение степени активного воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида;
-
– повышение эффективности нагнетательных скважин, буримых для поддержания пластового давления.
К недостаткам горизонтальных скважин относятся:
-
– увеличение объема метража бурения по отдельной скважине;
-
– повышение себестоимости метра скважины;
-
– эффективность (дебит) горизонтального ствола меньше, чем вертикального такой же длины;
-
– в процессе эксплуатации дебит горизонтальной скважины снижается более интенсивно, чем вертикальной, однако накопленная добыча повышается.
Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряжённых между собой частей: направляющего и горизонтального участка ствола. Наличие горизонтального участка в эксплуатационной части профиля является принципиальным отличием горизонтальной скважины от наклонной скважины, ко- торое определяет методику проектирования и технологию проводки горизонтальных скважин [7-9]

При проектировании горизонтальных скважин используется только J-образный вид профиля. По величине радиуса кривизны направляющей части различают три вида профиля горизонтальной скважины – с большим, средним и малым радиусами кривизны (рис. 1).
При проектировании горизонтальных скважин используются преимущественно профили с большим и средним радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.
Профили горизонтальных скважин можно рассчитать по методике, предложенной в учебном пособии Басарыгина Ю.М. и Булатова А.И.
Для разработки Ямбургского месторождения предусматривается строительство газовых горизонтальных скважин [10, 11, 12, 13].
Среднее отклонение от вертикали на кровлю пластов для эксплуатационных газовых скважин составляет 300 м. Протяженность ствола по пласту составляет 300 м. С учетом наличия многолетнемерзлых пород, по условиям размещения и кустования забоев скважин рекомендуется к применению трехинтервальный тип профиля, предусматривающий искривление скважин ниже спуска башмака кондуктора. Для предупреждения осложнений в процессе спуска и нарушения герметичности резьбовых соединений максимальная интенсивность искривления скважин на участках набора зенитного угла для новых скважин, ограничена до 1,6°/10 м.
Расчетные профили ствола скважин приведены в табл. 1.
Таблица 1
Рис. 1. Схемы горизонтальных скважин с большим (> 190 м), средним (30-190 м) и малым (10-30 м) радиусами кривизны.
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА |
||||||||||
Интервал по вертикали, м |
Зенитный угол, град |
Отклонение,м |
Удлинение,м |
Глубина скважины |
||||||
от |
до |
длина |
в начале интервала |
в конце интервала |
средний |
за интервал |
общее |
за интервал |
общее |
по длине ствола,м |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
0 |
791,94 |
791,94 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
791,94 |
791,94 |
1149,7 |
357,81 |
0 |
87,7 |
43,85 |
343,7 |
343,728 |
190,31 |
190,315 |
1340,06 |
1149,7 |
1150 |
0,3 |
87,7 |
87,7 |
87,7 |
6,3 |
350 |
6,03 |
196,341 |
1346,34 |
1150 |
1161 |
11 |
87,7 |
87,7 |
87,7 |
273,9 |
623,877 |
263,1 |
459,439 |
1620,44 |
Профили ствола газовых скважин
Глубина скважины (по вертикали), м |
116 1 |
Глубина залегания кровли продуктивного пла- |
115 |
ста (по вертикали), м |
0 |
Отклонение от вертикали на кровле продук- |
350 |
тивного пласта, м |
|
Зенитный угол ствола скважины в конце участка искривления, град |
87,7 |
Интенсивность увеличения зенитного угла скважины, град/(10 м) |
1,6 |
Заключение.
Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений долгое время осуществлялась вертикальными и наклонно-направленными скважинами. В настоящее время всё более широко применяются скважины с горизонтальным и пологим окончанием. Имеется немало случаев, когда надежды на высокие добывные возможности горизонтальных скважин не оправдались, что требует более ответственного подхода к их проектированию и использованию.
Список литературы Применение горизонтальных скважин на сеноманской залежи Ямбургского месторождения
- Грачев С.И., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Стохастикоаналитическая модель гидросистемы продуктивных пластов для исследования проводимостей между скважинами//Научнотехнический журнал Известия вузов. Нефть и газ. -2016. -№ 4. -С. 37-44.
- Грачев С.И., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Повышения уровня контроля и управления систем ППД посредством создания универсальной модели//Научно-технический журнал «Известия вузов. Нефть и газ». -2016. -№ 4. -С. 37-44.
- Грачев С.И., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Соответствие вычислительных систем гидродинамических моделей природным и техногенным процессам нефтегазодобычи//Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. -2015. -№ 1. -С. 127 -135.
- Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т., Стрекалов В.Е. Моделирование транспортной гидравлической системы//Научно-технический журнал Нефтегазовое дело -2014. -Том 12-3, № 3. -C. 64-69.
- Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т., Стрекалов В.Е. Метод обращения геометрических фигур//Электронный научный журнал Нефтегазовое дело 2014 -№ 2. -C. 438-450. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/StrekalovVE/StrekalovVE_2.pdf
- Грачев С.И., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Исследования каналов сверхпроводимостей межскважинного пространства//Научно-технический журнал Известия вузов. Нефть и газ. -2016. -№ 5. -С. 46-56.
- Грачев С.И., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Повышения уровня контроля и управления систем ППД посредством создания универсальной модели//Научно-технический журнал Известия вузов. Нефть и газ. -2016. -№ 3. -С. 52-60.
- Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т., Стрекалов В.Е. Метод управления технической гидросистемой посредством анализа регулировочных кривых//Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. -2014. -№ 2. -C. 14-32. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/StrekalovVE/StrekalovVE_1.pdf
- Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т., Стрекалов В.Е. Модель течения несжимаемой и сжимаемой жидкости//Научно-технический журнал Нефтегазовое дело -2014. -Том 12-3, № 3. -C. 54-63.
- Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Формализация задачи оптимизации систем поддержания пластового давления//Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. -2015. -№ 3. -C. 237255. Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/3_2015/ogbus_3_2015_p237-255_StrekalovAV_ru.pdf
- Грачева С.К., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Моделирование образования сети трещин ГРП//Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. -2013. -№ 2. -C. 168-183. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/GrachevaSK/GrachevaSK_1.pdf
- Хусаинов А.Т. Применение инструментария исскуственных нейроных сетей для оперативного расчета нефтедобычи//Научно-технический журнал Нефтегазовое дело. -2013. -Том 11, № 2. -C. 22-25.
- Хусаинов А.Т. Методика оперативного прогнозирования показателей нефтедобычи средствами программного комплекса с аналитическим модулем искусственных нейронных сетей//Научно-технический журнал Нефтегазовое дело. -2013. -Том 11, № 3. -C. 44-51.