Радиальное бурение

Размещено на http://www.allbest.ru/

111

1. Радиальное бурение

1.1 Общие сведения и технология проведения радиального бурения

Большинство месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» находятся уже в 3-й стадии разработки, обустроены наземной системой сбора и имеют сформированную систему разработки. На такие месторождения приходится 62% остаточных запасов нефти. Однако при этом 70% запасов приходятся на объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти (низкопроницаемые, маломощные пласты, подгазовые и водонефтяные зоны, залежи с высоковязкими нефтями и прочие). Темп отбора нефти в этих объектах невысокий, составляет 1.7% от ОИЗ.

Около 60% остаточных извлекаемых запасов нефти и фонда скважин приурочено к карбонатному коллектору, при этом на них приходится только одна треть добычи нефти.

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ведется планомерная работа по поиску и внедрению технологий, позволяющих повысить продуктивность скважин в таких объектах и, тем самым, увеличить нефтеотдачу пласта. Особое внимание уделяется работам с карбонатным коллектором, где традиционные и модифицированные кислотные обработки скважин уже не обеспечивают продолжительный эффект.

Для Опалихинского месторождения выработать остаточные запасы нефти имеющимся фондом скважин не представляется возможным ввиду слабого охвата площади залежи дренированием, поэтому для дальнейшей эксплуатации будет необходимо с целью вовлечения в разработку недренируемых зон бурение новых скважин, бокового ствола, радиального бурения.

Преимущества применения РВП:

1.технология РВП неоднократно показывала возможности улучшения выработки пластов по всему миру;

2.данная технология увеличивает радиус зоны дренирования скважин, что приводит к дополнительному извлечению запасов нефти и газа;

3.заменяет дополнительное бурение скважин методом при более низкой стоимости и значительном сокращении необходимого времени;

4.существенное сокращение расходов на разработку месторождения со значительным снижением негативного влияния на окружающую среду;

5.обеспечивает точное размещение каналов для химической обработки, поддержания давления или для направленного гидравлического разрыва пласта;

6.применима ко всем пластам на глубине до 3200 метров.

Радиальное бурение проводится на глубине от 300 до 3200 метров из горизонтального ствола длиной до 900 метров. Стволы могут быть пробурены на расстоянии 5 и более метров друг от друга, до 100 м и радиусом 57 мм, с углами наклона плоскости искривления радиального ствола к горизонтальной плоскости от 0 до 360°. Из горизонтального ствола диаметром 178-216 мм можно пробурить 100 и более радиальных стволов диаметром 89-115 мм.

Число радиальных стволов будет определяться степенью неоднородности пласта, и по существу, каждый забой такой скважины будет заменять вертикальную скважину, расположенную на месте его проводки. Если наиболее продуктивная часть пласта - нефтенасыщенные линзы или часто переслаивающиеся нефтенасыщенные слои песчаников и непроницаемых глин, то предпочтительнее использовать в качестве как добывающих, так и нагнетательных радиально-горизонтальные скважины.

Суть данной технологии заключается в следующем. В скважину на колонне НКТ спускается специальный отклонитель, который с помощью фонаря плотно прижимается к эксплуатационной колонне на необходимой глубине. Затем в колонну НКТ с помощью койлтюбинга через специальный канал отклонителя спускается фреза, которая просверливает отверстие в эксплуатационной колонне. После этого фреза заменяется гибким шлангом высокого давления, оборудованным на конце гидромониторной насадкой. Струи воды, создаваемые гидромониторной насадкой, быстро размывают породу, создавая в ней каналы протяженностью до 100 м. После окончания бурения канала происходит медленный подъем компоновки и шланга при работающей гидромониторной насадки для намывания каверны в пласте. Затем колонна НКТ с отклонителем поворачивается на необходимый угол или устанавливается на другой уровень для бурения нового канала.

Кислотная обработка, применяемая на карбонатных коллекторах после бурения радиальных каналов, позволяет повысить эффективность операции, увеличить объем создаваемых в коллекторе каверн.

1.2 Технические преимущества

Радиальное вскрытие создает боковые каналы с помощью струи высоконапорной жидкости.

Размер отверстия зависит от плотности пласта, приграничных сил и компрессионной нагрузки верхних слоев и матричного стресса, а также от скорости проникновения насадки. При наземных испытаниях средний диаметр отверстия в керне достигал 3-5 см.

Рис. 1 - Опытные образцы отверстий канала при РБ

Стабильность ствола поддерживается следующим способом:

Удерживающие давления Qу, Ну и Rу оказывают совместное влияние на баланс устойчивости бокового ствола, таким образом предотвращая разрушение так как эти давления увеличиваются по мере погружения на глубину. Исключением из данного правила могут быть любые химические/гравитационные воздействия, явившиеся следствием загрязнения жидкости. Такие химические силы могут нарушать баланс устойчивости состояния боковых стволов.

Рис. 2 - Силы, действующие на боковой ствол

Процесс радиального вскрытия пласта

Этап 1: прорезка колонны при помощи вращающейся фрезы:

Этап 2: гидроразмыв пласта жидкостью под высоким давлением:

F1: Сила проникновения

F2: Ускоряющая сила

Т1: Натяжение гибкого шланга

D1: Диаметр радиального ствола

Рис. 2 - Этапы радиального вскрытия пласта

Проникновение/ускорение и выдержка угла является функцией разницы сил, где F2>F1, Т1=const, D1-5см или меньше.

Сдерживание струи гибкой НКТ и контроль на поверхности позволяют поддерживать постоянное напряжение гибкого шланга в радиальном стволе. Это натяжение, вместе с точкой выхода из колонны дает возможность образования только прямой линии при выходе из колонны при условии сохранения этого натяжения.

Пример «задержки» в одной точке: сила ускорения размывает пласт и образует чрезмерно большой диаметр отверстия, в результате, ускоряющие силы теряют свою опору и тратят ее вхолостую.

Механизм проникновения

-поверхностная эрозия;

-гидроразмыв;

-Упругое разрушение;

-кавитация.

Рис. 3 - Траектория насадки

1.3 Процесс радиального вскрытия пласта

Процесс занимает 2-4 дня на 4 радиальных ствола (Рис. 4).

Рис. 4 - Технология РВП

Рекомендации после РВП

Эффективность радиального вскрытия во многом зависит от правильного подбора скважин, характеристик коллектора, и работ произведенных после РВП:

Свабирование

Рекомендуется откачка использованных в процессе работ буровых жидкостей свабирования. Свабирование также вызывает приток пластовых флюидов после застоя в период проведения радиального вскрытия.

Кислотная обработка

В зависимости от типа пласта, можно проводить кислотную обработку каждого бокового ствола сразу после вскрытия с использованием оборудования РДС, либо с использованием системы двойного пакера для изоляции боковых стволов и закачки кислотного раствора по давлением.

1.4 Эффективность применения радиального бурения

В табл. 7.2.1 представлена выборка месторождений Ножовской группы пласта Т со схожими параметрами Опалихинского месторождения пласта Т.

По каждому из выбранных месторождения проводилось радиальное бурение скважин в соответствии с табл.2.

Произведена дифференциация скважин с проведенным СКО и РБ+СКО по обводненности жидкости до ГТМ (табл. 1-2):

радиальный бурение месторождение

Таблица 1 - Основные свойства пластовой нефти и коллектора месторождений Ножовской группы

Таблица 2 - Эффективность радиального бурения месторождений Ножовской группы

Рис. 5 - Эффективность РБ месторождений Ножовской группы

Таблица 3 - Результаты проведения СКО и РБ скважин месторождений Ножовской группы при обводненности жидкости до ГТМ <20%

Где ДW - приращение обводненности после ГТМ.

Таблица 4 - Результаты проведения РБ+СКО скважин месторождений Ножовской группы при обводненности жидкости до ГТМ 20…40 %

Таблица 5 - Результаты проведения СКО и РБ скважин месторождений Ножовской группы при обводненности жидкости до ГТМ >40%

2. Анализ эффективности радиального бурения месторождений Ножовской группы

Всего по Ножовской группе месторождений проведено 28 мероприятий РБ, при этом все они сопровождались последующей кислотной обработкой боковых каналов. Наибольшее количество ГТМ (РБ) проводились на месторождениях Змеевском 9 скв. (32,1 % от общего числа проведенных РБ на Ножовской группе месторождений) - средний прирост дополнительной добычи нефти одной скважины 3592,8 т/скв и Опалихинском 6 скв. (21,4 %) - средний прирост дополнительной добычи нефти одной скважины 2532,6 т/скв.

РБ с наилучшей эффективностью (рис.7.2.1) проведены на Падунском месторождении (3 скв., что составляет 10,7 % от общего числа РБ) со средней дополнительной добычей нефти на одной скважины 6792,7 т/скв.

В таблицах 7.2.3-7.2.5 проведена дифференциация ГТМ (СКО и РБ+СКО) по обводненности продукции скважины до проведения геолого-технического мероприятия (при W<20%; W=20…40 %; W>40%). При этом СКО при W<20% по сравнению с РБ имеет меньшее время эффекта на 19,8 % при большей дополнительной добыче нефти на 57,9 %. При W=20…40 % СКО не проводилось, а для РБ средние значения времени эффекта и доп. добычи нефти составляют 544,9 сут. и 2682,4 т.

Для скважин с W>40% РБ+СКО по сравнению с СКО имеют меньшие время эффекта на 22 % и доп. добычу нефти на 13,7 %.

Выводы:

Наилучший эффект по проведенным ГТМ наблюдается у СКО;

По РБ+СКО при увеличении W до ГТМ выявляются эмпирические зависимости: доп. добыча нефти и время эффекта от W до ГТМ, представленные на рис.7.2.2 и рис.7.2.3.

Рис. 6 - График изменения дополнительной добычи нефти от обводненности до проведения РБ

Рис. 7 - График изменения времени эффекта от обводненности до проведения РБ

Таблица 6 - Скважины для которых РБ проводилось в интервале перфорации скважин

Таблица 7 - Скважины для которых РБ не проводилось в интервале перфорации скважин

Таблица 8 - Выборка скважин с углом наклона в интервале проведения ГТМ <5°

Таблица 9 - Выборка скважин с углом наклона в интервале проведения ГТМ 5°…10°

Таблица 10 - Выборка скважин с углом наклона в интервале проведения ГТМ ?10°

Рис. 8

Таблица 11

Таблица 12

Таблица 13

Рис. 9

Размещено на Allbest.ru