Министерство  образования и  науки РФ

Российский  государственный  университет нефти  и газа имени И.М. Губкина

   Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

   Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

 
Реферат

   По  курсу: «УНИРС»

 

   На  тему: «Эффективность применения

   горизонтальных  скважин».

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Москва, 2011

 

   

Оглавление

   Введение 3

   Горизонтальные скважины 4

   Классификация горизонтальных скважин. 4

   Конструкция горизонтальной скважины. 6

   Определенеие технологической эффективности ГС 8

   Стоимость строительства горизонтальных скважин 8

   Определение технологической эффективности по методу «прямого» счета по сравнению с ВС 9

   Определение технологической эффективности по характеристикам вытеснения по сравнению с ВС 11

   Обзор применяемых горизонтальных технологий на объекте разработки Республики Татарстан. 12

   Анализ эффективности применяемых горизонтальных технологий в залежах Ромашкинского месторождения 16

   Вывод. 19

   Список используемой литературы. 20

 

 

   

 
Введение

     Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку.

     В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования  трудноизвлекаемых запасов –  переход на принципиально новые  системы разработки месторождений  с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление  в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

     Особенно  важно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с  высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов  и зон выклинивания.

     Впервые бурение горизонтальных скважин  на практике была осуществлена в Советском Союзе в 1937 году. Спустя 5 лет в Соединенных штатах Америки были пробурены горизонтальные скважины путем зарезки из вертикального ствола действующей скважины.

     Основным  преимуществом разработки месторождений  с использованием горизонтальных стволов  является многократное увеличение дебита скважин. Это дало бурное развитее ГС во всем мире. Однако стоимость горизонтального  бурения является весьма дорогостоящей  вследствие недостаточного совершенства техники и технологии бурения, освоения, исследовательских и ремонтных  работ. Поэтому вопрос эффективности  применения горизонтальных скважин  является одним из важнейших. Необходимо рассмотреть все преимущества и недостатки данного метода.

 
Горизонтальные скважины

Классификация горизонтальных скважин.

   Горизонтальная  скважина (ГС) – это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали.

   В зависимости  от траектории горизонтального ствола скважины и от принятой технологии бурения ГС условно делят на 4 группы:

1. Скважины с большим радиусом набора кривизны.
2. Горизонтальные скважины среднего радиуса искривления.
3. Горизонтальные скважины малого радиуса кривизны.
4. Ультракороткие горизонтальные скважины.

     Горизонтальные  стволы, проходя по продуктивному  пласту на сотни метров, а в отдельных  случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон  с повышенной проницаемостью, что  позволит получить по этим скважинам  дебиты в несколько раз выше, чем  по вертикальным. Появляется возможность  разбурить газонефтяные залежи с  обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

     Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно  улучшить текущие технологические  показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3–5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2–3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1–1,5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС раза выше, чем для ВС.

     Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1,5–2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном  росте (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при массовом бурении ГС стоимость  одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает  еще более благоприятные предпосылки  для повышения эффективности  использования ГС.

     При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного  коэффициента нефтеизвлечения, равного 60–80%, за счет следующих факторов:

     – ГС могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания коллекторов;

     – при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов;

     – для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4–5 раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др.

 

   

Конструкция горизонтальной скважины.

    

    Рис. 1 Схема конструкции глубокой горизонтальной нефтяной  
скважины

    1- геофизический подъемник; 2- пульт управления  лебедкой;  3 – лебедка;  
4 – геофизический кабель; 5 – нижний мерный ролик; 6 – противофонтанная арматура; 7  - лубрикатор; 8 – верхний ролик; 9 – превентор; 10 – кондуктор; 11 – первая техническая колонна; 12 – геофизический скважинный прибор; 13 – начало искривления скважины; 14 – вторая техническая колонна; 15- эксплуатационная колонна; 16 – насосно -компрессорные трубы (НКТ) ; 17 – фильтр;  18 – продуктивный горизонт; 19 – флюидоупор.

 

   

 

     ГС  особенно эффективны:

• при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью;
• при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования;
• для повышения нефтеотдачи пластов при доразработке месторождений на поздней стадии эксплуатации;
• при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.
• преимущества ГС при разработке шельфа.
• Применение горизонтальных скважин для добычи тяжелой нефти.

   Основные  недостатки ГС:

• Главный недостаток при этом – одна продуктивная зона для дренирования. Для дренирования нескольких зон применяют два метода: 1) протяженные горизонтальные секции бурятся в более чем одной продуктивной зоне и 2) скважина цементируется, а затем возбуждается путем гидровзрыва пласта.
• Повышенная стоимость
• Быстрое обводнение скважин при неточном выборе места бурения

 

   

 
Определенеие технологической эффективности ГС

Стоимость строительства горизонтальных скважин

   Стоимость строительства первых ГС была значительно  выше, чем вертикальных, пробуренных  на тот же пласт. Как и в любой  отрасли стоимость первичных  испытаний намного выше, чем затраты  на аналогичные работы после масштабного внедрения технологии. Высокая стоимость проектов была обусловлена затратами на повышение мер безопасности при опытно-промышленных работах, простоем буровой при периодической записи инклинометрии, применением неоптимального оборудования и методик, а так же общая длина горизонтальной скважины обычно больше, чем вертикальной.

   По  мере накопления опыта стоимость  работ начала снижаться. По примерным  подсчетам компании выяснили, что  стоимость ГС выше стоимости традиционной не более чем в 2 раза, а в некоторых  случаях, например бурение с морских  платформ, где традиционно применяются  наклонно-направленные скважины, стоимости  практически одинаковы. В целом  при проведении предварительной  оценки работ вполне можно сказать, что стоимость бурения метра  горизонтальной и вертикальной скважин  станут практически равны по мере накопления опыта работ.

Однако  стоимость этапа заканчивания для горизонтальных скважин выше, чем для вертикальных из-за необходимости применения усовершенстованных технологий.

 

   

Определение технологической эффективности  по методу «прямого» счета по сравнению  с вертикальными скважинами (ВС)

• 1) В координатах  «месячная добыча нефти – календарное  время» за нулевой отсчет времени  принимается месяц на 1 год раньше  месяца введения горизонтальных  скважин из бурения , т.е. в  качестве ближней предыстории  берутся 12 месяцев. 

2. На график (рис. 2) наносятся точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводится вертикальная прямая точка, которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Рис. 2. Определение технологической эффективности ГС №1 «прямым» счетом

3. Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяется добыча нефти за 12 месяцев предыстории и среднемесячную добычу в этот период. Последнюю величину откладывают на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию. Затем период предыстории делят на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 6 точек, во втором – и в третьем – ни одной точки. Отсюда определяется коэффициент ассоциации Юла:

   

   

Коэффициент ассоциации Юла Q используется для определения тесноты связи между качественными признаками.

4. Определяются количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяют добычу нефти за первые 6 месяцев и вторые 6 месяцев предыстории. Отсюда вычисляют среднемесячную добычу за первую половину и вторую половину предыстории. Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводят наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории. В этой точке пересечения определяется базовая среднемесячная добыча нефти и из нее проводится горизонтальная прямая (параллельная оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считается, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
5. По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяют суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа. Отсюда производится сравнение среднемесячная добыча нефти после воздействия с базовой.
6. Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия базовую среднемесячную добычу нефти и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти , ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия.
7. Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени, а также, используя расчетную базовую добычу нефти и среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории, сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью.