Аналитика



Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях

Глава 2

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

2.1. О РАЦИОНАЛЬНОМ ОБЪЕДИНЕНИИ ПЛАСТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Проектирование рациональной разработки нефтяного месторождения включает в себя целый ряд шагов (звеньев); в их числе рациональное выделение эксплуатационных объектов или рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.

Нередко многопластовость нефтяных месторождений представляют как недостаток, как дополнительную сложность, которая почти наверняка приводит к дополнительным потерям. Это действительно может быть так при невысокой квалификации буровиков, ремонтников и эксплуатационников-нефтя-ников, при плохой организации работ.

Но та же многопластовость может быть большим благом. Если нефтяные пласты обладают низкой и ультранизкой продуктивностью, прерывистостью и высокой зональной неоднородностью по продуктивности (значит, высокой степенью риска), то разрабатывать их по отдельности экономически нерентабельно; и поэтому вводить их в разработку вообще нельзя. А если таких пластов несколько и их можно объединить в один общий эксплуатационный объект; тем самым достигнуть суммарной, в несколько раз более высокой, продуктивности, одновременно с этим уменьшить или даже исключить риск неудачи, то такие пласты можно вводить в экономически рентабельную промышленную разработку. Понятно, что бурить и эксплуатировать такие многопластовые вертикальные скважины будет намного сложнее, чем однопластовые вертикальные скважины; однако не сложнее, чем горизонтальные скважины.

При 3-5 нефтяных пластах, расположенных на близких глубинах и имеющих одинаковое или близкое давление насыщения нефти газом, дебит многопластовых вертикальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными увеличивается в 3-5 раз, тогда как дебит однопластовых горизонтальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными увеличивается в 2-3 раза. Такое увеличение дебита горизонтальных скважин в среднем в 2-3 раза, а не в 4-5 раз объясняется тем, что обычно нефтяные пласты не являются монолитными, что их общая толщина бывает заметно или даже значительно больше эффективной толщины (больше в 1,5-2 раза и даже в 3-4 раза); обычно нефтяные пласты состоят из нескольких проницаемых слоев и соответственно нескольких разделяющих непроницаемых прослоев. В таких пластах горизонтальные скважины обычно делают диагонально-горизонтальными, чтобы по диагонали пересечь все нефтяные слои и все охватить разработкой, чтобы отдельные слои вместе с их запасами нефти не выпали из разработки. Если так не делать и бурить горизонтальную скважину, которая пройдет по одному из нескольких нефтяных слоев, то, кроме одного, все остальные нефтяные слои выпадут из разработки.

Пример: нефтяной пласт состоит из 5 слоев, горизонтальная скважина прошла по одному из них, дебит по этому слою увеличился в 5 раз, а в целом по горизонтальной скважине не увеличился, остался равным дебиту вертикальной скважины, эксплуатирующей все 5 слоев нефтяного пласта. Но при этом разрабатываемые извлекаемые запасы нефти уменьшились в 5 раз, 4/5 извлекаемых запасов нефти потерялись!

В данной ситуации применение диагонально-горизонтальной скважины не приводит к потере 4/5 извлекаемых запасов нефти, поскольку горизонтальная длина скважины проходит через все проницаемые нефтяные слои и все разделяющие непроницаемые прослои. Понятно, что в пределах непроницаемых прослоев горизонтальная длина скважины является неэффективной, а в пределах проницаемых слоев является эффективной, однако разделенной на 5 частей, гидродинамическое действие которых не суммируется! Поэтому (при общей толщине нефтяного пласта в 2 раза больше эффективной толщины) основной расчет делается для отдельного проницаемого нефтяного слоя для горизонтальной длины горизонтальной скважины, уменьшенной в 2-5 = 10 раз. После чего результаты отдельных слоев суммируются или, по-другому, результат отдельного слоя увеличивается в 5 раз. Получается, что суммируются эффективные толщины слоев, но не суммируются отдельные эффективные горизонтальные длины скважины! Поэтому дебит горизонтальной скважины оказывается больше дебита вертикальной скважины не в 4-5 раз, а только в 2-3 раза.

Отметим, что из понимания этого явления возникла идея скважины-елки с короткими горизонтальными стволами длиной 10-20 м, но во все нефтяные слои без пропуска. Такая скважина в многослойном пласте по начальному дебиту будет не хуже диагонально-горизонтальной скважины, но зато лучше контролируемая и регулируемая, менее рискованная и, в конечном счете, лучше по дебиту и нефтеотдаче пластов.

Итак, повторяем: многопластовость нефтяных пластов может быть большим благом; многопластовые вертикальные скважины могут быть эффективнее однопластовых горизонтальных скважин по дебиту нефти, по возможности их контролировать и регулировать, по долговечности и, в конечном счете, по нефтеотдаче пластов.

Теперь эту проблему рационального объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект будем рассматривать на формулах и на результатах расчетов по этим формулам.

При этом будем использовать часто нами применяемый технологический критерий рациональности, суть которого состоит в следующем: рациональным считается такое действие (такое техническое мероприятие), которое при обязательном достижении заданной (утвержденной) нефтеотдачи пластов, увеличивает средний (именно средний, а не начальный максимальный или амплитудный) дебит нефти на одну проектную скважину. Отметим, что в проектных расчетах используется параметр (норматив) капитальных затрат на одну проектную скважину, значит, увеличение среднего дебита нефти на одну проектную скважину примерно соответствует увеличению среднего дебита на заданные капитальные затраты. Также отметим, что этот технологический критерий прежде уже использовался при выборе рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин проектной сетки, при выборе рационального снижения забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения (нефти газом) с учетом происходящего снижения их коэффициента продуктивности по нефти.

Итак, критерий рациональности

Яср ^ таХ

средний дебит нефти проектной скважины выражается через q° - амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти проектной скважины по отдельному нефтяному пласту, ос-редненный по всем рассматриваемым пластам; п - число рассматриваемых нефтяных пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект; (1 - Аср) - среднюю долю нефти в расчетном суммарном отборе жидкости;

q^ = qo - п - (1 - АСр) ^ max.

Величина q0 - амплитудного дебита нефти скважины проектной сетки по отдельному нефтяному пласту считается заданной постоянной. Она либо уже определена (уже определены: параметры нефтяного пласта, рациональная схема размещения добывающих и нагнетательных скважин и их рациональное соотношение, рациональные или предельные значения их забойных давлений), либо однозначно будет определена.

Величина п меньше или равна общему числу отдельных нефтяных пластов на рассматриваемом месторождении или отдельной его площади.

В интервале значений К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти от 0,7 до 0,9 доля нефти в расчетном суммарно отборе жидкости определяется по следующей формуле:

(1 - Аср) = e-av2 = e+a - e-a(1+V2),

где постоянный коэффициент а = (1,25-К3)4; величина К3 является заданной при заданной величине Кно - коэффициента нефтеотдачи, поскольку К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти является одним из сомножителей, образующих Кно. Расчетная послойная неоднородность V2 по проницаемости рассматриваемого эксплуатационного объекта определяется по следующей формуле:

(1 + V2) = (1 + v,2)(1 + V )(1 + V.),

где V.2 - расчетная послойная неоднородность по проницаемости отдельного нефтяного пласта, которая учитывает его действительную послойную неоднородность по проницаемости и геометрическую неравномерность, обусловленную размещением скважин и которая (поскольку рассматривается объединение

пластов) считается заданной; V.2. - межпластовая неоднородность по проницаемости, которая зависит от V/ - зональной неоднородности по проницаемости отдельного нефтяного пласта и n - числа пластов в эксплуатационном объекте (табл. 2.1)

1+V

(1+v. 2)=

1 V2

1 + —^

n

V.2 . - межпластовая неоднородность по проницаемости, обусловленная различием пластов по их средней проницаемости при одинаковой эффективной толщине, наблюдаемая у рассматриваемого ряда пластов, где средняя проницаемость: у второго пласта больше, чем у первого пласта, в v раз; у третьего пласта больше, чем у первого, в v2 раз; у n-го пласта больше, чем у первого, в vn1 раз (табл. 2.2); при этом

n

\/2\ V +1 V — 1

(1+V2.)=n---- .

Vn — 1 V + 1 2.1

V2

'/з

Значения (1 + V.2 )

при n

1

2

3

4

5

0,5

1

1,200

1,286

1,333

1,364

1,0

1

1,333

1,500

1,600

1,667

2,0

1

1,500

1,800

2,000

2,272

2.2

V

Значения (1 + V.. .)

при n

1

2

3

4

5

1,1

1

1,0023

1,0060

1,0113

1,0181

1,2

1

1,0083

1,0220

1,0411

1,0654

1,5

1

1,0400

1,1053

1,1938

1,3033

2,0

1

1,1111

1,2857

1,5111

1,7742

Формула среднего дебита нефти на одну скважину проектной сетки по эксплуатационному объекту, состоящему из n нефтяных пластов, имеет вид

«1    «1    »    Л    +    а    ,*-a(1+V2)    Л ,

Яср = Яс • nее    =    c    •    U

где c = q1 • е+а; u = n • e“a(1+v2);

/2\ М . \/2\/ч . \/2\/ч .\,2\ а. . w2\    1    +V2    V" +1 V — 1

(1 + V2) = (1 + V2) (1 + V.2) (1 + V2) = (1 + V2) •

V2    Vn - 1 V +1

1+ -F

0 - постоянный коэффициент; u - функция среднего дебита нефти скважины проектной сетки.

и n были определены значения V2 - расчетной послойной неоднородности, а затем для значения коэффициента использования подвижных запасов нефти К3 = 0,8 и коэффициента а = = (1,25Ю,8)4 = 1 были сделаны расчеты значений u - функции среднего дебита нефти скважины проектной сетки. Полученные результаты приведены в табл. 2.3 и 2.4.

2.3

Определение V 2 расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта

(1+V.2)

V2

v з

V

Значения (1 + V 2) = (1 + V.2)(1 + V.2 ) (1 + V.2 .) при n

1

2

3

4

5

1,25

0,5

1,1

1,25

1,5035

1,6171

1,6851

1,7359

1,2

1,25

1,5125

1,6429

1,7347

1,8165

1,5

1,25

1,5600

1,7768

1,9892

2,2221

2,0

1,25

1,6667

1,9428

2,5179

3,0250

1,0

1,1

1,25

1,6701

1,8863

2,0023

2,1215

1,2

1,25

1,6801

1,9163

2,0822

2,2200

1,5

1,25

1,7329

2,0724

2,3876

2,7158

2,0

1,25

1,8514

2,4107

3,0222

3,6970

2,0

1,1

1,25

1,8793

2,2638

2,5283

3,4088

1,2

1,25

1,8906

2,2995

2,6028

3,6317

1,5

1,25

1,9500

2,4869

2,9845

4,4426

2,0

1,25

2,0833

2,8928

3,7778

6,0478

1,50

0,5

1,1

1,5

1,8041

1,9406

2,0221

2,0830

1,2

1,5

1,8149

1,9714

2,0817

2,1798

1,5

1,5

1,8720

2,1321

2,3871

2,6666

2,0

1,5

2,0000

2,4801

3,0214

3,6300

1,0

1,1

1,5

2,0041

2,2635

2,4271

2,5458

1,2

1,5

2,0161

2,2995

2,4986

2,6640

1,5

1,5

2,0795

2,4869

2,8651

3,2589

2,0

1,5

2,2216

2,8928

3,6266

4,4364

2,0

1,1

1,5

2,2552

2,7162

3,0339

4,1645

1,2

1,5

2,2687

2,7594

3,1233

4,3580

1,5

1,5

2,3400

2,9843

3,5814

5,3311

2,0

1,5

2,5000

3,4714

4,5333

7,2574

Оптимизация по среднему дебиту нефти

(1+V.2)

V2

v з

V

Значения u - функции среднего дебита нефти проектной скважины при n

1

2

3

4

5

1,25

0,5

1,1

0,2866

0,4447

0,5954

0,7417

0,8812

1,2

0,2866

0,4407

0,5803

0,7058

0,8130

1,5

0,2866

0,4203

0,5075

0,5472

0,5419

2,0

0,2866

0,3777

0,4299

0,3225

0,2428

1,0

1,1

0,2866

0,3765

0,4549

0,5401

0,5993

1,2

0,2866

0,3727

0,4415

0,4986

0,5430

1,5

0,2866

0,3535

0,3776

0,3674

0,3308

2,0

0,2866

0,3140

0,2693

0,1948

0,1240

2,0

1,1

0,2866

0,3054

0,3119

0,3192

0,1654

1,2

0,2866

0,3020

0,3009

0,2963

0,1324

1,5

0,2866

0,2845

0,2495

0,2023

0,0588

2,0

0,2866

0,2490

0,1663

0,0915

0,0188

1,50

0,5

1,1

0,2231

0,3292

0,4309

0,5295

0,6228

1,2

0,2231

0,3257

0,4178

0,4989

0,5653

1,5

0,2231

0,3076

0,3558

0,3676

0,3475

2,0

0,2231

0,2707

0,2512

0,1949

0,1326

1,0

1,1

0,2231

0,2696

0,3120

0,3532

0,3921

1,2

0,2231

0,2663

0,3009

0,3288

0,3483

1,5

0,2231

0,2500

0,2495

0,2279

0,1922

2,0

0,2231

0,2169

0,1663

0,1064

0,0592

2,0

1,1

0,2231

0,2097

0,1984

0,1925

0,0777

1,2

0,2231

0,2069

0,1900

0,1760

0,0640

1,5

0,2231

0,1927

0,1517

0,1113

0,0242

2,0

0,2231

0,1642

0,0932

0,0430

0,0035

В итоговой таблице значений u - функции среднего дебита нефти проектной скважины выделены области, где объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты нерационально и нецелесообразно. Эти же области выделены в табл. 2.3 значений V2 - расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта. Видно, что объединение пластов нерационально и нецелесообразно при возникновении значений расчетной послойной неоднородности V2 выше 1,0-1,5.

Но надо учитывать, что эти расчеты по определению рациональности объединения пластов в один общий эксплуатационный объект были выполнены при условии, что пласты остаются объединенными до самого конца и выключается из разработки в целом весь эксплуатационный объект.

При этом наиболее проницаемые нефтяные пласты отдают свою нефть в первую очередь и после полного обводнения в общий дебит жидкости эксплуатационного объекта дают воду, вхолостую пропуская через себя закачиваемую воду.

Но принятое условие совместной работы всех объединенных нефтяных пластов не является совершенно обязательным и непоколебимым. Наиболее проницаемые нефтяные пласты после их обводнения вполне возможно отключать без вреда для работы остальных нефтяных пластов. Но чтобы эти операции осуществлялись не по отдельным скважинам в экспериментальном порядке, а по всем скважинам в промышленном масштабе, надо в проекте разработки нефтяного месторождения это предусмотреть. Конкретно, надо запроектировать применение 6-7-дюймовых эксплуатационных обсадных колонн. Незначительное увеличение экономических затрат на строительство скважин данной конструкции сразу будет компенсировано некоторым увеличением их производительности. Но, главное, увеличиваются возможность и эффективность капитальных ремонтов, долговечность скважин и нефтеотдача пластов. Для эффективной изоляции обводненных нефтяных пластов можно и нужно использовать специально созданные пластоперекры-ватели. Изоляция такими пластоперекрывателями осуществляется без уменьшения диаметра скважины и поэтому может производиться многократно. При этом чем больше обводненный нефтяной пласт отличается по проницаемости от других менее обводненных, малообводненных и необводненных нефтяных пластов, тем проще его выделить и изолировать. Таким способом уменьшается или даже снимается резкое влияние представленного здесь критерия рациональности объединения нефтяных пластов и расширяются пределы рационального объединения пластов.

Кстати, стоимость перекрытия одного обводненного нефтяного пласта пластоперекрывателем составляет примерно 10 % от всех затрат на строительство и оборудование скважины. Поэтому последовательное перекрытие 4 из 5 пластов увеличит затраты на скважину менее чем в 1,5 раза.

Но при этом должно быть ясно, что применение многопластовых вертикальных скважин требует особого контроля за их работой - за их дебитом жидкости, дебитом нефти, забойным и пластовым давлениями; требует регулярных глубинных исследований пластов - определения их индивидуальных дебитов жидкости и нефти.

И в настоящее время серьезнейшую проблему составляет определение с удовлетворительной точностью индивидуальных крайне низких дебитов жидкости и нефти объединенных пластов, обладающих низкой и ультранизкой продуктивностью, которую необходимо будет в кратчайшие сроки решить.

Теперь учтем другие реальности разработки многопластовых нефтяных месторождений.

1. Обычно нефтяные пласты обладают значительной зональной неоднородностью по продуктивности и прерывистостью, когда некоторая часть зон обладает нулевой продуктивностью. Долю зон нулевой продуктивности обозначим w и будем именовать прерывистостью. Еще нефтяные пласты имеют малопродуктивные зоны, которые при применении однопластовых вертикальных скважин даже эксплуатировать экономически неэффективно. Долю таких зон обозначим w.. Таким образом, при применении однопластовых вертикальных скважин доля скважин, которые из-за отсутствия продуктивности и крайне низкой продуктивности не будут работать, равна (w + + w.). При применении многопластовых вертикальных скважин, эксплуатирующих по n нефтяных пластов, доля пробуренных неработающих скважин уменьшается до (w + w.)n. Например: доля (w + w.) = (0,3 + 0,2) = 0,5, или 50 %, уменьшается при n = 4 до (0,3 + 0,2)4 = 0,0626, или 6,25 %, т.е. доляэффективно рабо-

1- 0,0625

тающих скважин увеличивается    в    1    ’    05    =

= 1,875 раза, или на 87,5 %.

2. Фактически на нефтяных месторождениях всегда имеется некоторая доля скважин, попавших в продуктивные зоны, но аварийно выбывавших из эксплуатации. Долю таких скважин обозначим А. Примем, что чем больше пластов эксплуатируют вертикальные скважины, тем больше их аварийность. При объединении n нефтяных пластов аварийность равна An = 1 -- (1 - A)n. Например: аварийность однопластовых вертикальных скважин равна А = 0,1, или 10 %, тогда аварийность многопластовых вертикальных скважин, эксплуатирующих сразу 4 нефтяных пласта, будет An = 1 - (1 - 0,1)4 = 0,344, или 34,4 %; а если аварийность однопластовых скважин равна А = 0,2, или 20 %, то аварийность многопластовых скважин, эксплуатирующих 4 пласта, будет An = 1 - (1 - 0,2)4 = 0,590, или 59 %. Таким образом, переход от однопластовых к многопластовым

скважинам увеличивает аварийность с 10-20 % до 34,4-59 %, или на 24,4-39 %. Без дублирования аварийно выбывших скважин аварийность соответствует доле теряемых извлекаемых (технологически доступных извлечению) запасов нефти. Без дублирования аварийно выбывших скважин переход от однопластовых к многопластовым скважинам дополнительно

уменьшает нефтеотдачу пластов в 11-, ^4 = 1,372 раза и в

1~ 0’59 = 1,951 раза или при проектной нефтеотдаче пластов

40 % уменьшает на 40(0,344 - 0,1) = 9,8 % и 40(0,59 - 0,2) = = 15,6 %.

При осуществлении дублирования аварийно выбывших скважин при применении однопластовых скважин общий фонд

1

скважин увеличивается в (——) раз, а при применении многопластовых скважин общий фонд увеличивается в —1— раз.

(1 -—)n

Например: при однопластовых скважинах при А = 0,1 увеличивается в 1 1d = 1,111 раза и при А = 0,2 увеличивается в

1,25 раза; при многопластовых скважинах n = 4 при

1

1-0,2


А = 0,1 - в -1- = 1,524 раза и при А = 0,2 - в -1- =

(1 - 0,1)4    (1 - 0, 2)4

= 2,441 раза, тем не менее 1 0,1    =    1,372 и 1 0,2    =    1,953

(1-0,1)4    (1-0,2)4

значительно меньше, чем n = 4.

Теперь нам надо все последние полученные результаты объединить и установить при объединении n нефтяных пластов, во сколько раз повышается эффективность работы сква-

жин

v = п-(1-А)П1-(w+w.)n (1- А)    1-(w + w.) "

Например: при n = 4, А = 0,2 и (w + w.) = (0,3 + 0,2) эффективность скважины повышается в

, (1-0,2)4 1-(0,3+ 02)4 о о г

v = 4--——---——= 3,84 раза.

(1-0,2)    1-(0,3 + 0,2)    ^

Изложенные здесь научно-технические идеи уже воплощаются в жизнь на нефтяных месторождениях, которые разрабатывает Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК).

Эти месторождения, крайне малопродуктивные, были разведаны очень давно, в начале 60-х годов; очень долго не вводились в разработку из-за явной экономической неэффективности; наконец, в начале 80-х годов были введены, но довольно скоро, через 2-3 года, дебиты нефти эксплуатируемых скважин резко упали почти до нуля, и месторождения были выведены из разработки. Новый ввод месторождений совсем недавно, с 1997-1998 годов осуществляет РИТЭК. Резкое снижение цены нефти на мировом рынке и экономический кризис в 1998-м году внесли серьезные помехи в ход работ. Тем не менее определенные успехи уже достигнуты. На этих малопродуктивных многопластовых месторождениях число нефтяных пластов доходит до 4-5, среднее число пластов 2-3. При объединении нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект примерно в 2 раза увеличился дебит нефти добывающих скважин, соответственно во столько же раз уменьшилось число скважин и величина капитальных затрат на строительство и обустройство скважин.

Но обнажились проблемы контроля и регулирования разработки отдельных нефтяных пластов: геофизики не могут спускать глубинный расходомер по кольцевому пространству между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и обсадной эксплуатационной колонной на забой скважины; известные в промышленности отечественные и импортные глубинные расходомеры не обладают необходимой высокой чувствительностью, чтобы определять дебиты нефти отдельно по малопродуктивным пластам, тем более по обособленным слоям в пределах этих пластов. А это очень важно, поскольку регулярный контроль дебитов по слоям позволяет определять их обводнение и своевременно изолировать.

С целью решения возникших проблем РИТЭК была создана передвижная компрессорная установка для компрессорной эксплуатации скважин в период их исследования глубинным расходомером; была организована работа по созданию глубинного расходомера высокой чувствительности.

При непосредственном участии РИТЭК был построен завод по производству пластоперекрывателей и начат их промышленных выпуск.

Но существуют и другие трудности, которые еще надо будет преодолеть.

Необходимо отметить, что предложенная и реализуемая принципиально новая технология защищена патентами Российской Федерации.

В заключение отметим:

1.    Существуют вполне определенные условия рационального объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект, учитывающий их различие по средней продуктивности, по величине зональной и послойной неоднородности. Но это так, если не предусмотрена изоляция нефтяных пластов, если нет эффективного средства для изоляции пластов в широких промышленных масштабах.

2. Но такое средство уже создано; это - специальные плас-топерекрыватели. Их применение значительно расширяет возможности объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.

3.    Применение многопластовых вертикальных скважин (или многопластовых наклонных при кустовом бурении скважин) представляет собой крупный шаг на пути научно-технического прогресса, позволяющий значительно увеличить добычу нефти и уменьшить капитальные затраты, ввести в экономически эффективную разработку нефтяные пласты низкой и ультра-низкой продуктивности.

2.2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПО СРЕДНЕМУ КОЭФФИЦИЕНТУ ПРОДУКТИВНОСТИ

СКВАЖИН

Вместе или раздельно надо разрабатывать нефтяные пласты на многопластовом нефтяном месторождении?

На этот простой вопрос не существует простого ответа.

Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов, залежей и месторождений отличается колоссальным разнообразием. Все это разнообразие надо как-то упорядочить и классифицировать. Нам кажется очень важным и полезным классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности скважин, пробуренных на эти пласты, или по величине гидропроводности, определенной по среднему коэффициенту продуктивности. Несомненно, что с практической точки зрения это важнейший параметр нефтяных пластов, но нам хотелось бы подчеркнуть инвариантность (независимость) этого параметра относительно глубины залегания нефтяных пластов. Действительно чем больше глубина пластов, тем дороже скважины, тем больше капитальные затраты на разработку нефтяных пластов; но одновременно чем больше глубина скважин, тем при прочих равных условиях больше депрессия на нефтяные пласты, больше дебит нефти и больше экономический эффект от добычи и реализации нефти. Получается, что капитальные затраты и экономический эффект от добычи нефти одинаково пропорциональны глубине залегания пластов.

Итак, предложена классификация нефтянх пластов по среднему значению коэффициента продуктивности добывающей скважины по нефти, представленная в табл. 2.5.

2.5

Классификация нефтяных пластов по продуктивности

Класс

Характеристика

Коэффициент продуктивности п, т/(сут-ат)

Потенциальный дебит нефти добывающей скважины q1 = п(Рпл --Рс) в (т/сут) при разности пластового и забойного давлений

от

до

(Рпл - Рс) = 100 ат

1

Г иперпродуктив-ность

>1

0

О

>10 000

2

Ультрапродуктив

ность

30

100

3000 - 10 000

3

Высокая продуктив

10

30

1000 - 3000

ность

3

10

300-1000

4

5

Повышенная продуктивность

Средняя продуктивность

1

3

100 - 300

6

Пониженная продуктивность

0,3

1

3

о

-

0

о

7

Низкая продуктивность

0,1

0,3

10 - 30

8

Ультранизкая продуктивность

<0,1

<10

В первый класс отнесены нефтяные пласты, обладающие гиперпродуктивностью, со средним значением коэффициента продуктивности по нефти более 100 т/(сут-ат); во второй класс отнесены нефтяные пласты, обладающие ультрапродуктивностью, со средним значением коэффициента продуктивности от 30 т/(сут-ат) до 100 т/(сут-ат); в третий класс -нефтяные пласты высокой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 10 т/(сут-ат) до 30 т/(сут-ат); в четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 3 т/(сут-ат) до 10 т/(сут-ат); в пятый класс - пласты средней продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 1 т/(сут-ат) до

3 т/(сут-ат); в шестой класс - пласты пониженной продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 0,3 т/(сут-ат) до 1 т/(сут-ат); в седьмой класс - пласты низкой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 0,1 т/(сут-ат) до 0,3 т/(сут-ат) и в последний восьмой класс - пласты ультранизкой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности менее 0,1 т/(сут-ат).

Чтобы классификация нефтяных пластов по продуктивности стала более осязаемой и понятной, от коэффициента продуктивности добывающей скважины перейдем к ее дебиту нефти. При глубине скважины около 2000 м, т.е. при гидростатическом пластовом давлении около 200 ат, возможная создаваемая депрессия на нефтяные пласты составляет 100 ат. Произведение коэффициента продуктивности и возможной создаваемой депрессии в 100 ат представляет собой возможный суточный дебит нефти добывающей скважины. Именно такие дебиты нефти показаны в приведенной табл. 2.5.

Обратите внимание, что по нефтяным пластам 5-го класса, обладающим средней продуктивностью, возможный суточный дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от 100 т/сут до 300 т/сут, соответственно с учетом коэффициента эксплуатации (в году из 365 суток в среднем рабочими являются 330 сут) возможная годовая добыча нефти оказывается в пределах от 100-330 = 33 000 т = 33 тыс. т до 300-330 = 99 000 т = = 99 тыс. т; а по нефтяным пластам 3-го класса, обладающим высокой продуктивностью, возможный суточный дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от 1000 т/сут до 3000 т/сут, а ее возможная годовая добыча нефти оказывается в пределах от 1000-330 = 330 000 т = 330 тыс. т до 3000-330 = 990 000 т = 990 тыс. т. Как видно, получаются очень большие и крайне большие величины.

С учетом всего этого проанализируем представленную в табл. 2.5 классификацию нефтяных пластов по продуктивности.

Во-первых, нефтяные пласты крайних классов (1-го и 8-го) по своему самому главному параметру - по коэффициенту продуктивности добывающей скважины различаются более чем в 1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в среднем в 3 раза; а двух классов, разделенных всего одним промежуточным классом, различаются в среднем в 10 раз.

Во-вторых, всем нам известны нефтяные пласты - представители всех восьми выделенных классов.

Так, например, ко 2-му классу ультрапродуктивности относились основные нефтяные пласты Самотлорского нефтяного месторождения, с которых начиналась промышленная разработка месторождения.

К 3-му классу относился девонский горизонт Бавлинского нефтяного месторождения.

К 4-му классу относился девонский горизонт на наиболее продуктивных центральных площадях Ромашкинского нефтяного месторождения.

К 5-му классу относился девонский горизонт почти на всех остальных площадях Ромашкинского месторождения (кроме центральных площадей). К этому же классу относились разрабатываемые нефтяные пласты на многих нефтяных месторождениях Западной Сибири.

К 6-му и 7-му классам относятся многие нефтяные пласты на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях.

К 7-му и 8-му классам относятся нефтяные пласты многих разведанных, но пока не разрабатываемых нефтяных месторождений.

При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру - по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продуктивностью.

В-третьих, приведенные здесь очень высокие возможные суточные дебиты нефти и возможные годовые отборы нефти по добывающим скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, в жизни практически почти не наблюдались; тем более не наблюдались в 10 раз более высокие суточные дебиты и годовые отборы нефти по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса.

Возникает резонный вопрос: почему? Прежде всего, потому что этим дебитам и отборам соответствуют слишком высокие годовые темпы отбора извлекаемых запасов нефти; например, по скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, темп отбора запасов может быть около 30 % в год; а по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса, темп отбора может быть более 20 % в месяц. Но добывающие скважины -это только часть, отдельное первое звено последовательной цепи, в которую входят система сбора и подготовки нефти, система заводнения, внешние коммуникации (нефтепроводы, дороги, электролинии и линии связи), города, построенные для жизни строителей и нефтяников, нефтеперерабатывающие заводы и другие звенья. Добычу нефти по пластам 3-5-го классов, тем более 1-2-го классов, ограничивают не добывающие скважины, а другие звенья последовательной цепи. Кстати, еще более значительные ограничения потенциально возможной производительности имеют место при разработке газовых месторождений. Поэтому становится понятно, почему в такой ситуации добывающие скважины работают не в режиме технологически рациональной максимальной депрессии на нефтяные пласты, а в режиме заданных ограниченных дебитов нефти рациональных в каком-то ином отношении, например в интересах крупных хозяйственно-производственных комплексов.

Такая ситуация избыточной потенциально возможной производительности нефтяных пластов в действительности встречается довольно часто, но особенно часто встречалась прежде, когда в разработке находились нефтяные пласты более высокой продуктивности. Но если это так, то почему такие ситуации не являются легко заметными? Как уходили прежде и уходят в настоящее время от таких ситуаций? Каким образом фактические дебиты нефти оказывались и оказываются во много раз меньше потенциально возможных максимальных? Это происходит, прежде всего, путем применения многорядных систем расположения добывающих скважин, когда добывающие ряды, расположенные позади первых добывающих рядов, очень мало влияют на снижение общего фильтрационного сопротивления и соответственно на увеличение общей потенциально возможной производительности; получается, что увеличение общего числа скважин происходит почти без увеличения общей потенциально возможной производительности при уменьшении потенциально возможной производительности на одну скважину, также путем резкого снижения депрессии на нефтяные пласты. Кроме того, из-за нерациональной эксплуатации избыточного фонда скважин, когда в первый период разработки нефтяной залежи только часть пробуренного фонда скважин нужна для выполнения запланированной добычи нефти, а ненужные скважины плохо эксплуатируют и ремонтируют, они постепенно выходят из строя и вместе с ними выпадают из разработки их еще неотобранные извлекаемые запасы нефти. Положение сильно ухудшено из-за применения в скважинах 5-дюймовых эксплуатационных колонн, в которые при наличии нескольких мест негерметичности уже нельзя спустить 4дюймовую эксплуатационную колонну, зацементировать и продолжать нормальную эксплуатацию.

К сожалению, обычно при рассмотрении и утверждении вариантов разработки нефтяных пластов средней, повышенной и высокой продуктивности, когда становится ясной необходимость резервирования части избыточной производительности, варианты представляются в режиме заданных забойных давлений с каким-то сугубо искусственным технологическим обоснованием рациональности пониженной депрессии в добывающих скважинах и пониженной репрессии в нагнетательных, без выделения зарезервированной части производительности и без проектирования разумного использования резерва в дальнейшем ради увеличения нефтеотдачи пластов. В частности, резерв производительности может быть использован при осуществлении циклического заводнения. Благодаря циклическому поочередному осуществлению замкнуто-упругого режима фильтрации при закачке воды и отборе нефти уменьшается неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой и увеличивается нефтеотдача.

Однако возможна разработка нефтяных залежей без какого-либо ограничения производительности пробуренных и введенных в работу скважин. Промысловое хозяйство и внешние коммуникации сразу строят в расчете на запланированную стабильную добычу нефти, а залежь разбуривают постепенно, делянками, по мере необходимости. Скважины бурят, обустраивают и интенсивно эксплуатируют поочередно. Поскольку на каждой делянке время добычи нефти будет намного меньше долговечности скважин, то по этой причине увеличивается нефтеотдача пластов, а резкое уменьшение числа эксплуатируемых скважин уменьшает текущие экономические затраты. Но ясно, что такая поочередная интенсивная эксплуатация скважин требует совершенно иного, значительно лучшего контроля за их работой и быстрой оперативной оптимизации их режимов работы. При такой интенсивной эксплуатации быстро обнаруживается эффективность или неэффективность применяемой технологии и без промедления осуществляется усовершенствование технологии.

Подытожим предыдущее изложение.

Нефтяные пласты разведанных, вводимых в разработку, разрабатываемых и уже разработанных месторождений отличаются безграничным разнообразием, и нет универсального опыта и универсальной технологии их разработки.

По одним нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность не достигает экономически рентабельного уровня и их разрабатывать раздельно просто-напросто нельзя; их разработка начинается с объединения нескольких пластов в один общий эксплуатационный объект.

По другим нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность обеспечивает экономическую рентабельность и возможность решать следующую задачу увеличения экономической рентабельности за счет объединения пластов в один эксплуатационный объект.

По третьим нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность скважин слишком велика, и ее значительную часть обязательно надо будет резервировать и думать, как в дальнейшем зарезервированную часть рационально использовать.

Даже в настоящее время, когда сильно исчерпаны извлекаемые запасы нефти высокопродуктивных, ультрапродуктивных и гиперпродуктивных пластов, нефтяных пластов с избыточной потенциальной производительностью скважин оказывается довольно много. Это видно по запроектированному многорядному расположению скважин, искусственному ограничению воздействия на нефтяные пласты в добывающих и нагнетательных скважинах, по избыточному фонду скважин, его плохому состоянию и нехватке средств на подземный и капитальный ремонт скважин.

Попутно отметим, что по таким нефтяным пластам с избыточной максимально возможной производительностью обычных вертикальных скважин явно не нужны горизонтальные скважины, способные дополнительно уменьшить фильтрационное сопротивление и увеличить производительность при одновременном возможном существенном снижении нефтеотдачи пластов из-за незнания на большом удалении действительного геологического строения нефтяных пластов, из-за возникновения в многослойных пластах значительной геометрической неравномерности вытеснения закачиваемой водой, из-за чрезмерных трудностей управления работой таких скважин.

С учетом этого здесь при рассмотрении проблемы объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект не рассматриваются пласты с избыточной потенциально возможной максимальной производительностью при обычных вертикальных добывающих скважинах.

2.3. КРИТЕРИЙ РАЦИОНАЛЬНОСТИ ОБЪЕДИНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В ОДИН ОБЩИЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Для положительного решения проблемы объединения нефтяных пластов необходимо увеличение не только начального максимального (амплитудного), но также среднего дебита нефти на проектную скважину при условии обязательного достижения утвержденной нефтеотдачи пластов.

Важными компонентами общей характеристики нефтяных пластов, кроме пср - среднего значения коэффициента продуктивности скважины, являются: п - число скважин, по которым были определены значения п - коэффициента продуктивности, среднее значение квадрата коэффициента продуктивности (п2)ср, показатель неоднородности совокупности значений коэффициента продуктивности скважин - квадрат коэффици-

\/2(п)ср,|    ч

ента вариации Vn2 =-- -1, а также характерный линейный

(Пср)2

размер d - шаг хаотической изменяемости, правда, последний параметр можно определить лишь при достаточно густой сетке скважин, когда 2о - расстояние между соседними скважинами, давшими значения п - коэффициента продуктивности, заметно меньше линейного размера 2о < d; при отсутствии густой сетки скважин линейный размер d приходится определять по другим давно разрабатываемым нефтяным месторождениям с густой сеткой скважин, учитывая аналогию в образовании нефтяных пластов в далекие геологические времена.

Другой важной компонентой общей характеристики нефтяных пластов является их расчетная послойная неоднородность по проницаемости V2, которая уже включает в себя    V42 -

действительную послойную неоднородность по проницаемости плюс V22 - геометрическую неоднородность (неравномерность) вытеснения нефти закачанной водой, обусловленную расположением точечных источников и стоков, т.е. нагнетательных и добывающих скважин.

Коэффициенты продуктивности скважин (или гидропроводности эксплуатируемых скважинами нефтяных пластов) прямо пропорциональны их дебитам нефти, а перфорированные толщины нефтяных пластов прямо пропорциональны эксплуатируемым этими скважинами подвижным запасам нефти; и отношение коэффициента продуктивности к эффективной толщине представляет собой удельный (на единицу эффективной толщины) коэффициент продуктивности —, где п - коэффи-

h

циент продуктивности и h - эффективная толщина нефтяных пластов, который прямо пропорционален темпу отбора подвижных запасов нефти.

Вопрос объединения или, наоборот, необъединения нефтяных пластов, когда он особенно актуален (когда нефтяные пласты обладают пониженной, низкой и ультранизкой продуктивностью и дебиты скважин по пластам явно не являются высокими), вполне можно решить количественно четко и определенно.

Сначала будем рассматривать довольно простой случай: объединение двух близко расположенных нефтяных пластов во многих отношениях одинаковых - по эффективной толщине и эксплуатируемым подвижным запасам нефти, по величине V2 - расчетной послойной неоднородности по проницаемости, но различных по средней проницаемости или по удельному коэффициенту продуктивности в а раз.

Для решения вопроса объединять или не объединять эти нефтяные пласты в один общий эксплуатационный объект с единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин можно применить критерий рациональности - максимум среднего дебита нефти на проектную скважину за время извлечения заданных (утвержденных) извлекаемых запасов нефти

Я0(1 - Аср) =    • Кг ^ max,

где qj - амплитудный дебит на проектную скважину, при объединении двух пластов амплитудные дебиты суммируются; Аср - средняя доля агента и (1 - Аср) - средняя доля нефти в расчетном суммарном отборе жидкости; К3 - суммарный отбор нефти; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти.

В интервале значений К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти от К3 = 0,7 до К3 = 0,9 применима следующая простая формула средней доли нефти:

(1 - Аср) = е"<

где V2 - расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта; а - коэффициент, определяемый по формуле а = (1,25К3)4:

К3....    0,7    0,8    0,9

а .....0,586    1    1,602

Отметим, что при расчете нефтеотдачи порознь двух рассматриваемых нефтяных пластов по формуле

К1-К2-Кз-К4

К„


получилось произведение двух коэффициентов (коэффициента сетки К4 и коэффициента надежности системы разработки К4), равное К44 = 0,5, коэффициент вытеснения нефти водой оказался равным К2 = 0,6 и коэффициент использования подвижных запасов нефти равным К3 = 0,7, и в целом коэффициент нефтеотдачи равным

0,5-0,6-0,7 = 0,21.

Кн


С учетом этого формула средней доли нефти принимает

вид

2


(1 - АГр )

Будем рассматривать и сравнивать два варианта: первый, когда пласты объединяются и разрабатываются единой сеткой скважин; второй, когда пласты разрабатываются раздельно своими собственными сетками скважин.

В первом варианте амплитудный дебит скважины вдвое больше среднего амплитудного дебита во втором варианте; но в первом варианте также больше расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта, увеличение происходит из-за различия объединяемых пластов в а раз:

2


M-1 M + 1


1-й вариант..................2-q0;    (V 2 +1)

2-й вариант......... q0;    (V2 +1)

Условие рациональности 1-го варианта


+1


+JM-1. I M + 1/


-0,5869 (V2 +1)


+1


-0.586UV2 +1) -1}


2 - q° - e


> q0 - e


после сокращения одинаковых членов

-0,586V2+1)

+1


-0,586CV2+1) •

2-e


>e


после логарифмирования левой и правой части неравенства и некоторых алгебраических преобразований

+ M - 1V , M +1/


> -0,586 • (V2 + 1);


+1


ln2 - 0,586 • (V2 + 1)


2

ln2 > 0,586 • (V2 + 1) •

m -1

M + 1


ln2


0,586 •(V 2 + 1)    M + 1


M-1


1 + z 1 - z


z =


> M.


1 - z

Будем задавать величину V2 и определять величину z и

1 + z


граничную величину M =


V2. z ... а ..


Как видно, в широком диапазоне значений    V2 -    расчетной

послойной неоднородности - различие объединяемых нефтяных пластов по удельному коэффициенту продуктивности может быть в 4 и более раз, а > 4.

Далее будем рассматривать существенно более сложную ситуацию, когда не один случай, а множество случаев, когда не одна скважина, а большая совокупность скважин, и у этих скважин тоже два нефтяных пласта, эти пласты различаются по удельному коэффициенту продуктивности в а раз, но не в каждой скважине, а в среднем по всем скважинам один пласт (скажем, верхний) отличается от другого пласта (соответственно нижнего) в а раз. Эти пласты еще обладают хаотической зональной неоднородностью по удельному коэффициенту продуктивности, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации V/, в силу действия которой при объединении двух нефтяных пластов дополнительно увеличивается расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта:

2


V2 +1


M -1 M +1


2-q0;


(V 2 + 1)


V,


1-й вариант.


2-й вариант.

q0;


(V 2 + 1)


Условие рациональности 1-го варианта


+ M-1. 1 M + 1/


V2 + 1


-0,5869 (V2 + 1)


+1


I    V31+1

2 • q0 •e :    2


>    q1 • e-0,586{(V2 + 1)-1}.

>    q0 e .


после сокращения одинаковых членов


V +1


-0,586V +1)


Vi+1

2


-0,586-(V2+1) .


2^ e


> e


после логарифмирования левой и правой частей неравенства и некоторых алгебраических преобразований


2


ln2 - 0,586 • (V2 + 1) • ^з_ > -0,586 • (V< + 0 + M 1

2    '    '    M    +    1


V< + 2


V< + 2


V32 + 2


V32


ln2


M-1.


z


2^(V32 +1) 0,586•«2 + 1)    2-(V32 + 1)    M + 1


1 + z 1 - z


M.



Будем 3адавать величину V2 и V32 и определять величину z


- 1 + z

1 - z

2.6


(табл. 2.6).


и граничную величину M


Пока3атель

V2

0,333

0,667

1,0

1,333

1,667

2,0

V32 = 0

z

0,942

0,842

0,769

0,712

0,666

0,628

M

33,48

11,69

7,66

5,95

4,99

4,38

V32 = 0,5

z

0,757

0,652

0,571

0,506

0,450

0,402

M

7,22

4,74

3,66

3,05

2,64

2,35

V32 = 1,0

z

0,645

0,531

0,440

0,361

0,287

0,214

M

4,63

3,27

2,57

2,13

1,81

1,54

V32 = 1,5

z

0,567

0,444

0,338

0,234

0,102

-

M

3,62

2,59

2,02

1,61

1,23


И3 табл. 2.6 видно, что при очень высокой расчетной послойной неоднородности (V2 = 2,0) и очень высокой 3ональной неоднородности (V32 = 1,5) объединение нефтяных пластов ока3ывается нерациональным; при менее высокой расчетной послойной неоднородности (V2 = 1,0) во3можно объединение нефтяных пластов, ра3личающихся в среднем по удельному коэффициенту продуктивности в M = 2+3 ра3а.

Далее будем рассматривать следующую ситуацию: на отдельной части площади нефтяного месторождения присутствует п нефтяных пластов, в среднем пласт имеет псл нефтяных слоев, причем слои отделены друг от друга непроницаемыми прослоями; каждый слой обладает 3ональной неоднородностью по проницаемости и внутрислойной неоднородностью, свя3ан-ной прежде всего с ра3личной длиной линий тока, идущих от источников к стокам - от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, т.е. свя3анной с точечностью источников и стоков и их расположением, которое нередко бывает очень неравномерным.

Расчетная послойная неоднородность нефтяных пластов об-ра3уется, прежде всего, 3а счет 3ональной неоднородности нефтяных слоев и их внутрислойной неоднородности (неравномерности). Нефтяные пласты ра3личаются между собой по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины.

Как и прежде, решается вопрос: объединять или не объединять нефтяные пласты в один общий эксплуатационный объект с единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Примем, что по отдельности все слои всех нефтяных пластов обладают одинаковой средней величиной 3ональной неоднородности, которую количественно характери3ует квадрат коэффициента вариации V32; слои также обладают одинаковой внутрислойной неоднородностью, которую представляет квадрат коэффициента вариации О,; а неоднородность объединяемых нефтяных пластов по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины представляет квадрат коэффициента вариации VII2jr

Проводится сравнение двух вариантов: по 1-му варианту выделяется один эксплуатационный объект, который включает в себя п нефтяных пластов и п-псл нефтяных слоев, амплитудный дебит которого в п ра3 выше, чем по 2-му варианту; по 2-му варианту выделяется п эксплуатационных объектов, каждый И3 которых состоит И3 одного нефтяного пласта и псл нефтяных слоев, а амплитудный дебит ока3ывается в п ра3 ниже, чем по 1-му варианту.

По 1-му варианту расчетная послойная неоднородность равна

«г +1) •    «    +1    •    «    +    1) -1

+1

по 2-му варианту расчетная послойная неоднородность равна

V32 + 1

V32

+1

п

сл

Условие рациональности 1-го варианта представляется следующим обра3ом:

1 V +1    1

«2 +1)-3:--(Уп2л + 1)-1

-0,586^

(<с2л + 1) -1

<2+1

> q^ e

п сл

0

после сокращения одинаковых членов в левой и правой частях неравенства получается

V2 + 1    V2 + 1

-0,586 • «2 +1) • <3 +1 • (Уп2л +1)    -0,586 • «2 +1) • <3 +1

-«-+1    -V2+1

пe    пп“    > e    псл ,

после логарифмирования левой и правой частей неравенства и некоторых алгебраических преобра3ований получается

V2 + 1


<: +1

V32


ln п - 0,586 • «с2л + 1) •


V2


+ 1


« + 1) > -0,586 • (« + 1)


п + 1

сл

+ 1 •Ып

V32


1пп

>V2

''ил*


(V32 + 1)« + 1) 0,586    V32 + пс.

Пример

a0x6%IoA %tIIoA:

V32 - 2,0; V - 0,16; п = 4; пм = 4.

Будем определять граничную величину <п2л - неоднородности совокупности нефтяных пластов по средним 3начениям и х удельных коэффициентов продуктивности скважин - максимальную допустимую величину при объединении пластов

+ V32

+11    V32 •+1-1

1пп    У п

V2


(V32 + 1>«2i +1) °’586    V32 + псл

(2 + 1) • (0,16 + 1) 0, 586    2 + 4

Величина такой неоднородности объединяемых нефтяных пластов определяется последующей формуле:

V 2 _ (п )ср _ 1 <пл    2    1 .

(Пср )2

В частности, при одинаковой эффективной толщине нефтяных пластов и следующем соотношении их средних коэффициентов продуктивности

= 1:2:3:4

эта неоднородность равна

2 2 2 2 2222

<2 - п (Л1 + п2 + п3 + Л4) -1-4 (1 + 2 + 3 + 4 )-1-(п1 + п2 + п3 + п 4)2    (1+ 2 + 3 + 4)2

0,2.


что 3начительно меньше граничной величины <п2л = 0,515 и, 3начит, объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект рационально.

Приведенный пример бли3ко соответствует реальным условиям конкретного нефтяного месторождения. Можно привести много других примеров для многих других месторождений. Важно, что вопрос объединения или необъединения нефтяных пластов можно решать не по интуиции, а расчетным путем.

Поскольку сравнение эффективности многопластового и однопластовых объектов делается в расчете на одну проектную скважину, то параметры однопластовых объектов приходится осреднять. И осреднения ока3ываются важными 3веньями общего решения. Вообще-то можно не осреднять, но тогда решения будут очень громо3дкими, они потеряют наглядность. Причем суть решений от этого не и3менится.

Важно подчеркнуть, что сами решения рассматриваемого вопроса в такой компактной форме стали во3можны благодаря применению алгебры неоднородностей - этого эффективного расчетного метода, вполне корректного с математической точки 3рения, уже многократно исполь3ованного при решении проблем теории и проектировании систем ра3работки нефтяных месторождений. Необходимо отметить, что благодаря применению алгебры неоднородностей тоже в компактной аналитической форме были получены решения многих сложных проблем ра3работки нефтяных месторождений, таких как: проектирование и3бирательного 3аводнения нефтяных пластов, циклического и полимерного 3аводнения, 3аводнения с фронтальной оторочкой га3а, чередующейся 3акачки воды и небольшой части добытой высоковя3кой нефти, 3акачки теплоносителя в пласты высоковя3кой нефти, бурения гори3онтальных скважин и многих других.

Общий вывод

Нефтяные пласты предлагается классифицировать по среднему 3начению коэффициента продуктивности скважины. Существует огромное ра3нообра3ие нефтяных пластов, ра3лича-ющихся по среднему коэффициенту продуктивности в десятки, сотни и даже тысячи ра3. Существуют нефтяные пласты ульт-рани3кой продуктивности, которые, если их не объединять, то вообще нель3я ра3рабатывать и3-3а экономической нерентабельности. Существуют нефтяные пласты, которые экономически рентабельно ра3рабатывать как при объединении, так и бе3 объединения; и тогда надо искать рациональные варианты выделения эксплуатационных объектов. Существуют нефтяные пласты повышенной и высокой продуктивности, по которым нель3я восполь3оваться главным эффектом объединения - повышением прои3водительности скважин.

Вопрос объединения или необъединения нефтяных пластов надо решать не по интуиции, а расчетным путем; для этого предложен необходимый расчетный метод, ба3ирующийся на исполь3овании алгебры неоднородностей. Проведенные расчеты пока3али, что в большинстве рассмотренных случаев при пониженной продуктивности пластов объединение нефтяных пластов является рациональным.

2.4. УЧЕТ ПРЕРЫВИСТОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ И АВАРИЙНОСТИ СКВАЖИН ПРИ ОБЪЕДИНЕНИИ ПЛАСТОВ

Несмотря на свои крайне малые размеры этот раздел затрагивает очень важную проблему: объединение нескольких нефтяных пластов в эксплуатационный объект в условиях фактической заметной и существенной аварийности, когда объединение значительно увеличивает аварийность и тем самым создает угрозу потери части запасов нефти. Но это происходит при отсутствии дублирования аварийных (вышедших из строя из-за аварии) скважин. А если осуществляется дублирование, то кроме случаев крайне высокой аварийности сохраняется явное преимущество объединения пластов. Это преимущество дополнительно усиливается избирательностью дублирования, т.е. учетом уже обнаруженного геологического строения нефтяных пластов.

Но, несомненно, надо улучшать технологию бурения и освоения скважин и применять такие методы обработки призабойной зоны нефтяных пластов, которые обладают минимальной аварийностью.

Высокая аварийность скважин противоречит объединению нескольких нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект. Без дублирования выбывших скважин по многопластовым объектам возможны значительные потери запасов нефти. Однако при бурении скважин-дублеров сохраняется значительное преимущество многопластовых объектов.

При наличии по пластам большой доли непродуктивных и крайне низко продуктивных зон объединение пластов в общий эксплуатационный объект особенно эффективно.

Уже разведанные многочисленные малопродуктивные многопластовые месторождения содержат значительные по величине запасы нефти. С целью осуществления экономически рентабельного отбора этих запасов приходится нефтяные пласты объединять в эксплуатационные объекты. При осуществлении объединения нефтяных пластов необходимо учитывать все заметно влияющие положительные и отрицательные факторы. Одним из таких факторов является качество бурения скважин и освоения нефтяных пластов, допускаемый при этом брак. Вполне логично, чем больше пластов в общем эксплуатационном объекте, тем значительнее доля скважин, потерянных из-за аварий. Малопродуктивные карбонатные нефтяные пласты, частое и не всегда обоснованное и рациональное проведение солянокислотных обработок карбонатных пластов плюс высоковязкая нефть увеличивают аварийность скважин. Логично встает вопрос: при какой аварийности скважин оказывается бессмысленным и вредным объединение многих нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект?

При достаточно большой аварийности при объединении многих нефтяных пластов в один эксплуатационных объект резко, можно сказать, катастрофически увеличивается число скважин, вышедших из строя из-за аварий; это может нарушить саму систему разработки месторождения, взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин. При этом доля выпавших из разработки извлекаемых запасов нефти оказывается примерно равной доле выбывших из-за аварий скважин проектной сетки, поскольку возникает хаотическое разрежение проектной сетки. Это обстоятельство может быть очень серьезным, если разбуривание месторождения осуществляется однократно, без повторного бурения новых скважин-дублеров вместо аварийно выбывших скважин.

Аварийность скважин (доля выбывших из-за аварий скважин) при выделении однопластовых эксплуатационных объектов обозначим а; тогда коэффициент надежности системы разработки (надежности системы добывающих и нагнетательных скважин) будет 6 = 1—а. Соответственно при выделении многопластовых эксплуатационных объектов, каждый из которых состоит из n нефтяных пластов, коэффициент надежности системы оказывается равным 6n = (1 - a)n, а интегральная аварийность скважин оказывается равной ап = 1 - 6n = 1 -

- (1 - a)n.

Коль скоро система разработки выделенных эксплуатационных объектов, тем более многопластовых объектов, обладает аварийностью и даже значительной аварийностью, то необходимо предотвратить потерю извлекаемых запасов нефти. Это можно сделать бурением скважин-дублеров вместо аварийно выбывших скважин. При этом произойдет увеличение общего числа скважин по сравнению с числом скважин по проектной сетке во столько раз:

1 _ 1 _ 1

1 - ап 1 - (1 -6n)    (1 - a)n '

Тогда при условии одинаковой плотности сетки скважин общее число скважин будет прямо пропорционально:

при выделении n однопластовых эксплуатационных объектов

при выделении одного многопластового эксплуатационного объекта, состоящего из n пластов,

1

(1 - a)n "

С учетом этого при выделении многопластового объекта общее число скважин уменьшается во столько раз:

V, = — • (1 - a)n = n • (1 - a)(n-1).

1 - a

Интересно установить, когда при какой аварийности выделение многопластовых объектов не дает положительного эффекта? Когда коэффициент v, равен 1?

v, = n • (1 - a)(n-1) < 1;

Кроме дефектов, созданных человеком при бурении и эксплуатации скважин, есть дефекты, созданные природой. Так, по однопластовым эксплуатационным объектам какая-то часть пробуренных без дефектов скважин попадает в зоны отсутствия пласта-коллектора или в зоны пласта с очень низкими коллекторскими свойствами, и эти скважины не будут эксплуатировать, либо потому что они вообще не дают нефть, либо дают, но очень мало, и их нельзя экономически рентабельно эксплуатировать. Понятно, что при выделении многопластовых объектов указанный дефект полностью или в значительной мере устраняется.

Если общая доля непродуктивных от природы и слабо продуктивных экономически нерентабельных скважин по однопластовому эксплуатационному объекту равна А, то по многопластовому объекту, состоящему из n пластов, эта доля равна (даже меньше) An. Поэтому по многопластовому эксплуатационному объекту доля рентабельно работающих скважин больше 1 - An

во столько раз: v,, =-.

,, 1 - А

Эффективность выделения многопластовых эксплуатационных объектов v в зависимости от п — числа пластов, a — аварийности скважин и А — доли непродуктивных скважин

Число

плас

тов

n

Аварийность скважин а

Общее число скважин

Уменьшение общего числа скважин по варианту

одного объекта v,

Общее увеличение эффективности скважин по варианту

Л К n

1 - А

одного объекта v = v, • v,, = v, • при заданных

1 - А

значениях доли нерентабельных скважин А

по варианту n однопластовых объектов

по варианту одного объекта из n пластов

А = 0,1

А = 0,2

А = 0,3

,4

0,

II

А

2

0,1

222

123

1,8

v = 11

,,

v,, = 1,2

v,, = 1,3

v,, = 1,4

1,98

2,16

2,34

2,52

0,2

250

156

1,6

1,76

1,92

2,08

2,24

0,3

286

204

1,4

1,54

1,68

1,82

1,96

0,4

333

278

1,2

1,32

1,44

1,56

1,68

0,5

400

400

1,0

1,10

1,20

1,30

1,40

3

0,1

333

137

2,43

v,, = 1,11

v,, = 1,24

v,, = 1,39

v,, = 1,56

2,70

3,01

3,38

3,79

0,2

375

195

1,92

2,13

2,38

2,67

3,00

0,3

429

292

1,47

1,63

1,82

2,04

2,29

0,4

500

463

1,08

1,20

1,34

1,50

1,68

0,5

600

800

0,75

0,83

0,93

1,04

1,17

Число

плас

тов

n

Аварийность скважин а

Общее число скважин

Уменьшение общего числа скважин по варианту одного объекта v,

Общее увеличение эффективности скважин по варианту

n

1 - А

одного объекта v = v, • v,, = v, -- при заданных

1 - А

значениях доли нерентабельных скважин А

по варианту n однопластовых объектов

по варианту одного объекта из n пластов

А = 0, 1

А = 0,2

А = 0,3

А = 0,4

4

v,, = 1,111

v,, = 1,248

v,, = 1,417

v,, = 1,624

0,1

444

152

2,92

3,24

3,64

4,14

4,74

0,2

500

244

2,05

2,28

2,56

2,90

3,33

0,3

571

41 6

1,37

1,52

1,71

1,94

2,22

0,4

667

772

0,86

0,96

1,07

1,22

1,40

0,5

800

1600

0,50

0,56

0,62

0,71

0,81

- неэффективность выделения многопластовых объектов.

Итоговый показатель относительной эффективности скважин при выделении многопластового эксплуатационного объекта будет

n

v = v, • v,, = n • (1 - a)(n-1)--.

1 - А

Результаты расчетов эффективности выделения многопластовых эксплуатационных объектов (в зависимости от n - числа объединяемых пластов, a - аварийности скважин и А - доли зон неколлектора и экономически нерентабельного коллектора) представлены в табл. 2.7. Для удобства рассматривался участок, содержащий по одному эксплуатационному объекту по проектной сетке 100 скважин.

Бо,0%)

1. При выделении многопластовых объектов обязательно надо учитывать: a - аварийность скважин и А - долю непродуктивных скважин применительно к однопластовым объектам.

На разрабатываемых нефтяных месторождениях эти величины примерно равны: a = 0,10 (это не противоречит тому, что при объединении трех пластов в один общий объект общая аварийность достигает a3 = 0,27) и А = 0,3.

2. При заметной и значительной аварийности скважин обязательно надо осуществлять бурение скважин-дублеров.

При условии дублирования аварийно выбывших скважин, несомненно, сказывается преимущество выделения многопластовых объектов. Причем эффективность выделения таких объектов (при фактических a = 0,10 и А = 0,3) даже превосходит ту, которая рассчитывается без учета аварийности и непродуктивности скважин.

2.5. УЧЕТ ОГРАНИЧЕННОЙ ДОЛГОВЕЧНОСТИ СКВАЖИН

Аварийное выбытие скважин, фактически происходящее при разработке нефтяных месторождений, обязательно надо учитывать при проектировании их разработки, при выборе рациональной системы разработки.

По тем или иным объективным и субъективным причинам, бывает, проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной эксплуатируемой части нефтяных месторождений, но при этом не учитывают фактическое ограниченное время существования скважин - их ограниченную долговечность, соответственно хаотический характер аварийного выбытия скважин по площади нефтяных месторождений.

При низком темпе отбора извлекаемых запасов нефти, например 0,01 или 1 % в год, среднее время добычи нефти будет

1

очень большим, например 01 = 100 лет, а все время отбора

извлекаемых запасов нефти будет в 2-3 раза больше, соответственно 200-300 лет. Без каких-либо особых доказательств понятно, что так долго просуществовать скважины не могут. Специально проведенные по ряду крупных нефтяных месторождений исследования показали, что среднее время существования скважины до необходимости первого капитального ремонта составляет 30 лет. После первого капитального ремонта часто получается скважина-инвалид, потерявшая промышленную ценность - потерявшая экономически рентабельный дебит нефти, которую выгоднее ликвидировать, чем эксплуатировать, а вместо нее пробурить новую скважину-дублер. За 100— 200 лет придется 3-5 раз и более продублировать скважины проектной сетки, соответственно в 3-5 раз увеличить по сравнению с первоначальными капитальные затраты в разработку нефтяных месторождений. К сожалению, пока очень часто при проектировании разработки нефтяных месторождений отмеченное обстоятельство (ограниченную долговечность скважин и необходимость при низком темпе отбора запасов неоднократно дублировать скважины) не учитывают.

Однако, если такое неоднократное дублирование фактически выбывших скважин не осуществлять, то происходит хаотическое разрежение сетки добывающих и нагнетательных скважин - происходит разрушение системы разработки месторождения, что обязательно приводит к потере значительной части потенциально извлекаемых запасов нефти.

Одной из причин ограниченной долговечности (около

30 лет) в нашей стране является традиционное применение в нефтяных скважинах 5-дюймовых обсадных эксплуатационных колонн вместо необходимых 6-7-дюймовых. Никакой реальной экономии капитальных затрат применение 5-дюймовых колонн вместо 6-дюймовых не дает (уменьшение начальных капитальных затрат всего на 2 % при одновременном уменьшении начальной производительности на 2 %) при резком уменьшении надежности и долговечности скважин и всей системы разработки. Так, при потере герметичности в нескольких местах в 5-дюймовой колонне нельзя поместить новую эксплуатационную колонну, зацементировать ее, внутрь нее спустить эксплуатационные трубки и продолжать нормальную эксплуатацию в течение следующего срока (20-30 лет); а в 6-дюймовой, тем более в 7-дюймовой эксплуатационной колонне это можно сделать.

Другой причиной резкого снижения долговечности (с 30 лет до 10-20 лет) значительной части скважин, эксплуатирующих высокопродуктивные нефтяные пласты, может быть применение слишком густой сетки скважин, возникновение огромной избыточной производительности и возможность в течение многих лет обеспечивать плановую добычу нефти небольшой частью пробуренных скважин и соответственно (временная) ненужность остальной большой части скважин, недостаточное внимание к текущему и капитальному ремонту этих скважин, а в итоге - их преждевременное аварийное выбытие.

Далее необходимо остановить внимание на аналитическом учете ограниченной долговечности скважин. Такой учет долговечности осуществляется в применяемой нашей методике проектирования разработки нефтяных месторождений.

Введем следующие обозначения: рассматриваемый текущий момент времени (отсчет времени от начала процесса) обозначим t, годы (лет); среднюю долговечность скважины обозначим Тс, годы (лет); текущий дебит нефти рассматриваемой нефтяной залежи (или достаточно большой совокупности совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин) обозначим q, т/год; амплитудный (начальный максимальный) этой же нефтяной залежи (совокупности скважин) будет q0, т/год и начальные извлекаемые запасы нефти залежи - Q0, т; n0 и n - начальное и текущее число работающих скважин; К3 -суммарный отбор нефти и F - расчетный суммарный отбор жидкости за время разработки нефтяной залежи в долях ее подвижных запасов нефти.

Будем рассматривать фиксированные условия разработки нефтяной залежи, когда все добывающие и нагнетательные скважины в начальный момент времени t = 0 были одновременно введены в работу и затем работали с постоянным забойным давлением (добывающие скважины с забойным давлением Рсэ, которое равно или выше давления насыщения нефти газом Рсэ > Рнас; нагнетательные скважины с забойным давлением Рсн, которое ниже давления гидроразрыва пласта Рсн < Ргрп); каждая добывающая стабильно работает до достижения заданной предельной обводненности жидкости, после чего ее выключают из работы; также стабильно работают нагнетательные, которые выключают из работы после выключения их добывающих. При этом (при стабильной разности забойных давлений Рсн - Рсэ = = const) динамика добычи нефти рассматриваемой нефтяной залежи зависит только от зональной неоднородности (наблюдающейся между скважинами и их эксплуатируемыми зонами) и послойной неоднородности (наблюдающейся по скважинам и в пределах их зон) нефтяных пластов; пока без учета ограниченной долговечности скважин (предполагая долговечность скважин неограниченно большой), хаотического их выбытия и неоднородности скважин по случившейся продолжительности работы.

При таких фиксированных условиях разработки нефтяной залежи ее дебит нефти q в момент времени t представляется следующей формулой:

ее текущее число работающих скважин представляется формулой

q0    • tKL

00    2F

n = n 0 e 0

В этих условиях формула числа выбывших скважин, выполнивших свою технологическую задачу по основному эксплуатационному объекту, которые можно использовать для разработки другого вышележащего возвратного эксплуатационного объекта, имеет следующий вид:

При учете ограниченной долговечности скважин Тс доля сохранения текущего дебита нефти и текущего числа работающих скважин представляется следующей формулой:

С учетом этой доли получаются формулы текущего дебита нефти и текущего числа работающих скважин рассматриваемой нефтяной залежи (основного эксплуатационного объекта)

q0t• '1 + 00 7


_ 90. t Кз    -(-q^ •t • K3 + A*    - q. • t •) K3 I Q0 j

Q0    2F    (Q0    2F Tc j    Q0    ^    2F q0 Tc j

и = и 0 e 0    •о = n0- e    = n 0- e ^    ;

при этом число выбывших из работы скважин (по основному объекту) будет

_ — t/—+ Q0 **

~ I 2F q„ • Tc j

1 _ e

n 0_ n = n 0


но число скважин, пригодных для дальнейшего использования (для перевода на возвратный объект), будет гораздо меньше, поскольку из общего выбытия скважин надо исключить аварийное выбытие, доля которого равна

Q0

q0 •Tc

_ Q0

2F    q0Tc

Кз

с учетом этого числа скважин, пригодных для дальнейшего использования (для перевода на возвратный объект), будет

Q0    *

qp- Tc


An 0


1_ e


К3


Q0


• ' Кз + Q0_ **


2F q0-Tc

Q0 **


1


- •n 0-


Q0    2F


1 +


q0 • Tc К3


_ З0. •t •)

1 _ e Q0    )2F q0 • Tc


Для понимания сути процесса ввода в разработку возвратного эксплуатационного объекта за счет освободившихся скважин основного эксплуатационного объекта необходимо рассмотреть результаты расчетов для часто наблюдающихся условий, когда расчетная доля нефти в суммарном отборе жидкости равна Кз= 0,5. В этих расчетах были использованы формулы от-F

носительного дебита нефти по основному объекту

Q0

e

q0

и формула доли скважин основного объекта, доступных для перевода на возвратный объект

1


An0


Q0


1+


q0- Tc


_ 30. •t •( — + Q0 ** Q0    14 q0 Tc '


1_ e


Расчеты по этим формулам были выполнены для нескольких значений долговечности скважин Tc, начального годового

темпа отбора извлекаемых запасов нефти — и времени раз-

00

работки t; результаты расчетов представлены в табл. 2.8.

Таблица 2.8

Значения относительного дебита нефти но основному эксплуатационному объекту и доли скважин, доступных для перевода на возвратный


эксплуатационный объект —

q0

t, год

qo/Qo,

1/год

(лет)

0,01

0,03

0,10

0,30

Тс = ^ лет

10

0,9048/0,0247

0,7408/0,0723

0,3679/0,2212

0,0498/0,5276

30

0,7408/0,0723

0,4066/0,2015

0,0498/0,5276

0,0001/0,6667

100

0,3679/0,2212

0,0498/0,5276

0,00005/0,9179

0,0000/0,9994

Тс = 50 лет

10

0,7408/0,0224

0,6065/0,0656

0,3012/0,2013

0,0408/0,4842

30

0,4066/0,0545

0,2231/0,1532

0,0273/0,4116

0,0001/0,7438

100

0,0498/0,0994

0,0067/0,2553

0,0000/0,5494

0,0000/0,7894

Тс = 30 лет

10

0,6486/0,0210

0,5310/0,0616

0,2637/0,1894

0,0357/0,4580

30

0,2728/0,0460

0,1497/0,1297

0,0183/0,3541

0,00005/0,6655

100

0,0132/0,0678

0,0018/0,1806

0,0000/0,4273

0,0000/0,6923

Без дублирования аварийно выбывших скважин предельная доля использования потенциально возможных извлекаемых запасов нефти равна

1

A

1+Q

q0 • Tc

предельная доля перевода скважин основного эксплуатационного объекта на возвратный эксплуатационный объект равна

n

1+-

Q0    2F


q0 'Tc K3

2F    ,

рассматриваемых конкретных условиях при — = 4

K3

1


А

n 1+—Q0—4'

q0 • Tc

Результаты расчетов по последним формулам приведены ] табл. 2.9.

Таблица 2.9

Значения доли потенциальных извлекаемых запасов нефти и доли перевода скважин на возвратный эксплуатационный объект AQ/ Ап

Tc, год

90/ 00.

1/год

(лет)

0,01

0,03

0,10

0,30

ГО

1,0/1,0

1,0/1,0

1,0/1,0

1,0/1,0

100

1,50/0,20

0,7500/0,4286

0,9091/0,7143

0,9677/0,8824

50

0,3333/0,1111

0,60/0,2727

0,8333/0,5556

0,9375/0,7895

30

0,2308/0,0698

0,4737/0,1837

0,750/0,4286

0,90/0,6923

20

0,1667/0,0476

0,3750/0,1304

0,6667/0,3333

0,8571/0,60

Анализ результатов, представленных в таблицах, показывает, что при низком годовом темпе отбора извлекаемых запасов нефти по основному эксплуатационному объекту (меньше 3 % в

год, — <0,03—1—) нельзя планировать последующее использо-

Q0    год

вание скважин этого объекта для разработки вышележащих малопродуктивных нефтяных пластов, выделяя эти пласты в возвратный эксплуатационный объект, либо возврат оказывается практически невозможным.

Анализ результатов также показывает, что для достижения удовлетворительной нефтеотдачи пластов необходимо значительное увеличение долговечности скважин или неоднократное дублирование аварийно выбывших скважин.

Одним из эффективных средств увеличения долговечности скважин является применение 6-7-дюймовых обсадных эксплуатационных колонн вместо традиционно применяемых в нашей стране 5-дюймовых колонн.

Другим эффективным средством увеличения долговечности скважин является постоянная оптимизация их режимов работы, недопущение неоптимальных крайних аварийных режимов.

Но, наверное, самым главным средством увеличения долговечности скважин будет повышение качества их бурения и освоения.

При запроектированном годовом темпе отбора извлекаемых запасов нефти Q- технологически необходимое среднее время

работы скважины равно

T = Qsl.1L

СР 90 K3 '

При фактической средней долговечности скважины Tc общее число скважин, которое придется пробурить на нефтяной залежи, будет больше п0 - числа скважин по проектной сетке не менее, чем во столько раз8

v _ '^ср _ Q0    • 2F

n Tc 90-Tc K3'

Но чтобы радикально уменьшить бурение скважин-дублеров, чтобы коэффициент vn стал равным единице, фактическая долговечность скважин должна быть равна

T _9±.2L

С 90 K3 ’

например, в конкретных рассмотренных условиях должна быть равна

T _ ^0 • 4-

c    ^

q0

при

3sl_ 0,01 -L-    Tc _ 400 лет;

Q0    год

при

«о._0,10 -L-    Tc_40 лет

Q0    год

или при заданной фактической долговечности скважин Tc должен быть соответствующий годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти

90 _    2F

Q0 K3-Tc’

в конкретных рассматриваемых условиях

q0 _ 4 ;

Q0 Tc’

при

Tc = 30 лет    -90- _ 0,1333 -±-;

Q0    год

при

Tc = 50 лет    _    0,08    -±-.

Q0    год

Если не удается достигнуть необходимых повышенных и высоких величин годового темпа отбора извлекаемых запасов

нефти — и долговечности скважин Tc, то надо проектировать

Q0

бурение скважин-дублеров, для чего ежегодно производить необходимые амортизационные отчисления (в размере — -Зк, где

Tc

Tc - долговечность скважины, Зк - капитальные затраты на строительство скважин проектной сетки, число которых равно п0) и накапливать их в надежных банках.

В заключение надо сделать следующие выводы:

1. При проектировании разработки нефтяных месторождений обязательно надо оценивать и учитывать аварийное выбытие и среднюю долговечность скважин.

2.    Одним из наиболее важных технических средств по уменьшению общих экономических затрат, по уменьшению капитальных затрат за счет обоснованного уменьшения бурения скважин-дублеров и увеличению нефтеотдачи пластов является рациональное увеличение годового темпа отбора извлекаемых запасов нефти.

2.6. КОГДА ОБЪЕДИНЕНИЕ ПЛАСТОВ БЛАГОПРИЯТНО ВО ВСЕХ ОТНОШЕНИЯХ

Обычно считается, что объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект имеет плюсы и минусы. Хорошо, что увеличивается амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти добывающих скважин. Но плохо, что увеличивается неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающие скважины и при достижении заданной конечной нефтеотдачи пластов за счет увеличения отбора воды заметно или значительно увеличивается суммарный отбор жидкости. Получается, что при увеличении амплитудного дебита скважин заметно или значительно уменьшается средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости и соответственно в дебите жидкости. Произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти дает средний дебит нефти добывающих скважин. Рациональными считаются такие технические мероприятия, в частности, такие объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, которые увеличивают средний дебит нефти, которые обеспечивают максимум среднего дебита. Таким образом, учитываются плюсы и минусы и отыскивается их рациональное сочетание.

Однако встречаются ситуации, когда объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект благоприятно во всех отношениях: не только увеличивает амплитудный дебит нефти, но одновременно уменьшает неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой.

Будем рассматривать ситуацию, когда к основному нефтяному пласту или эксплуатационному объекту добавляется менее значительный пласт.

Основной нефтяной пласт (эксплуатационный объект) количественно характеризуется:    средней проницаемостью ?ср,

эффективной толщиной h и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэффициента вариации V2. Добавляемый г-й нефтяной пласт тоже количественно характеризуется: средней проницаемостью ?;ср, средней эффективной толщиной hf и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэффициента вариации V/.

Таким образом, рассматривается ситуация, когда неравномерность вытеснения по основному пласту больше, чем по двум пластам вместе. Это условие и определение неравномерности по двум пластам вместе представляется следующей формулой:

•[(1+V2)(?Ср)• h+ (1 + vlXk, )2-ht 1

(i+v 2)> h+±A_!_!_4 _

2 • (h + kiср h i)

(h+ h)

_ (1 + V2)(^р)2(1 - A) + (1 + У2)(^ср)2A _

[kср (1 - A) + ^ср • A]2

_ (1 + V 2)(1 -A) + (1 + У/)- %• A (1 - A + x • A)2

2

V2 -V- > (1-A) •!

(x

начальным обозначениям


Отсюда получается -i >(1-A)•) — -1| , возвращаемся

к


V2-Vi2 >•'

2


*


1 + V2    h + hi [ kiср

При этом

(V2 - V2 ) > 0; VV2; 1>1-li. > z; z _- 1* .

1 + V2    h- h,

В табл. 2.10 приведем значения z для различных значений

hi k i

— и

h Кр

Таблица 2.10

hi

h

k.

Значения z при —— ^р

0,6

0,7

0,8

1,2

1,5

2,0

3,0

0,1

0,404

0,167

0,057

0,025

0,101

0,227

0,404

0,3

0,342

0,141

0,048

0,021

0,085

0,192

0,342

0,5

0,296

0,123

0,042

0,019

0,074

0,167

0,296

0,7

0,261

0,108

0,037

0,016

0,065

0,147

0,261

0,9

0,234

0,097

0,033

0,015

0,058

0,132

0,234

Из условия -— > z следует V2 - (1 + V2)zV2. При

1 + V 2

V2 = 1 и z = 0,404 должно быть V2 < 0,192.

Таким образом, здесь были определены те условия, когда добавление к первому нефтяному пласту второго нефтяного пласта приводит к тому, что неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой по двум пластам вместе оказывается меньше, чем по первому нефтяному пласту. При этом было показано, что неравномерность вытеснения нефти по второму нефтяному пласту должна быть меньше, чем по первому нефтяному пласту, и на сколько меньше.

2.7. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЪЕДИНЕНИЯ ПЛАСТОВ

20-30 лет назад было время безудержного безоглядного объединения нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты с общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Тогда на многопластовых нефтяных месторождениях выделяли минимальное число эксплуатационных объектов. С гидродинамической точки зрения вполне понятно, что всякое укрупнение эксплуатационных объектов (увеличение числа нефтяных пластов) приводит к увеличению начального максимального (амплитудного) дебита нефти на скважину. Однако при этом происходит увеличение сложности объектов, увеличение неравномерности вытеснения нефти вытесняющим агентом (обычно закачиваемой водой) и соответственно снижение доли нефти в суммарном отборе жидкости. При нерациональном объединении нефтяных пластов снижение доли нефти в суммарном отборе жидкости превосходит начальное увеличение амплитудного дебита нефти на скважину. Тогда средний дебит нефти на скважину при многих нефтяных пластах оказывается меньше, чем при немногих и единичных нефтяных пластах.

Как средство противостояния безграничному укрупнению эксплуатационных объектов нами в то время был предложен технологический критерий эффективности.

Но 10-20 лет назад ситуация коренным образом изменилась, и возникло массовое движение за разукрупнение эксплуатационных объектов, за выделение в эксплуатационные объекты немногих и даже единичных нефтяных пластов, невзирая на возникающие технологические и экономические проблемы.

Однако в наше время нельзя быть заведомо за или против укрупнения эксплуатационных объектов; каждый раз по каждому многопластовому месторождению надо проводить расчеты и на основе полученных результатов принимать решение.

К этому можно добавить, что такие расчеты по самой своей сути довольно сложны, поскольку важнейшим параметром является результирующая неравномерность (неоднородность) вытеснения нефти в добывающие скважины.

Как известно [8 (с. 112)], имеется технологический критерий эффективности проведения тех или иных технических мероприятий при разработке нефтяного месторождения. По этому критерию проведение рассматриваемого технического мероприятия считается эффективным, если за время разработки месторождения, при условии обязательного обеспечения утвержденной конечной нефтеотдачи пластов, достигается увеличение среднего дебита нефти на пробуренную скважину.

Понятно, что установленная по технологическому критерию эффективность технического мероприятия затем должна подтверждаться детальными расчетами динамики технологических и экономических показателей.

Именно такой порядок обоснования эффективности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект приводится здесь.

Будем рассматривать отдельную площадь нефтяного месторождения, в пределах которой повсеместно находятся 4 нефтяных пласта.

Будем рассматривать следующие 3 варианта выделения эксплуатационных объектов.

Вариант 1. Выделяются 4 эксплуатационных объекта. Сколько нефтяных пластов, столько объектов. Каждый объект имеет свою самостоятельную сетку добывающих и нагнетательных скважин.

Вариант 2. Выделяются 2 эксплуатационных объекта. Каждый объект состоит из 2 нефтяных пластов.

Вариант 3. Выделяется 1 эксплуатационный объект. Все 4 нефтяных пласта объединены в один общий эксплуатационный объект.

Ради простоты все объекты имеют одинаковые сетки добывающих и нагнетательных скважин с одинаковой площадью на скважину, с одинаковой схемой площадного заводнения (с одинаковым соотношением добывающих и нагнетательных скважин), с одинаковой разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин.

Ради простоты принимаем, что у всех нефтяных пластов

одинаковая высоковязкая нефть и одинаковый коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, равный ц0 = 21.

Расчет основных технологических параметров по вариантам 1, 2 и 3 почти полностью представлен в табл. 2.11.

На рассматриваемой нефтяной площади четыре нефтяных пласта одинаковой толщины различаются по средней проницаемости. Соотношение их средних проницаемостей следующее: 1:1,8:2,2:3. Различие по средней проницаемости наиболее проницаемого и наименее проницаемого пластов в 3 раза. Совокупность значений 1, 1,8, 2,2 и 3 характеризуется квадратом

коэффициента вариации V,2, = 0,130. Такую дополнительную неоднородность надо учитывать при объединении в один общий эксплуатационный объект 4-х пластов, различных по средней проницаемости. При выделении 2-х эксплуатационных объектов, каждый по 2 пласта, такая дополнительная неоднородность равна V,2, = 0,053. Понятно, что при одинаковой средней проницаемости объединяемых пластов или отказе от объединения пластов такая неоднородность равна нулю V,2, = 0,000.

Определение коэффициентов корректировки v для начальных извлекаемых запасов нефти и vF для расчетных начальных извлекаемых запасов жидкости:

на основе формулы для текущего дебита нефти

и формулы для расчетного текущего дебита жидкости


для момента достижения А - расчетной предельной доли агента и завершения разработки нефтяной залежи получается



на основе формул для накопленного отбора нефти и расчетного накопленного отбора жидкости и их преобразования


- q_ *


(    -О1-1 *

1 - e Q°°"


(

— • | 1


*


Q0 _ Q0 • I 1 e


Q0i


Q0I


( - q0 *    ( -q0K •t*

Qfo _ Qf0 11 - e Qf0 I _Q™ —F-|1 -e Q00 F—f

(    -т ——3— *

Qf 00 • v F • | 1 - e F—F I _ Qf

-.1*    ( -т *

v • 11 - e v| _ 1; vF • 11 - e    F'—F

1 - A • v

В табл. 2.11 вносятся величины v и vF, затем величины Q0 _

_ Qn K3 •v и QF0 _ Qn •F^vF, затем величины годовых темпов (интенсивностей) отборов извлекаемых запасов нефти и расчетных

извлекаемых запасов жидкости I _-q0- и IF _-q-, а

Q0+05 q0    qF 0+05qo

q1


N0:


И 9N _


величины


2 QF 0 + 05q1


для уравнения


числа работающих скважин.

Таблица 2.11

Расчет основных технологических параметров при объединении нефтяных пластов в эксплуатационные объекты

Варианты разработки многопластового месторождения

Па!амет!ы


Число эксплуатационных объектов

Число пластов в эксплуатационном объекте ппл Число слоев в объекте псл Внутрислойная    зональная

неоднородность V^

Расчет межслойной неоднородности V,2,

Внутрислойная неоднородность (неравномерность)

V,2

Межпластовая    неоднород

ность по их средней проницаемости V,2,,

Расчетная послойная неод-но!одность

V2 _ (V,2+1)(V,2+1)(Vi+1)-1

—зн

—зк

А3 = зж - —зн

Весовая предельная обводненность А2

Коэффициент    различия

физических свойств |i0 Расчетная предельная обводненность А

Коэффициент использования    подвижных    запасов

нефти К3

Определение    расчетной

предельной    обводненности


0, 422 - Кз

   -    K

•‘'¦ЯР    •*'¦ зн


4

1

2

1,4


2

2

4

1,4


1

4

8

1,4


V2 +1

--1_ 0,412


V2 +1

--1_ 0,778


V2 +1

--1 _ 1,043


V2 +1


V2 + 1


V2

-J* +1


п


п


п


0,25

0,000

0,769

0,226

0,875

0,650

0,9

21

0,3

0,422

0,3


0,25

0,053

1,340

0,146

0,778

0,632

21

0,422

0,437


0,25

0,130

1

0,110

0,703

0,593

21

0,422

0,525


A


Параметры

Варианты разработки многопластового месторождения

1

2

3

Определение расчетного накопленного отбора жидкости в долях подвижных запасов F = —з„ - (К. - —„)• ln(1 -- A )

0,4585

0,5091

0,5522

Определение весового накопленного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти F2 = К3 +

+ (F - —3)-^0

1, 1881

2,2511

3,1482

Весовая доля нефти в накопленном отборе жидкости

—3

72

0,3552

0,1875

0,1340

Критерий рациональности по расчетной доле нефти —3

ппл •

F2

0,9204

<1,6578<

3,0569

Критерий рациональности по весовой доле нефти —3

ппл • 7

F2

0,3552

<0,375<

0,536

Амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину

1 тыс. т qo,

год

1,25

2,5

5,0

Подвижные запасы нефти на пробуренную скважину

q1, тьгс. т

25

50

100

v

1,016

1,0857

1,136

vF

1,023

1,1631

1,337

q1

10,719

22,908

47,939

Qf 0

11,726

29,607

73,829

N1 _^QF0

q01

18,762

23,686

29,532

Годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти I

0,1102

0,1035

0,0991

Годовой темп отбора расчетных извлекаемых запасов жидкости IF

0,1012

0,0810

0,0665

Годовой темп исчерпания запаса скважино-лет работы

0,0529

0,0413

0,0333

Параметры

Варианты разработки многопластового месторождения

1

2

3

Уравнение добычи нефти qV _/• (^0• п® - j

Уравнение добычи жидкости

qFt2 _ q(t) + (qF° - q(t’)• и 0,

qf _If •—)

Уравнение действующего числа скважин

п® _ j J N1. пIq®*

п _ JN I N 0 п0 - Iq -

q(t) = 0,1102x xj^10,719 • п0° -

-I*")

qF = 0,1012x x^ll,726 • п0° -

iH

па) = 0,0519x x—18,762 • ri0} -

-Iq'0*

q(t) = 0,1035x x^22,908- 4° -

qFt) = 0,0810x x—29,607 •r0) -

= 0,0413x x—23,686^ ^ -

-1И

q(t) = 0,0991x x—47,939- и*0 -

-1*я)

qF = 0,0655x

x—73,829 • п0° -

-I97*

пй) = 0,0333x x—29,532• n0t’ -

iH

Экономические величины:

выручка в t-м году

Скq(t) = 150 • q(t) тыс. $;

Ск = 150 $ - цена 1 т нефти; q(t) - годовая добыча нефти в т

тыс. т;

капитальные затраты в t-м году

31 •Ап 0) _ 500 • Ап 0°;

*'~Л Г" Г\ Г\ тыс.$    .    .    (t)

3К _ 500 - - капитальные затраты на 1 скважину; Ап0    -

СКВ.

число скважин, пробуренных и введенных в действие в t-м году;

текущие затраты в t-м году

з; • п + 3" • qFt2 _ 10 • п(0 + 2,5 • qFt2;

3^ = 10 тыс. $ - годовые текущие затраты на эксплуатацию

1 скважины; п(Л) - число действующих скважин; 3“ _ 2,5 $ -82 текущие затраты на 1 т жидкости; <772 - весовой дебит жидкости в тыс. т в t-м году;

формула потока наличных денег в t-м году

П(t) _ Ск • q(t) - 31 • Ап 0° - 3; • п(0 - 3” • qFt) _

_ 1 50• q(t) -500•Ап(0°-1 0• п(° -2,5• q®; накопленный поток наличных денег

(«;

i _

дисконтированный поток наличных денег в t-м году

П(t)    _    П(t) .

(1 + x)t - 1    1,1 j - 1

накопленный дисконтированный поток наличных денег

I П(i) _ I П(i)

1 (1 + x)i-1_ 111i-1

По представленным формулам рассчитана динамика технологических и экономических показателей по трем вариантам разработки нефтяной площади с различным объединением нефтяных пластов в эксплуатационные объекты. Результаты расчетов по вариантам 1, 2 и 3 представлены в табл. 2.12, 2.13 и 2.14.

Анализ полученных результатов показывает, что по рассматриваемой нефтяной площади, как по технологическому критерию, так и по интегральному экономическому показателю, наиболее эффективным является вариант 3 с объединением всех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект.

Таким образом, здесь довольно подробно был показан расчет технологической и экономической эффективности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект на примере отдельной площади многопластового нефтяного месторождения для условий, близких к реальным, когда повышенные и высокие величины послойной и зональной неоднородностей пластов, низкая продуктивность нефтяных пластов и высокая вязкость пластовой нефти (вязкость нефти в 80 раз выше вязкости воды), современные величины экономических параметров - цены нефти, капитальных и текущих затрат, коэффициента дисконтирования. Но поскольку оценивается об-

В a p и а н т 1 разработки многопластового месторождения

iA x I 0 I 0 „ Ё ' А й I Ё А Ё у I 0 I 0 I Ё ' А й I Ё A 0 0 I X A X П A I Ё

Ё

An0

n0

q(t), Пой. П/

„а.

nM

q (t),

4 F2

Пой. П/

„а.

Q, %

q 3()

Пой. 13/

„а.

e(lt), Пой. $

2 e(l), Пой. $

e(l)/ 1,1 i— 1, Пой. $

2e(l)/ 1,1i— 1, Пой. $

1

40

20

23,623

23,734

19,482

25,9647

9

28,327

-16716,36

-16716,36

-16716,36

-16716,36

2

40

60

68,265

68,800

57,436

79,5039

14

86,330

-10533,42

-27249,78

-9575,84

-26292,20

3

40

100

107,988

109,304

93,418

135,6327

20

146,431

-5075,12

-32324,90

-4194,31

-30486,51

4

40

140

143,334

145,708

127,532

193,2064

26

207,540

-258,31

-32583,20

-194,07

-30680,58

5

40

180

174,785

178,428

159,874

251,2935

30

268,772

3990,73

-28592,48

2725,72

-27954,86

6

40

220

202,770

207,836

190,537

309,1434

34

329,420

7737,31

-20855,17

4804,26

-23150,60

7

40

260

227,672

234,267

219,607

366,1584

38

388,926

11039,34

-9815,83

6231,42

-16919,18

8

40

300

249,830

258,022

247,168

421,8697

41

446,853

13948,13

4132,30

7157,60

-9761,50

9

40

340

269,546

279,373

273,297

475,9170

43

502,872

16509,17

20641,47

7701,65

-2059,94

10

40

380

287,090

298,563

298,070

528,0307

46

556,740

18762,72

39404,19

7957,23

5897,29

11

0

400

279,078

292,077

302,074

552,0521

49

579,960

37460,84

76865,03

14442,78

20340,07

12

0

400

248,326

262,513

286,387

546,2400

55

571,073

33019,50

109884,53

11573,13

31913,20

13

0

400

220,963

235,941

271,515

535,4994

59

557,596

29090,61

138975,14

9269,16

41182,36

14

0

400

196,615

212,059

257,415

520,9369

62

540,598

25615,82

164590,95

7419,99

48602,35

15

0

400

174,950

190,595

244,048

503,4805

65

520,976

22543,38

187134,33

5936,38

54538,73

16

0

400

155,673

171,303

231,374

483,9043

68

499,472

19827,38

206961,72

4746,52

59285,25

17

0

400

138,519

153,963

219,359

462,8512

70

476,703

17427,14

224388,85

3792,65

63077,90

18

0

400

123,256

138,379

207,968

440,8517

72

453,177

15306,54

239695,39

3028,32

66106,22

19

0

400

109,674

124,372

197,168

418,3407

74

429,308

13433,58

253128,97

2416,15

68522,36

20

0

400

97,589

111,784

186,929

395,6718

75

405,431

11779,89

264908,86

1926,11

70448,47

21

0

400

86,836

100,469

177,222

373,1294

77

381,813

10320,32

275229,18

1534,05

71982,52

22

0

400

77,267

90,299

168,019

350,9396

78

358,666

9032,56

284261,75

1220,58

73203,10

23

0

400

68,753

81,159

159,293

329,2792

79

336,155

7896,85

292158,60

970,10

74173,19

24

0

400

61,177

72,944

151,021

308,2839

25

0

400

54,436

65,561

143,179

288,0546

26

0

400

48,438

58,925

135,743

268,6636

27

0

400

43,100

52,960

128,694

250,1592

28

0

400

38,351

47,600

122,011

232,5703

29

0

400

34,125

42,782

115,675

215,9098

30

0

400

30,365

38,451

109,668

200,1775

31

0

400

27,019

34,559

103,973

185,3630

32

0

400

24,042

31,061

98,574

171,4478

33

0

400

21,393

27,917

93,455

158,4070

34

0

400

19,035

25,091

88,602

146,2109

35

0

400

16,938

22,552

84,001

134,8264

36

0

400

15,072

20,269

79,638

124,2179

37

0

400

13,411

18,217

75,503

114,3484

38

0

400

11,933

16,373

71,582

105,1799

39

0

400

10,618

14,716

67,885

96,6744

40

0

400

9,448

13,227

64,341

88,7939

41

ёОТ-

lt

0

400

8,407

4219,711

11,888

60,999

81,5012

11870,687

314,402

6895,67

299054,27

770,10

74943,29

293,498

6013,50

305067,78

610,52

75553,81

273,507

5236,59

310304,36

483,32

76037,13

254,469

4552,73

314857,09

382,00

76419,13

236,405

3951,15

318808,24

301,38

76720,51

219,322

3422,27

322230,52

237,31

76957,83

203,214

2957,63

325188,15

186,45

77144,27

188,065

2549,73

327737,88

146,12

77290,39

173,852

2191,93

329929,81

114,20

77404,59

160,546

1878,34

331808,15

88,96

77493,55

148,114

1603,77

333411,92

69,05

77562,61

136,520

1363,62

334775,54

53,38

77615,98

125,725

1153,80

335929,34

41,06

77657,04

115,689

970,72

336900,06

31,40

77688,44

106,373

811,19

337711,26

23,86

77712,30

97,736

672,39

338383,65

17,98

77730,27

89,739

551,83

338935,48

13,41

77743,69

82,342

12292,658

447,31

339382,79

9,88

77753,57

и-жг 2.13

В а р и а н т 2 разработки многопластового месторождения

iA x I О I 0 „ Ё ' А 0 I Ё А Ё у I О I О I Ё ' А 0 I Ё А 0 О I X А X П А I Ё

n0

q(t),

П 0. П/ „Ои

q?

nM

qF

По0. п/,д»

%

.* q -

По°. I3 /„Ои

е<1>, Пб0. $

2e(|), UJ. $

e(t)/ 1,1t-1, Пб0. $

(|)/ 1,1|-1, Пб0. $

10

23,707

23,987

9,794

29,5673

20

31,938

-6615,73

-6615,73

-6615,73

-6615,73

30

68,669

70,017

28,976

96,9707

29

103,838

-231,84

-6847,57

-210,76

-6826,49

50

108,977

112,318

47,365

179,1381

39

190,036

5425,11

-1422,46

4483,46

-2342,93

70

145,114

151,194

64,994

272,7806

47

287,292

10435,25

9012,79

7840,16

5497,23

90

177,511

186,920

81,895

375,0925

53

392,844

14870,03

23882,82

10156,43

15653,66

110

206,556

219,753

98,097

483,6893

57

504,345

18793,17

42676,00

11669,08

27322,74

130

232,594

249,926

113,628

596,5540

61

619,813

22261,47

64937,47

12566,02

39888,76

150

255,938

277,655

128,518

711,9887

64

737,582

25325,55

90263,02

12996,01

52884,77

170

276,866

303,138

142,793

828,5732

67

856,260

28030,54

118293,56

13076,45

65961,23

190

295,628

326,557

156,477

945,1278

69

974,691

30416,63

148710,19

12899,62

78860,85

200

288,741

324,092

159,802

1031,1133

72

1059,987

39135,36

187845,55

15088,38

93949,23

200

258,859

297,841

153,195

1077,4689

76

1103,355

34603,26

222448,81

12128,23

106077,46

200

232,070

273,716

146,862

1106,6288

79

1129,836

30575,29

253024,10

9742,23

115819,69

200

208,053

251,545

140,791

1121,3769

81

1142,182

26996,60

280020,70

7819,95

123639,64

200

186,522

231,169

134,971

1124,1276

83

1142,780

23818,21

303838,91

6272,08

129911,72

200

167,218

212,445

129,391

1116,9707

85

1133,693

20996,43

324835,35

5026,38

134938,10

200

149,913

195,237

124,042

1101,7109

86

1116,702

18492,26

343327,60

4024,45

138962,55

200

134,399

179,423

118,914

1079,9032

88

1093,343

16270,88

359598,48

3219,11

142181,66

200

120,490

164,889

113,998

1052,8835

89

1064,932

14301,25

373899,74

2572,21

144753,86

200

108,020

151,533

109,285

1021,7962

89

1032,598

12555,68

366455,41

2052,95

146806,82

200

96,841

139,259

104,768

987,6182

90

997,302

11009,45

397464,86

1636,48

148443,30

200

86,819

127,979

100,437

951,1802

91

959,862

9640,54

407105,41

1302,73

149746,03

200

77,834

117,613

96,284

913,1858

91

920,969

8429,31

415534,72

1035,51

150781,54

200

69,779

108,086

92,304

874,2276

92

881,206

7358,25

422892,97

821,76

151603,30

200

62,558

99,331

88,488

834,8018

93

841,058

6411,76

429304,74

650,96

152254,26

200

56,084

91,285

84,830

795,3213

93

800,930

5575,93

434880,67

514,64

152768,89

200

50,279

83,891

81,323

756,1266

93

761,155

4838,37

439719,04

405,97

153174,86

200

45,076

77,096

77,961

717,4961

94

722,004

4188,05

443907,09

319,46

153494,31

200

40,411

4231,528

70,851

74,738

679,6541

22863,074

94

683,695

23286,227

3615,15

447522,24

250,69

153745,00

В а р и а н т 3 разработки многопластового месторождения

i А x I О I О „ Ё ' А 0 I Ё А Ё у I О I О I Ё ' А 0 I Ё А 0 О I X А X П А I Ё

ЁОи”

q(t),

q?

qF“ Пб0. П/„

qo

e(t),

е(|)/

Ме(|)/

An0

П0

П 0. П/ „Ои

n(t)

B, %

q 3 ,

Пб0. '!з/„Ои

Пб0. $

Me(|), Пб0. $

1,1м, Пб0. $

1,1|-1, Пб0 . $

1

10

5

23,761

24,183

4,917

32,6172

27

34,993

-1566,57

-1566,57

-1566,57

-1566,57

2

10

15

68,927

70,964

14,587

111,6916

38

118,584

4914,02

3347,45

4467,29

2900,72

3

10

25

109,617

114,680

23,936

215,9558

49

226,918

10663,25

14010,70

8812,60

11713,32

4

10

35

146,272

155,533

32,973

340,7491

57

355,376

15759,24

29769,94

11840,15

23553,47

5

10

45

179,294

193,709

41,709

482,0144

63

499,944

20272,01

50041,95

13846,06

37399,53

6

10

55

209,043

229,385

50,154

636,2294

67

657,134

24264,30

74306,25

15066,22

52465,75

7

10

65

235,842

262,723

58,318

800,3447

71

823,929

27792,30

102098,54

15688,03

68153,78

8

10

75

259,985

293,878

66,210

971,7287

73

997,727

30906,35

133004,90

15859,84

84013,62

9

10

85

281,735

322,991

73,839

1148,1191

75

1176,293

33651,52

166656,42

15698,68

99712,31

10

10

95

301,328

350,197

81,214

1327,5786

77

1357,711

36068,16

202724,58

15296,42

115008,73

11

0

100

295,219

351,439

83,427

1475,8392

80

1505,361

39758,92

242483,50

15328,79

130337,51

12

0

100

265,954

328,416

80,649

1577,6620

83

1604,257

35142,40

277625,90

12317,20

142654,71

13

0

100

239,590

306,901

77,963

1653,1365

86

1677,095

31025,97

308651,87

9885,83

152540,54

14

0

100

215,839

286,796

75,367

1705,9396

87

1727,523

27357,34

336009,21

7924,45

160464,99

15

0

100

194,443

268,008

72,857

1739,3137

89

1758,758

24089,59

360098,80

6343,54

166808,53

16

0

100

175,168

250,451

70,431

1756,1147

90

1773,631

21180,58

381279,38

5070,46

171878,99

17

0

100

157,803

234,044

68,086

1758,8545

91

1774,635

18592,52

399871,90

4046,27

175925,26

18

0

100

142,160

218,712

65,818

1749,7389

92

1763,955

16291,53

416163,42

3223,19

179148,46

19

0

100

128,068

204,384

63,627

1730,7022

93

1743,509

14247,18

430410,61

2562,48

181710,94

20

0

100

115,373

190,995

61,508

1703,4368

93

1714,974

12432,23

442842,83

2032,77

183743,70

21

0

100

103,936

178,483

59,460

1669,4212

94

1679,815

10822,21

453665,05

1608,65

185352,36

22

0

100

93,633

166,790

57,480

1629,9438

94

1639,307

9395,23

463060,28

1269,58

186621,94

23

0

100

84,351

155,864

55,566

1586,1248

95

1594,560

8131,65

471191,93

998,94

187620,88

24

0

100

75,989

145,653

53,715

1538,9352

95

1546,534

7013,88

478205,81

783,30

188404,18

25

0

100

68,456

136,111

51,926

1489,2146

95

1496,060

6026,14

484231,95

611,81

189015,99

26

0

100

61,670

127,195

50,197

1437,6862

96

1443,853

5154,35

489386,30

475,73

189491,71

eUI-

IX

4233,456

32269,093

32692,438

щая экономическая эффективность объединения пластов, то поток наличных денег не разделяется на две части - государству и инвестору.

Накопленный поток наличных денег по варианту 1 достигает 339,4 млн. $, по варианту 2 - 447,5 млн. $ и по варианту 3 - 489,4 млн. $,

Дисконтированный накопленный поток наличных денег по варианту 1 достигает 77,8 млн. $, по варианту 2 - 153,7 млн. $ и по варианту 3 - 189,5 млн. $.

При этом было учтено, что при суммарном отборе нефти, одинаковом по всем трем вариантам и равном 4,22 млн. т, суммарный отбор жидкости по варианту 1 составляет 11,9 млн. т, по варианту 2 - 22,9 млн. т и по варианту 3 - 32,7 млн. т.

Итак, здесь для конкретных реальных обстоятельств была показана эффективность объединения четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект.

Здесь был представлен метод расчета технологической и экономической эффективности объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, который может быть использован при проектировании разработки нефтяных месторождений.

2.8. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОБЪЕДИНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ НА ЕНОРУССКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Главным аргументом в пользу объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект с общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин является уменьшение капитальных затрат - уменьшение острой потребности в кредитах в начальный экономически самый трудный период разработки нефтяного месторождения.

Если нефтяные пласты обладают низкой и ультранизкой продуктивность и разработка каждого из них в отдельности самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин оказывается экономически нерентабельной и поэтому практически невозможной, то многопластовость месторождения надо считать большим благом, поскольку она дает шанс путем объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект получить процесс добычи нефти экономически рентабельный и поэтому практически возможный. Таким образом, удается сделать нужными и ввести в промышленное использование большие запасы нефти, исчисляемые многими миллионами тонн, давным-давно разведанные, известные 10, 20 и даже 40 лет и до того бывшие ненужными.

Однако надо ясно понимать, что технология эксплуатации многопластовых скважин несравненно сложнее технологии эксплуатации однопластовых скважин, потому что аварийность, малозаметная у однопластовых скважин, например, равная 10 %, у многопластовых становится явно заметной, достигая у четырехпластовых скважин 35 %. Применение многопластовых скважин требует повышения квалификации работающих в бурении, освоении и эксплуатации скважин; требует постоянного контроля за работой и регулярных исследований скважин. Но на многопластовых месторождениях с многослойными пластами, расчлененными непроницаемыми прослоями, применение многопластовых скважин может быть значительно эффективнее применения горизонтальных скважин. В таких условиях многопластовые скважины превосходят горизонтальные по дебиту нефти; к тому же они проще контролируемые, регулируемые и ремонтируемые.

Енорусскинское нефтяное месторождение было открыто в 1962 г. В 1984 г. 8 разведочных скважин этого месторождения были введены в эксплуатацию, которая продолжалась 7 лет, включая 1990 год. Результаты эксплуатации разведочных скважин представлены в табл. 2.15.

За первые 4 года добыто нефти 26 726 т при среднем дебите скважины 2,69 т/сут.

Й-1Ё~Ф 2.15

Результаты эксплуатации разведочных скважин на Енорусскинском нефтяном месторождении в 1984—1990 гг.

Номер

скважины

Пласт

Годовая добыча нефти, т/число рабочих дней в году по годам

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

53    Верей

54    Тула 82 Тула 84 Бобрик 158 Верей 188 Верей 192 Башкир

196 Верей

939/121

1017/217

1362/345

777/199

496/201

609/195

103/90

243/365

214/365

2048/365

180/364

130/365

151/364

2161/362

166/207

1442/360

698/361

4273/355

1264/363

469/365

704/364

36/363

24/365

848/365

1090/365

1335/365

1201/365

685/365

848/365

848/365

365/341

147/366

116/185

169/366

169/366

135/366

147/366

147/366

62/366

103/365 1002 /356 90/318 617/244 89/320 102/361 167/365

36/365

102/364

291/364

102/364

367/364

103/364

103/364

246/364

36/364

Сумма

5303/

1368

5293/

2757

8910/

2898

7220/

2896

1092/

2747

2206/

2703

1350/

2912

Средний

дебит

скважины,

т/сут

3,88

1,92

3,07

2,49

0,40

0,82

0,46

В 1996 г. РИТЭК получил лицензию на разработку Енорус-скинского месторождения.

7 бывших разведочных скважин в октябре 1996 г. дали нефти 1905 т при среднем дебите скважины 8,8 т/сут, 9 бывших разведочных скважин в январе 1997 г. дали 2998 т нефти при среднем дебите скважины 10,7 т/сут и в мае 1997 г. дали нефти 3862 т при среднем дебите скважины 12,8 т/сут, 10 разведочных скважин в октябре 1997 г. дали 3591 т нефти при среднем дебите скважины 10,5 т/сут, те же скважины в январе 1998 г. дали 3043 т нефти при среднем дебите 8,9 т/сут,

11 бывших разведочных скважин в мае 1998 г. дали 3008 т нефти при среднем дебите 7,5 т/сут, 12 бывших разведочных скважин в октябре 1998 г. дали 3402 т нефти при среднем дебите 7,8 т/сут и в январе 1999 г. дали 3079 т нефти при среднем дебите 7,1 т/сут.

С середины 1996 г. до января 1998 г. по бывшим разведочным скважинам было отобрано нефти 91 529 т, было отработано 304 скважино-месяца, средний дебит нефти одной скважины составил 9,87 т/сут.

С января 1999 г. до июня 2000 г. средний дебит нефти на 1 работающую бывшую разведочную скважину снизился с 7,1 т/сут до 5,9 т/сут.

За 4 года, с середины 1996 г. до середины 2000 г., когда разработка Енорусскинского месторождения осуществлялась РИТЭК, средний дебит нефти на одну бывшую разведочную скважину составил 8,6 т/сут. Этот дебит нефти в 3 с лишним раза больше того, что был в 1984-1987 гг., когда эти скважины эксплуатировало НГДУ Нурлатнефть.

Все эксплуатируемые НГДУ Нурлатнефть на Енорусскин-ском месторождении бывшие разведочные скважины были однопластовые, т.е. в них был перфорирован один предположительно самый лучший нефтяной пласт, как это показано в табл. 2.15. По одной из этих скважин, а именно, по скважине 196, НГДУ ТатРИТЭКнефть укрупнило эксплуатационный объект - в скважине дополнительно к верейскому пласту были перфорированы башкирский и турнейский нефтяные пласты. Благодаря этому к 01.07.2000 г. накопленная добыча по верею достигла 5788 т, по башкиру 9244 т и по турне - 14 745 т, т.е.

увеличилась в 5788+9244+14 745 = 5,145 раз.

5788

В 1997-1999 гг. в институте ТатНИПИнефть группой исследователей во главе с известным ученым И.Ф. Глумовым методом спектрофотометрии по пробам, отобранным на скважинах Енорусскинского месторождения, определялась доля участия в общем дебите пластов СК - среднего карбона (верея и башкира) и пластов НК - нижнего карбона (тулы, бобрика и турне). Результаты этих определений представлены в табл. 2.16.

Таблица 2.16

Определение по скважинам доли участия в добыче нефти пластов СК и НК — среднего и нижнего карбона

Номер

п/п

Номер

сква

жины

Годы

Число

проб

Доля добычи нефти пластов среднего карбона СК

Доля добычи нефти пластов нижнего карбона НК

Средне

квадратичное

отклонение

1

196

97

23

0,13

0,87

0,174

98

10

0,13

0,87

0,092

99

6

0,17

0,83

0,169

39

0,14

0,86

0,153

2

303

99

6

0,22

0,78

0,139

3

305

99

6

0,97

0,03

0,031

4

307

98

6

0,36

0,64

0,233

5

1275

99

4

0,21

0,79

0,103

6

1293

97

2

0,49

0,51

-

98

9

0,36

0,64

0,286

99

6

0,45

0,55

0,252

17

0,41

0,59

0,252

7

1298

97

5

0,29

0,71

0,203

98

5

0,67

0,33

0,349

10

0,48

0,52

0,349

8

1304

98

2

0,77

0,23

-

9

1305

97

5

0,07

0,93

0,054

98

5

0,10

0,90

0,094

10

0,08

0,92

0,074

10

1306

98

7

0,34

0,66

0,208

99

6

0,58

0,42

0,221

13

0,45

0,55

0,240

11

1308

97

2

0,50

0,50

-

98

6

0,37

0,63

0,267

99

6

0,35

0,65

0,259

14

0,38

0,62

0,236

12

1309

97

13

0,35

0,65

0,233

98

8

0,23

0,77

0,189

99

6

0,50

0,50

0,223

27

0,35

0,65

0,232

13

1310

97

9

0,59

0,41

0,103

98

7

0,65

0,35

0,247

99

6

0,46

0,54

0,279

22

0,57

0,43

0,214

14

1313

97

23

0,07

0,93

0,104

98

15

0,05

0,95

0,076

99

1

0,13

0,87

-

39

0,06

0,94

0,093

Номер

п/п

Номер

сква

жины

Годы

Число

проб

Доля добычи нефти пластов среднего карбона СК

Доля добычи нефти пластов нижнего карбона НК

Средне

квадратичное

отклонение

15

1315

97

24

0,56

0,44

0,250

98

15

0,60

0,44

0,308

99

5

0,83

0,17

0,138

44

0,61

0,39

0,270

16

1316

97

14

0,57

0,43

0,198

98

5

0,50

0,50

0,218

99

3

0,71

0,29

0,217

22

0,57

0,43

0,204

17

1317

97

20

0,13

0,87

0,106

98

12

0,13

0,87

0,123

99

6

0,30

0,70

0,285

38

0,15

0,85

0,159

18

1321

99

3

0,96

0,04

0,075

19

1324

99

5

0,59

0,41

0,172

20

1330

97

3

1,00

0,00

-

98

1

0,00

1,00

-

99

5

0,14

0,86

0,208

9

0,41

0,59

0,467

21

1342

98

1

0,58

0,42

-

99

6

0,68

0,32

0,244

7

0,67

0,33

0,227

22

1368

98

2

0,25

0,75

0,353

23

1370

99

5

0,20

0,80

0,188

24

1376

98

1

0,16

0,84

-

99

5

0,26

0,74

0,133

6

0,24

0,76

0,109

25

1377

98

1

0,93

0,07

-

99

6

0,94

0,06

0,062

7

0,94

0,06

0,057

26

1379

98

1

1,00

0,00

-

99

5

0,93

0,07

0,121

6

0,94

0,06

0,112

27

1383

99

5

0,98

0,02

0,036

28

3607

97

16

0,70

0,30

0,160

98

5

0,74

0,26

0,168

99

6

0,83

0,17

0,184

27

0,73

0,27

0,169

29

3606

97

12

0,77

0,23

0,180

30

3827

98

1

0,64

0,36

-

99

6

0,69

0,31

0,169

7

0,69

0,32

0,155

Средние

значения по 30 скважи-

0,505

0,495

нам

Если отбросить

7 скважин, где

0,444

0,556

по 5 скважинам у СК больше 0,9

и по 2 скважинам у НК

больше

0,9, то

тогда средние значения

по 23 скважинам

Сделаем анализ представленных в табл. 2.16 результатов.

В целом по всем 30 скважинам средняя доля в дебите нефти пластов СК (среднего карбона) равна 50,5 % и пластов НК (нижнего карбона) 49,5 %. Причем доля в дебите нефти более 90 % у пластов СК по 5 скважинам и у пластов НК по 2 скважинам. Доля скважин, у которых одна из частей эксплуатационного объекта дает более 90 % общего дебита нефти, составляет — - 100 % = 23,3 %. Эту долю можно объяснить до-30

вольно высокой зональной неоднородностью нефтяных пластов по проницаемости.

Дадим этому утверждению краткое теоретическое обоснование с позиций учета хаотической зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности.

При этом будем использовать [8].

Пусть зональная неоднородность по продуктивности всех вместе нефтяных пластов среднего карбона (СК) и всех вместе нефтяных пластов нижнего карбона (НК) является одинаковой и количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V2.

и затем по функции Y(z) определить долю случаев, когда либо пласты СК, либо пласты НК имеют долю в продуктивности

1

скважин более 90 %, когда z < — = 0,1111 или z > 9.

9

Поскольку значения продуктивностей пластов СК и пластов НК взаимно независимы, то V2 - квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неоднородность совокупности значений z, определяем последующей формуле:

( V + 1) = (V + 1) (Vi + 1) = (V2 + 1)2;

V = (vz2 +1)2 -1.

По полученному значению V2 в табл. 1-12 упомянутой книги берем соответствующую функцию Y(z). При V = V2. = V =

= 0,667 получается V2 = 1,779, берем таблицу 11 для V2 = = 1,667, тогда искомая доля получается равной [Y(z < 0,1111) + 1 - Y(z > 9)] =

= 0,1821 + (0,2709 - 0,1821)-(0,1111 - 0,083) +1 - 0,9987 = 0,2131,

(0,167 - 0,083) или 21,3 %.

При V = Vi = V = 1 получается V2 = 3, берем табл. 12 для V2 = 2,5, тогда искомая доля получается равной [Y(z < 0,1111) + 1 - Y(z > 9)] =

= 0,3352-+1 - 0,9968 = 0,3011, или 30,1 %.

0,125

Как видно, полученные доли 21,3 % и 30,1 % вполне согласуются с фактической долей случаев 23,3 %.

Если эти 7 скважин исключить из рассмотрения, то по остальным 23 скважинам средняя доля в дебите нефти скважин по пластам СК равна 44,4 % и по пластам НК равна 55,5 %.

В 1999 г. группа исследователей во главе с И.Ф. Глумовым усовершенствовала свой метод спектрофотометрии и стала определять долю участия в дебите скважин отдельно каждого из пяти пластов (верея, башкира, тулы, бобрика и турне), входящих в один общий эксплуатационный объект. Результаты этих определений приведены в табл. 2.17.

Приведем краткий анализ приведенных в табл. 2.17 данных.

Всего рассмотрено 24 скважины.

В 20 скважинах перфорирован пласт верей. Средняя доля нефти этого пласта в дебитах 20 скважин равна 0,434, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,361.

В 22 скважинах перфорирован пласт башкир. Его средняя доля в дебитах этих скважин равна 0,174, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,159.

В 10 скважинах перфорирован пласт тула. Его средняя доля в дебитах этих скважин равна 0,302, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,129.

В 5 скважинах перфорирован пласт бобрик. Его средняя доля в дебитах этих скважин равна 0,462, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,096.

Определение по скважинам по пробам 1999 г. доли участия в добыче нефти отдельных пластов

Номер

п/п

Номер

скважины

Дата

Доли в добыче нефти скважины по пластам

верей

башкир

тула

бобрик

турне

1

196

22.02

22.08

15.08

11.10

22.10

15.11

0,06

0,02

0,00

0,43

0,21

0,06

0,13

0,02

0,03

0,00

0,00

0,11

0,06

0,04

0,92

0,95

1,00

0,57

0,68

0,88

0,83

2

303

01.03

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,14

0,18

0,01

0,25

0,34

0,39

0,22

0,86

0,82

0,99

0,75

0,66

0,61

0,78

3

305

09.02

17.02 02.08 11.10

19.10

22.10 15.11

1,00

0,96

0,69

0,98

0,95

0,97

0,93

0,00

0,00

0,23

0,02

0,00

0,00

0,04

0,00

0,04

0,08

0,00

0,05

0,03

0,03

4

1275

02.08

11.10

22.10

15.11

0,06

0,29

0,25

0,25

0,21

0,94

0,71

0,75

0,75

0,79

5

1293

22.02

02.08

25.08

11.10

22.10

15.11

0,19

0,03

0,07

0,33

0,45

0,37

0,24

0,17

0,10

0,14

0,27

0,23

0,35

0,21

0,30

0,36

0,34

0,31

0,32

0,21

0,31

0,34

0,51

0,45

0,09

0,00

0,07

0,24

6

1302

13.02

0,40

0,60

7

1306

22.02

02.08

25.08

11.10

20.10

15.11

0,18

0,06

0,02

0,10

0,29

0,39

0,17

0,14

0,06

0,00

0,60

0,13

0,16

0,18

0,38

0,42

0,00

0,19

0,29

0,33

0,27

0,30

0,46

0,98

0,11

0,29

0,12

0,38

8

1309

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,28

0,24

0,16

0,70

0,40

0,36

0,36

0,08

0,09

0,06

0,06

0,22

0,34

0,14

0,64

0,67

0,78

0,24

0,38

0,30

0,50

Номер

Номер

Дата

Доли в

добыче нефти скважины по

пластам

п/п

скважины

верей

башкир

тула

бобрик

турне

9

1310

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,00

0,25

0,17

0,00

0,62

0,44

0,25

0,24

0,44

0,17

0,07

0,14

0,20

0,21

0,46

0,17

0,31

0,42

0,16

0,32

0,30

0,30

0,14

0,35

0,51

0,08

0,04

0,24

10

1310

22.02

0,05

0,08

0,87

11

1315

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

0,57

0,65

0,60

0,85

0,74

0,68

0,27

0,19

0,00

0,12

0,15

0,15

0,16

0,16

0,40

0,03

0,11

0,17

12

1316

22.02

02.08

25.08

0,35

0,51

0,60

0,49

0,32

0,00

0,34

0,22

0,33

0,49

0,06

0,29

13

1317

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,01

0,19

0,00

0,27

0,12

0,23

0,14

0,00

0,09

0,00

0,29

0,12

0,47

0,16

0,99

0,72

1,00

0,44

0,76

0,30

0,70

14

1321

07.03

02.08

11.10

0,58

0,62

0,87

0,69

0,42

0,25

0,13

0,27

0,00

0,13

0,00

0,04

15

1324

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,52

0,32

0,57

0,35

0,00

0,35

0,17

0,15

0,22

0,28

0,36

0,24

0,31

0,53

0,21

0,37

0,64

0,41

16

1330

22.02

02.08

25.08

19.10

15.11

0,04

0,00

0,38

0,00

0,03

0,09

0,04

0,00

0,12

0,00

0,10

0,05

0,92

1,00

0,50

1,00

0,87

0,84

17

1342

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,27

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,05

0,73

0,43

0,41

0,80

0,58

0,84

0,64

0,00

0,43

0,48

0,20

0,22

0,13

0,24

0,00

0,14

0,11

0,00

0,20

0,00

0,07

Номер

Номер

Дата

Доли в

добыче нефти скважины по

пластам

п/п

скважины

верей

башкир

тула

бобрик

турне

18

1370

22.02

02.08

11.10

22.10

15.11

0,02

0,04

0,29

0,17

0,00

0,10

0,00

0,03

0,18

0,15

0,13

0,10

0,08

0,43

0,41

0,23

0,87

0,40

0,90

0,50

0,12

0,45

0,00

0,40

19

1376

22.02

02.08

25.08

19.10

15.11

0,16

0,13

0,41

0,30

0,28

0,26

0,84

0,87

0,59

0,70

0,72

0,74

20

1377

22.02

02.08

25.08

11.10

21.10

15.11

0,58

0,90

0,89

1,00

0,91

0,66

0,82

0,32

0,05

0,11

0,00

0,05

0,18

0,12

0,10

0,05

0,00

0,00

0,04

0,16

0,06

21

1379

02.08

25.08

11.10

19.10

25.11

0,53

0,60

1,00

1,00

1,00

0,83

0,19

0,32

0,00

0,00

0,00

0,10

0,28

0,08

0,00

0,00

0,00

0,07

22

1383

02.08

25.08

11.10

21.10

15.11

0,72

1,00

1,00

0,94

1.00

0,93

0,20

0,00

0,00

0,06

0,00

0,05

0,08

0,00

0,00

0,00

0,00

0,02

23

3607

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,70

0,63

0,99

1,00

0,66

1,00

0,83

0,30

0,37

0,01

0,00

0,34

0,00

0,17

24

3827

22.02

02.08

25.08

11.10

19.10

15.11

0,31

0,40

0,58

0,74

0,57

0,67

0,55

0,23

0,13

0,02

0,18

0,09

0,20

0,14

0,46

0,47

0,40

0,08

0,34

0,13

0,31

Число своих скважин Доля в общем числе скажин Средняя доля в дебите своих скважин

Средняя доля в дебите всех скважин

20

0,833

0,434

0,361

22

0,917

0,174

0,159

10

0,417

0,302

0,129

5

0,208

0,462

0,096

15

0,625

0,409

0,255

В 15 скважинах перфорирован пласт турне. Его средняя доля в дебитах всех 24 скважин - 0,255.

Среднее число нефтяных пластов, объединенных в один общий эксплуатационный объект, равно 3. В основном, объединены пласты верей, башкир и турне.

В рассмотренных 24 скважинах все перфорированные нефтяные пласты работают!

По пластам доля случаев, когда доля пласта в дебите скважины меньше 15 %, составляет: по верею около 30 %, по башкиру около 40 %, по туле 20 %, по бобрику 20 % и по турне 20 %.

Различие скважин по доле пластов в их дебите вполне объяснимо зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

За прошедшие годы примерно у половины добывающих скважин Енорусскинского месторождения с помощью глубинных расходомеров исследована совместная работа нефтяных пластов. На забое скважин глубинные расходомеры спускали по кольцевому пространству между эксплуатационной обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами.

Из-за низких дебитов скважин и недостаточной чувствительности глубинных расходомеров только в половине случаев получены количественные определенные ответы - дебиты пластов в % от дебитов скважин; в другой половине случаев получены качественные ответы: пласт отдает, слабо отдает, слабо работает, работает, работает неравномерно, не работает и тому подобное. У 40 % скважин обнаружены заколонные перетоки воды.

Количественные результаты таких исследований по пяти добывающим скважинам, характеризующие совместную работу нефтяных пластов, представлены в табл. 2.18.

Как видно, утверждения оппонентов - противников объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты - о том,

Таблица 2.18

Распределение дебита нефти в скважинах но пластам, доли

Номер

п/п

Скважина

Нес

)тяные пласты

Средний карбон (СК)

Нижний карбон (НК)

Верей

Башкир

Тула

Бобрик

Турне

1

303

0,135

0,865

2

1308

0,109

0,281

0,145

0,465

3

1370

0,250

0,750

4

1379

0,230

0,090

0,680

5

1391

0,260

0,300

0,440

что объединенные в эксплуатационные объекты пласты не будут вместе работать, не подтверждаются.

С учетом определения продуктивности отдельных пластов при их последовательном освоении в скважинах, а также определений их дебитов глубинными расходомерами и доли пластов в общем дебите скважин, установленной по различию свойств нефтей среднего и нижнего карбона,    в    официальной

отчетности по скважинам отдельно по пластам    даны    текущие    и

накопленные отборы нефти.

Эти фактические данные использованы в табл. 2.19.

Анализ фактических данных, представленных в табл. 2.19, показывает:

по 26 добывающим скважинам среднее число совместно эксплуатируемых пластов равно — = 2,923 г 3;

26

лучшими в эксплуатационном объекте были пласты:

верей - 4 случая из 21 возможного;

башкир - 6 случаев из 23 возможных;

тула - 9 случаев из 14 возможных;

турне - 7 случаев из 14 возможных;

отсюда можно заключить о высокой зональной неоднородности каждого из нефтяных пластов;

если выделить лучшие нефтяные пласты в объектах и просуммировать их накопленные отборы нефти, то это составляет 95 551 т, или 60,5 % от всего суммарного накопленного отбора рассматриваемых 26 скважин, равного 157 937 т, что вполне соответствует наблюдаемой хаотической высокой зональной неоднородности нефтяных пластов;

априори выбрать лучшие пласты в эксплуатационных объектах практически невозможно; ясно, что обязательно надо вскрывать и перфорировать нефтяные пласты нижнего карбона (тула, бобрик, турне);

отсюда следует, что благодаря совместной разработке нефтяных пластов отбор нефти на скважину уже увеличился в 2,923 раза и в сумме по 26 скважинам увеличился на

157 937 • А923-1 = 103 904 т;

2, 923

или капитальные затраты уменьшены в 2,923 раза, а при капитальных затратах в расчете на 1 скважину, равных 0,5 млн. $, экономический эффект составляет 0,5-26-(2,923 - 1) = = 25 млн. $.

К изложенному можно добавить, что на соседних с Енорус-скинским месторождениях, тоже разрабатываемых РИТЭК,

Накопленные отборы нефти по пластам по 26 скважинам Енорусскинского месторождения на 01.07.2000 г.

Номер

п/п

Номер

сква

жины

Накопленные отборы нефти, т

Число

плас

тов

Верей

Башкир

Тула

Бобрик

Турне

Сумма

1

303

-

2065

-

-

8309

10374

2

2

1275

-

1793

-

-

403

2196

2

3

1293

1229

159

4191

-

1065

6644

4

4

1298

700

346

336

-

83

1465

4

5

1302

-

-

1291

-

11417

12708

2

6

1303

689

1637

-

-

-

2326

2

7

1306

907

206

1089

475

-

2677

4

8

1308

538

247

4365

-

1505

6655

4

9

1309

1122

980

-

-

2383

4485

3

10

1310

1590

1652

2659

-

1378

7279

4

11

1313

570

624

3508

-

4573

9275

4

12

1315

4032

417

-

-

1207

5656

3

13

1316

569

569

2378

-

-

3516

3

14

1317

1330

1345

7238

-

-

9913

3

15

1321

405

405

3786

-

-

4596

3

16

1328

2425

4060

1181

-

-

7666

3

17

1330

5300

4216

-

2046

-

11562

3

18

1342

-

1019

-

-

1654

2673

2

19

1343

2002

2002

-

-

-

4004

2

20

1366

-

-

9104

5676

-

14780

2

21

1368

113

305

-

-

-

418

2

22

1369

859

2231

-

-

-

3090

2

23

1370

785

976

1249

-

867

3877

4

24

1377

1233

1507

2527

-

3120

8387

4

25

1379

2108

3485

-

-

-

5593

2

26

3607

1397

-

-

2234

2491

6122

3

Итого:

29903

32246

44902

10431

40455

157937

76

%

18,93

20,42

28,43

6,60

25,62

также осуществляется совместная эксплуатация нефтяных пластов: на Киязлинском месторождении по 23 скважинам, на Мельниковском - по 12 скважинам, в сумме по 35 скважинам; число совместно эксплуатируемым пластов от 2 до 4 и в среднем равно 2,5. На этих двух месторождениях уже сэкономлено 35-(2,5 - 1) = 52,5 скважины или при капитальных затратах в расчете на 1 скважину 0,5 млн. $ 0,5-52,5 = 26 млн. $.

В сумме по трем месторождениям экономия капитальных затрат уже составляет 25 + 26 = 51 млн. $.

Приведенные результаты показывает высокую экономическую эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуатационный объект с общей сеткой добывающих и эксплуатационных скважин. Но при этом следует подчеркнуть, что большое сокращение общего числа скважин повышает значимость каждой отдельной запроектированной скважины, и поэтому необходимо повышенное качество бурения и эксплуатации скважин.

2.9. ВОЗМОЖНАЯ УТЕЧКА НЕФТИ ЗА ПРЕДЕЛЫ НЕБОЛЬШОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Будем рассматривать работу ячейки скважин с центральной нагнетательной скважиной и окружающими добывающими, которая находится в пределах небольшой нефтяной залежи. Будем определять утечку нефти за пределы ячейки и за пределы нефтяной залежи.

Представим схему расположения скважин на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Схема расположения скважин

Рис. 2.2. Расчетная схема

Расчетная схема изображена „а рис. 2.2, где Pc„, Рс, Рпл, Рплк и Рпл0 - соответственно забойное давление нагнетательной скважины, забойное давление добывающей скважины, пластовое давление внутри ячейки скважин, пластовое давление на линии размещения добывающих скважин и первоначальное пластовое давление на границе нефтяной залежи: ш н, Q, ш и Q у -фильтрационные сопротивления соответственно: зоны нагнетательной скважины, внешнее - области между зоной нагнетательной скважины и линией добывающих скважин, внутреннее - m добывающих скважин, внешнее - области между линией добывающих скважин и границей нефтяной залежи, где первоначальное пластовое давление. При высокой вязкости нефти в пределах нефтяной залежи и низкой вязкости воды за пределами этой залежи принятое моделирование первоначального пластового давления (Рпл0) на границе залежи может быть вполне удовлетворительным.

При этом уравнение закачки воды будет

Ян—=х • (P - PJ;

ш н + ^

соответственно уравнение добычи нефти

q =    = Х2 • (^ - Pc)

ш

и уравнение утечки нефти

P - P

п _ плк пл0 _ у. .(п    _ Г> Л

Чу    _    —Л 3 ^плк пл0' •

Q

у

При равенстве закачки воды сумме добычи нефти и утечки нефти

Ян = я + Яу.

хГс„ - PrnJ = х/^плк - Pc) + х3<Рплк - PrnJ

получается формула пластового давления на линии добывающих скважин

р — Рсн • х1 + Pc • х2 + Рпл0 х3 Pплк    •

Xi + %2 + X з

При этом уравнение закачки воды будет

Я — х • % P    PC„ • X1 + Pc • X2 + Pпл0 • х3 ( х, • х2    • ( P P ) ,

Ян — х1 I Рс„--1--с„ - Pc) +

&    х, + х2 + х3    I х, + х 2 + х3

х1 • х3    • (P _ P ).

+


''-Г с„    г пл0-'’

х, + х2 + х3

соответственно уравнение добычи нефти

Я — х2 •! Pc„ • х1 + Pcх2 + Pпл0х3 - Pc* — х1х2    •    (pc„ - Pc) +

&    х1 + х 2 + х3    I х1 + х 2 + х3

, х1 • х3    ,(Т>    Т>    \

+    VPпл0 - Pc / >

х1 + х2 + х3 и уравнение утечки нефти

Я —    х    • % Рс„ • х1 + Pc • х2 + Pпл0 • х3    P (    х1 • х3    • ( P P )

Чу —    л 3    I--рпл0 I--^рс„ - рпл0/ -

&    х1 + х2 + х3    I х1 + х2 + х3

(Pпл0 - P).

х1 + х 2 + х3

В аналогичном виде представим формулу пластового давления „а линии расположения добывающих скважин

P p •    х1__, p •    х2__, p__х3

-» ТТЯТС    -» СИ    "т" j- г    Т    i тт;

плк 1 с„    "р    1    c    "р    1    пл0

х1 + х2 + х3    х1 + х2 + х3    х1 + х2 + х 3

Теперь определим величину фильтрационных сопротивлений:

зоны нагнетательной скважины

1

Пн • и,

где Пн - коэффициент продуктивности нагнетательной скважины до начала закачки воды; и, - соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях; Пн^и* - коэффициент приемистости нагнетательной скважины;

полосы между зоной нагнетательной скважины и линией расположения добывающих скважин

Q =-1 •-L,

kh П

и

kh 1 где — - гидропроводность нефтяного пласта, которая опреде-

и

ляется через п - коэффициент продуктивности скважины; rc -радиус самой скважины и Rc - радиус ее зоны дренирования, в соответствии со схемой расположения скважин

л • Rc2 = (2о)2, Rc = 4°; L и П - соответственно средняя длина ул

и средний периметр полосы, в конкретном случае L = ° = —;

П 43о 12

с учетом всего этого получается

2л    1

Q = ¦

2о 12

П • ш-

vn • rc

окружающих добывающих скважин

где m - число окружающих добывающих скважин;

области между линией расположения добывающих скважин и границей нефтяной залежи

у

kh П

— у и

где Ау и Пу - средняя длина и средний периметр рассматриваемой полосы, в конкретном случае

с учетом этого

2п

1

Q

у ,    2о 24

П • In-

2л • rc

Таким образом, получается

1 1

1    2п

1


- + -

Пн • ^«    .    2п    12

lH r*    n In—j=-

Vn • rc

In- 20

\я • rc mц-- c '

2п • rc

x3 = -1- = n •—4n 20 ^24.

^ у    2п    л/п •Гс

Далее сделаем расчеты    для следующих условий: nH    =    П    =

= 0,2 м3/(сут • ат), m = 8,    = 25, 2о = 400 м, rc = 0,0075    м,    Рс    =

= 30 ат, Рпл0 = 100 ат и различных значений Рсн - забойного давления нагнетательной скважины. В этих расчетах определим величины qm q, qу и Рплк - закачки, добычи, утечки    и    пластового давления на линии    добывающих скважин.

При этом

x1 = 1,898; x2 = 3,207; x3 = 6,119; x1 + x2 + x3 = 11,224; -10-= 0,1691;

x1 + x2 + x3

= 0,2857;

x


2


x1 + x2 + x3


xr x2    =    0,5423;

x1 + x 2 + x3


x1 + x2 + x3


: 1,0347;


x1 + x2 + x3


Ян - 0,5423• сн - Рс) + 1 ,0347-(Рсн - Рпло); q - 0,5423-(Рсн - Рс) + 1,7485-(Р^ - Рс);

Яу - 1,0347-(Рсн - Рпл0) - 1,7485-(Рпл0 - Рс);

Рплк - рсн- 0,1691 + рс-0,2857 + рпл0-0,5452;

Ян - 0,5423-(рсн - 30) + 1,0347•(рсн - 100) - 1,577-рсн - 119,739; q - 0,5423-(рсн - 30) + 1,7485-(100 - 30) - 0,5423-рсн + 106,126; qy - 1,0347-(рсн - 100) - 1,7485• (100 - 30) -

- 1,0347-рсн -225,865;

рплк - рсн-0,1691 + 63,091.

Анализ этих формул показывает:    при отсутствии утеч

ки qy - 0 забойное давление нагнетательной скважины равно рсн - 218,29 ат, при этом давление на линии добывающих скважин рплк - 100 ат, т.е. при рплк - рпл0, qy - 0 и рсн-    218,29 ат. Результаты расчетов представлены в

табл. 2.20.

Таблица 2.20

рсн ат

Ян, м3/сут

q, м3/сут

Яу, м3/сут

Лплж- ат

150

116,81

187,47

-70,66

88,46

170

148,35

198,32

-49,97

91,84

190

179,89

209,16

-29,27

95,22

210

211,43

220,01

-8,58

98,60

230

242,97

230,85

12,12

101,98

При Рсн

- 220 ат р

плк - 100,29

ат, закачка

воды Ян -

- 227,20 м3/сут, добыча нефти q - 225,43 м3/сут и утечка нефти яу - 1,77 м3/сут, или 0,78 % от добычи нефти.

А если число добывающих скважин вдвое меньше, т.е. m - 4?

Тогда

x2 - 1,604, x1 + x2 + x3 - 1,898 + 1,604 + 6,119 - 9,621;

Ян - 0,3164 -(рсн - рс) + 1,2071 • (рсн - рпл0) - 1,5235-рсн - 130,20; 106 q - 0,3164 • (рсн - р.) + 1,0202^0 - ^) - 0,3164 • рга + 61,92;

Яу - 1,2071 •р - рпл0) - 1,0202• (рпл0 - р.) - 1,2071 ^ - 192,12;

рплк - рсн •0,1973 + рс 0,1667 + рпл0 •0,6360 - рсн0,1973 + 68,6°.

Утечка нефти равна нулю (яу - 0) при забойном давлении нагнетательной скважины, равном рсн - 159,16 ат и рплк -

- 100 ат.

Результаты расчетов представлены в табл. 2.21.

Таблица 2.21

Рсн, ат

Ян, м3/сут

q, м3/сут

Яу, м3/сут

рплК. ат

150

98,33

109,38

-11,05

98,50

170

128,80

115,71

13,09

102,44

190

159,27

122,04

37,23

106,39

210

189,74

128,36

61,37

110,33

При ра

1 60 ат рп

100,17 ат, закачка воды Ян

-    113,56 м3/сут, добыча нефти q - 112,54 м3/сут, утечка нефти Яу - 1,02 м3/сут или 0,90 % от добычи нефти.

А если вблизи границы залежи - вблизи ее водонефтяного контакта (ВНК) - вязкость нефти оказывается значительно выше и фильтрационное сопротивление периферийной области (Qу) увеличивается в три раза, то тогда: х1 - 1,898; х2 -

-    1,604; х3 - 2,040;

х1 + х2 + х3 - 1,898 + 1,604 + 2,040 - 5,542;

-х-= 0,34248;

х : 0,28943; -Х3-= 0,36810;

х1 + х2 + х3

х1 + х2 + х3


— = 0,54934; х1х3— = 0,69866;

х1 + х2 + х3

х1 + х2 + х3


: 0,59043;

х1 + х 2 + х3

Ян - 0,54934•(рсн - Рс) + 0,69866•(Рсн - рпл0) - 1,248• рсн - 86,35;

q - 0,54934•(рсн - Рс) + 0,59043•(Рпл0 - рс) - 0,54934рсн +

+ 24,85;

Яу - 0,69866•р - Рпл0) - 0,59043•(РпЛ0 - р.) - 0,69866• рга -

- 111,20;

рплк - р.н •0,34248 + р. •0,28943 + р^0,36810 - р^0,34248 +

+ 45,49.

Результаты расчетов представлены в табл. 2.22.

Таблица 2.22

рсн ат

Ян, м3/сут

q, м3/сут

Яу, м3/сут

Лплж- ат

150

100,85

107,25

-6,40

96,86

170

125,81

118,24

7,57

103,71

190

150,77

129,22

21,55

110,56

210

175,73

140,21

35,22

117,56

Как и в предыдущих расчетах, наибольшее забойное давление нагнетательной скважины, при котором еще отсутствует утечка нефти, равно рсн - 159,16 ат. При более высоком забойном давлении нагнетательной скважины происходит утечка нефти, но она в 1,73 раза меньше, чем прежде.

Условие отсутствия утечки нефти рплк - рпл0. Тогда должно быть

kh

И + L

Рснпл0 _ юн+Q _ Лн•и» п _п~12 + 0 08''

Рпл0 - Рс    ю    1 • ln———    \пн •И »    *

т 2л 2л • гс

отсюда получается необходимое число окружающих добывающих скважин

т> Рсн - Рпл0 •_1_

Рпл0 - Рс П + 0 8

П0 •И.

На многопластовых нефтяных месторождениях высоковязкой нефти при объединении нескольких нефтяных пластов в эксплуатационный объект кроме их различия по продуктивности, эффективной толщине и удельной продуктивности, кроме их зональной и послойной неоднородности надо учитывать и х возможные небольшие нефтяные площади. Если нефтяные залежи не запечатаны приконтурной окисленной нефтью, то на эффективность их объединения в эксплуатационный объект серьезно влияют их небольшие нефтяные площади, угроза избыточного роста пластового давления и утечки нефти в законтурную водоносную область. Правда, при небольших нефтяных площадях и хорошей гидравлической связи с законтурной водоносной областью нет смысла организовывать внутрикон-турное заводнение, т.е. не во всех нефтяных залежах, объединенных в эксплуатационный объект, надо перфорировать нагнетательные скважины.

Средством борьбы с утечкой нефти может быть отказ от постоянной закачки воды и переход к периодической или циклической закачке воды. Тогда периоды работы нагнетательной скважины чередуются с периодами остановки. В период работы нагнетательной скважины у нее поддерживается высокое забойное давление, но объем закачки воды соответствует объему добычи нефти при отсутствии утечки нефти: фактически с учетом периодов остановки реализуется более низкое безопасное среднее забойное давление нагнетательной скважины.

В периоды остановки нагнетательной скважины через ее забой вода из пластов с более высоким давлением будет перетекать в пласты с более низким давлением, снимая возникающую проблему высокого пластового давления.

Qo,0%

При объединении нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект с общей сеткой скважин, наряду с другими параметрами, надо учитывать размеры их нефтяных площадей, которые могут быть небольшими, и их гидравлическую связь с законтурной водоносной областью.

2.10. О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОБЪЕДИНЕНИЯ ПЛАСТОВ

Что такое объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект?

В производственном смысле это - осуществление в скважинах, проведенных на один нефтяной пласт, дополнительной перфорации (дострела) других нефтяных пластов.

А в смысле образования математической модели рассматриваемого процесса разработки нефтяных пластов это - объединение их коэффициентов продуктивности, их эффективных толщин, их средних проницаемостей и их послойных неоднородностей по проницаемости и геометрических неравномерностей (их расчетных послойных неоднородностей).

Кажется очевидным, что объединение нескольких пластов увеличивает общую неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой. Наверное, в среднем это справедливо, но в конкретных случаях может быть наоборот и общая неравномерность может уменьшаться.

При объединении нефтяных пластов в эксплуатационный объект с помощью математических методов теории вероятностей можно довольно точно рассчитать общую неравномерность вытеснения нефти. Для этого не нужны полные совокупности исходных данных, вполне достаточными являются представительные выборки из этих совокупностей. При применении известных детерминированных математических моделей расчеты по представительным выборкам принципиально невозможны.

Для детерминированных математических моделей нужны полные совокупности исходных данных, а именно нужны: идеальная корреляция нефтяных пластов и обособленных нефтяных слоев, коэффициенты продуктивности и эффективные толщины индивидуально по всем скважинам и всем обособленным слоям.

При значительном дефиците необходимой исходной информации (по обособленным слоям, по пластам и даже по скважинам) точность детерминированных математических моделей катастрофически падает; поразительно, что они становятся значительно менее точными, значительно более ошибочными по сравнению с обычно применяемой математической моделью разработки послойно и зонально неоднородных нефтяных пластов. Большой грех детерминированных математических моделей состоит в неучете (в значительном неучете) фактической зональной и послойной неоднородностей нефтяных пластов. Оказывается, снижается моделируемая неоднородность и соответственно снижается отрицательное влияние этой неоднородности на темп добычи нефти и нефтеотдачу пластов.

Однако это серьезное математическое обстоятельство совершенно не понимают те, кто настаивает на создании детерминированных математических моделей при нынешнем плачевном состоянии дел в области контроля работы и гидродинамических исследований скважин, а также их пластов и обособленных слоев.

Надо иметь в виду, что число созданных детерминированных математических моделей нефтяных площадей, их отдельных участков и куполов, ошибочно представляющих геологическое строение и продуктивность нефтяных пластов и приводящих к ошибочным практическим рекомендациям, уже достаточно велико.

В рамках другой, принципиально иной адаптивной математической модели разработки нефтяных пластов, имеется технологический критерий рациональности объединения нефтяных пластов. По этому критерию объединение нефтяных пластов является рациональным, если средний дебит нефти за время отбора утвержденных извлекаемых запасов нефти увеличивается, то есть средний дебит нефти на пробуренную скважину при объединенной разработке будет больше, чем при раздельной разработке нефтяных пластов.

Представим этот критерий формулами.

Критерий рациональности - достижение максимального среднего дебита нефти на скважину проектной сетки

Я°р _ Яо • (1 - Лр) _ Яо • е"“V ^

где q° - амплитудный дебит на скважину проектной сетки; Аср - расчетная средняя доля вытесняющего агента в суммарном отборе жидкости; (1 - Аср) - соответственно расчетная средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости; V2 - расчетная послойная неоднородность нефтяного пласта по проницаемости; постоянная а - (К3• 1,25)4 при 0,7 < К3 < 0,9; К3 -коэффициент использования подвижных запасов нефти; для определения постоянной примем К3 - 0,7 и тогда постоянная

равна а - (0,7 • 1,25)4 - 0,586 - —11—.

^    1706

Условие целесообразности объединения n нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект имеет следующий вид:

q1 ,, > q1 ,;

' ср    ' ср 7

- • ln> (V - V.2) = (V + 1) - (V.2 + 1); a    ?0-

12

1    -in qoi +1 >-+1)

a • (V.2 + 1)    qj,    (V.2 + 1)

где q0°., - амплитудный дебит на проектную скважину по эксплуатационному объекту, объединяющему n нефтяных пластов; q. - средний амплитудный дебит на проектную скважину по

отдельному нефтяному пласту; V.2 - общая неравномерность вытеснения нефти агентом в добывающую скважину по эксплуатационному объекту, объединяющему n нефтяных пластов;

V.2 - общая неравномерность вытеснения нефти по отдельному нефтяному пласту.

Общую неравномерность вытеснения нефти в добывающую скважину по отдельному нефтяному пласту, состоящему из nc

слоев, можно представить с учетом V12 - неравномерности вытеснения нефти в пределах отдельного слоя; — - зональной неоднородности в пределах слоя и nc - числа слоев

2

-зс + 1

V2 -^ + 1


(V.2 + 1) = (V12 + 1) •

nc

Общую неравномерность вытеснения нефти в добывающую скважину по эксплуатационному объекту, состоящему из n пластов и nс n слоев, можно представить с учетом всего предыдущего ( V12, —с, пс), а также с учетом -з2 - зональной неоднородности пласта, n - числа пластов и -п2 - межпластовой неоднородности по проницаемости или по скорости фильтрации

2

(-.2 +1) = (V2 +1) • —+L • (-п2+1) =

V2

+1

V2

2


-зс +1

= (V2 +1)—^--(-п2 +1) = (V2 +1) •    •(— +1).

V2 V2 + 1 VL + 1

зс

n

Отсюда получается


(V2 +1)    V,2


- +1


п


•(Vn2 +1). С учетом этого усло-


вие целесообразности объединения п нефтяных пластов принимает вид

1


(Vn2 + 1).


• (V,2 +1)


V,2 ~t +1.

V2 +1'


A Vn2 - межпластовую неоднородность по средней проницаемости пластов можно определить следующим образом:

2


п


2


2


( п ( 2h


|2 xN |2h

V2+1) &м &м


(А (

xih


(,


где ni и hi - средний коэффициент продуктивности и средняя

эффективная толщина i-го нефтяного пласта; — - удельный

h i

коэффициент продуктивности на единицу эффективной толщины, прямо пропорциональный средней проницаемости i-го пласта. Межпластовую неоднородность можно выразить через средние дебиты нефтяных пластов

( п 2 ( ( п (

12 ? 112 h

(V2 +1)= &i=1 i > &i=1 ( n ( 2

2 qoi

Пример расчета

Исходные данные:

ni..........

1

0,5

0,2

0, 1

21,8

h...........

5

2

2

1

210

ni/hi......

0,2

0,25

0,1

0, 1

i

n2/hi ....

0,2

0,125

0,02

0,01

2 0,355

Отсюда получается величина Уп2 - межпластовой неоднородности

(V2 +1) = 035510 = 1,096; v2 = 0,096.

1,82

1    1

При — = 1,706, (V2 +1) = 1,5, V2 = 1 и Щ- = 4 условие целесооб-

а    Qo-

разности объединения нефтяных пластов приобретает конкретный вид

%    ( 1 +1

I 1706• ln4 +11-^- = 1,610 > 1,096.

& 1,5    ) 1 +1

Таким образом, условие целесообразности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект выполняется.

Далее усложним исходные данные: учтем, что между двумя парами нефтяных пластов расстояние (по глубине) около 300 м и пластовые давления различаются примерно на 30 ат; что давления насыщения нефти газом не связаны прямолинейно с глубиной залегания пластов, а забойные давления по пластам должны быть равны или больше их давлений насыщения:

Р

пл

......... 121

120

91

90

Р

1 нас..................

......... 36

60

31

30

Рпл - Pc-.............

........ 85

60

60

60

Рпл - Рс--............

........ 60

60

60

60

1

0,0э*..................

........ 85

30

12

6

2138

Я0э* = 345

1

Яп •• .................

........ 60

30

12

6

2108

1

Яп

= 3,130

Здесь Рпл - Рс. - депрессия на нефтяной пласт при раздельной разработке; Рпл - Рс.. - депрессия при совместной разработке;

n

?0э** “

i=1

• (Рпл -

P** )

c '

Яг..........

60

30

12

6

2108

ht..........

5

2

2

1

210

?i/hi......

12

15

6

6

qi /h i ...-

.. 720

450

72

36

21278

Отсюда получается величина Vn2 - межпластовой неоднородности

(V +1) = 1278-10 = 1,096; V2 = 0,096.

' п '    •)    '    '    П    '

1082

1    1

При — = 1,706, (VJ +1) = 1,5, V2 = 1 и ¦q0 = 3,13 условие целесо-

а    Со

образности объединения нефтяных пластов приобретает конкретный вид

%    ( 1 +1

11,706 • ln3,13 +11    —    =    1,436 > 1,096.

& 1,5    ) 1 +1

Таким образом, получается, что объединять четыре пласта и разрабатывать их одной сеткой скважин лучше, чем четыре пласта разрабатывать раздельно четырьмя сетками скважин.

Еще раз изменим исходные данные, конкретно, изменим давление насыщения и соответственно забойное давление у второго снизу нефтяного пласта:

Рпл-

Рнас-

Р


Р-

Р.


2145,5 я1 * = 36,375


Я


Я0 . 2108 --


2,969


?0 *


121

120

91

90

36

35

31

30

85

85

60

60

60

60

60

60

85

42,5

12

6

60

30

12

6


Эти изменения несущественны: ln3,13 = 1,141 > ln2,969 = = 1,088, и условие целесообразности объединения нефтяных пластов имеет вид

( 1 +1

1,706 • ln 2,969 + 1M— = 1,399 > 1,096,

1,5    )    1    +1

т.е. выделение одного э ксплуатационного объекта лучше, чем выделение четырех.

Но можно заметить, что вместе два нижних пласта дают дебит нефти 85 + 42,5 = 127,5 больше, чем вместе все четыре пласта 60 + 30 + 12 + 6 = 108. Поэтому начинать разработку надо с двух нижних пластов и по мере выполнения заданной технологической функции по нижним пластам скважины будут переводиться на два верхних пласта. Все равно вместо четырех сеток скважин будет применена одна.

Подытожим: здесь был дан критерий целесообразности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект. Этот критерий имеет довольно универсальный вид. Он учитывает:

1 - внутрислойную неравномерность вытеснения нефти, включая сюда геометрическую неравномерность вытеснения;

2    - межслойную неравномерность вытеснения нефти (и межпластовую тоже), обусловленную хаотической зональной неоднородностью слоев по проницаемости;

3 - также учитывает устойчивую неоднородность слоев и пластов по их средней проницаемости.

Данный критерий отвечает на вопрос: целесообразно или нет представленную группу нефтяных пластов объединять в один общий эксплуатационный объект. А выделение самих групп пластов - э то другой вопрос, который надо решить до применения критерия.

Данный критерий довольно прост, поэтому применим в довольно сложных ситуациях.

ёЮОё^гй 6а О iOi д ё a ё Га a

БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА И ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

2.1. ёёдё^дбО ?аеб ёёё! ааЕа ёа^Аи а д

ё Аёаё^баа ё??ёаАаа

Основой проектирования БС с учетом принятой системы разработки месторождений и геолого-технических условий бурения является выбор их профилей [16, 17, 18]. Существует несколько типов профилей, применяемых в СНГ и за рубежом. В качестве основных критериев выбора профилей принято считать:

форму профиля БС;

радиус искривления при выходе на горизонталь;

угол охвата резко искривленного участка.

По этим признакам в зависимости от способа бурения и используемых технических средств можно выделить три группы характерных профилей БС, область их применения и рациональную технологию их реализации (рис. 2.1):

I - трехинтервальный профиль;

II, III - двухинтервальный профиль;

IV - четырехинтервальный профиль.

В практике бурения БС средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60-660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью БС задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.

Рис. 2.1. Типы профилей:

I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки: 1 - набора зенитного угла; 2 -стабилизации; 3 - падения зенитного угла; 4 - выхода на горизонталь; 5 - горизонтальный

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения БС (рис. 2.2). При анализе способов бурения было выявлено несколько проблем, возникающих в процессе строительства БС.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (рис. 2.2,    ,,). Он должен быть устойчивым в стволе скважи

ны и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (рис. 2.2, •, ,,). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола.

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение может привести к экологически опасным последствиям. Бурение БС позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (рис. 2.2, ,).

Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпласто-вые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола (см. рис. 2.2, •, ,). Технология способов забуривания БС более подробно освещена в последующих главах.

На рис. 2.3 выборочно представлены профили скважин, пробуренных БС в АНК “Башнефть”. С одной стороны, малые глубины забуривания влекут за собой повышенные затраты материальных и денежных средств на бурение ствола и его крепление вследствие большой протяженности бокового ствола. Кроме того, при малых глубинах забуривания неизбежна работа скважинного насосного оборудования в боковом стволе. Значительные силы трения в насосном подъемнике при работе штанговых установок или изгибающие моменты при спуске электроцентробежных установок будут в значительной мере сокращать межремонтный период механизированной добычи или полностью исключать ее применение этих установок.

С другой стороны, снижение глубины забуривания и уменьшение радиуса искривления ствола БС в зоне набора кривизны можно осуществлять лишь до определенных пределов, после которых исчерпываются возможности применяемого

Рис. 2.2. Технологические способы забуривания боковых стволов:

$ - вырезание окна в эксплуатационной колонне; • - вырезание части эксплуатационной колонны; , - извлечение верх-ней незацементированной части эксплуатационной колонны; „ - комбинированный способ бурения бокового ствола; % -бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост

Рис. 2.3. Профили скважин п робуренных боковыми стволами в АНК “Башнефть”:

Цифры у кривых - номера скважин

в настоящее время бурового инструмента, в результате чего происходит резкое удорожание проводки. Поэтому должен существовать оптимальный радиус искривления БС в зоне набора кривизны, отвечающий требованиям максимального снижения затрат на бурение и исключения установки глубиннонасосного оборудования в боковом стволе.

2.2. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВСКРЫТИЯ ОКНА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Основной проблемой бурения боковых стволов в настоящее время является вырезание окна в эксплуатационной колонне скважины и забуривание на начальном участке БС, обеспечивающее надежный выход инструмента из старого ствола.

Результаты бурения БС на скв. 131 Серафимовского месторождения и скв. 319, 1029 и 455 Туймазинского месторождения показали наличие до 20 % резерва сокращения стоимости строительства БС за счет предотвращения осложнений при забуривании дополнительных стволов. Необходима надежная и дешевая технология забуривания дополнительных стволов, включающая операции вырезания окна и забуривания.

Известны два способа вскрытия окна, применяемые на практике:

вырезание окна с помощью райбера по клиновому отклонителю;

полное вырезание участка эксплуатационной колонны с последующей установкой цементного моста.

На базе опыта бурения боковых стволов установлены границы применения обоих способов. В наклонных скважинах с зенитным углом отклонения обсаженного ствола в месте забуривания более 20° применение существующих вырезающих устройств с круговым фрезерованием становится сложным вследствие нарушения центровки режущего органа под действием собственного веса и получения одностороннего щелевидного окна. Для решения этих вопросов необходимо разработать надежные центрирующие элементы и подобрать соответствующий режим работы вырезающего устройства по фрезерованию окна в эксплуатационных колоннах, имеющих зенитный угол в месте забуривания бокового ствола 20° и более. В условно-вертикальных скважинах применение клиновых отклонителей и райберов также связано со значительными осложнениями из-за наличия проблемы ориентации отклонителя. Требуется использовать дорогостоящее оборудование для навигации. Поэтому клиновые отклонители становятся предпочтительнее при зенитных углах основного ствола более 20°. В этих условиях для ориентации возможно применение серийно выпускаемых приборов.

2.2.1. ВЫРЕЗАНИЕ ОКНА С ПОМОЩЬЮ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ

Основной недостаток серийных отечественных отклонителей заключается в низкой надежности их фиксации в эксплуатационной колонне. В процессе бурения бокового ствола часто наблюдались случаи произвольного поворота клинового отклонителя вокруг своей оси и радиальные смещения его верхней кромки. Повороту отклонителя вокруг своей оси способствует низкая надежность фиксации сухарей якоря, которые под действием тех или иных сил могут срываться с поверхности колонны. Это приводит к необходимости перебуривания бокового ствола.

Забуривание через окно в обсадной колонне проводят в т ри этапа: установка клинового отклонителя, фрезерование окна и забуривание бокового ствола. При создании щелевидного окна применяют, как правило, стационарные отклонители. Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом и х фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании окна получили стационарные клиновые отклонители. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост, металлический забой или стык муфтового соединения обсадной колонны.

В отечественной практике наибольшее распространение получили отклоняющие клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек, устанавливаемых на цементный забой. За рубежом чаще применяют плашечное закрепление с установкой отклоняющего клина в месте стыка труб, как более экономичный способ [19]. В нашей стране применялись отклонители с плоской и желобообразной формой рабочей части клина. Эти конструкции из-за ненадежности крепления в колонне не могли обеспечить заданных параметров забуривания боковых стволов. Так, бурение БС на скв. 131 Серафимовской площади сопровождалось трудностями при повторном пропуске инструмента через вырезанное окно из-за частичного проворачивания клина-отклонителя. Остановимся подробнее на технологии забуривания БС на скв. 131.

Первоначальный забой - 1785 м; искусственный забой -1782 м.

Конструкция скважины: кондуктор диаметром 324 мм спущен на глубину 211 м, зацементирован до устья; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 1785 м, зацементирована с подъемом цемента до глубины 840 м от устья.

Скважина 131 - вертикальная, максимальный зенитный угол 6°30' на глубине 1000 м по азимуту 24°. На глубине 1700 м зенитный угол составляет 0°40'. Скважина в октябре 1996 г. остановлена ввиду 100%-ного обводнения.

Состояние 168-мм эксплуатационной колонны проверено пропуском шаблона диаметром 143 мм. Шаблон изготовлен из 127-мм бурильной трубы с толщиной стенок 9 мм и общей длиной 7260 м. К телу трубы приварены четыре кольца

Рис. 2.4. Шаблон для проверки обсадной колонны диаметром 168 мм:

1 - переводник; 2 - корпус; 3 -верхнее кольцо; 4 - промежуточные кольца; 5 - нижнее кольцо

шириной 40 мм и толщиной 8 мм (рис. 2.4). На каждом кольце выполнены прорези шириной по 20 мм для выхода промывочной жидкости. Для соединения с 73-мм бурильными трубами ТБПВ навинчен переводник. Длину и диаметр шаблона выбирали из расчета необходимого превышения размеров спускаемого в скважину специального инструмента соответственно на 3-4 м и 2-3 мм. Скважинный шаблон спущен до искусственного забоя 1782 м без осложнений. После этого скважину промыли в течение 2 ч и проверили проходимость долота В-146С в эксплуатационной колонне до места установки цементного моста. Долото прошло без посадок до глубины 1782 м. Скважину промыли повторно. С целью определения муфт обсадной колонны и места вырезания окна в колонне проведены работы с локатором муфт и запись СГДТ для определения качества цементного камня за колонной. В результате было установлено следующее:

Рис. 2.5. Компоновка клина-отклонителя:

1 - магнитный переводник; 2 - спускной клин; 3 - срезные болты; 4 -отклоняющий клин; 5 - плашки


цементный камень в интервале с 1768-840 м имеет хорошее сцепление;

плохое сцепление цементного камня наблюдается в интервале 840-340 м;

цемент отсутствует в интервале 340 м до устья.

Был установлен цементный мост в интервале 1782-1802 м. После ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) провели испытание колонны на герметичность при давлении 6,0 МПа.

Далее произвели цементную заливку моста для установки отклоняющего клина в интервале 1350-1445 м и разбуривание цементного стакана в интервале 1350-1390 м долотом В-146С роторным способом с промывкой технической водой. Собрана компоновка с отклоняющим клином и магнитным переводником для определения положения клина инклинометром ИЭМ-36.

Осуществили ориентированный спуск и установку отклоняющего клина (рис. 2.5) на расчетную глубину 1390,7 м с упором на цементный мост.

Компоновка для вырезания окна в колонне включала: райбер-фрезер РФУ-168 конструкции Башнипинефти;

УБТ диаметром 108 мм, длиной 4350 мм;

остальное - бурильные трубы ТБПВ диаметром 73 мм.

Окно в 168-мм эксплуатационной колонне было вырезано за два спуска компоновки с райбером-фрезером РФУ-168. Для обработки окна спускали серийный райбер РПМ-168 и серийный фрезер ФКК-143.

Для очистки скважины от металлической стружки прокачивали две порции (4,5 и 6 м3) глинистого раствора вязкостью 45 с и спускали на клин магнитный фрезер диаметром 118 мм. Магнитом была поднята мелкая стружка - массой около 0,5 кг. После этого долото III-139,7С свободно прошло через головную часть отклоняющего клина.

В интервале 1390-1393 м бурили при следующем режиме: нагрузка на долото 20-25 кН;

расход жидкости 11-13 л/с при давлении на стояке

7,0 МПа;

частота вращения ротора 62 об/мин.

Рис. 2.6. Райбер-фрезер универсальный РФУ-168

Интервал пробурен со скоростью 2,5 м/ч.


В скв. 131 Серафимовской площади забурен боковой ствол с желобообразного клина типа ОЗС-168, который крепился к

Рис. 2.7. График бурения (J) и траектория ( • ) бокового ствола скв. 131 40

Время, сут

Рис. 2.8. Конструкция клинового отклонителя ($) и схема вырезания окна ( • ):

1 - спускной клин; 2 - клин-отклонитель; 3 - хвостовик; 4 - центральная труба; 5 - канал; 6 - райбер; 7 - обсадная колонна; 8 - бурильная труба; 9 - центратор;    10 - цементный камень; 11    -


УБТ

стенкам скважины фиксаторами для предотвращения расшатывания плашек и поворота отклонителя в процессе бурения скважины.

Процесс вырезания щелевидного окна проходил без больших осложнений с помощью райбера РФУ-168 (рис. 2.6). Однако окно в обсадной колонне неоднократно требовалось обрабатывать, спуская различные райберы типа РФК, РФУ с новым вооружением. В дальнейшем, при бурении бокового ствола осложнение усугубилось из-за отхода и поворота клинового отклонителя, в результате чего было затруднено прохождение инструмента через окно. Неоднократные обработки головной части отклонителя и окна в колонне к положительным результатам не привели. Скважину закончили с применением специального конуса для пропуска инструмента в забуренную боковую скважину. Осложнения в скв. 131, иллюстрируются графиком бурения на рис. 2.7.

Время на проходку БС составило 114 сут. Кроме аварий с инструментом на продолжительность бурения повлияло радиальное смещение верхней кромки отклонителя. Установленный в скважине плашечный клин-отклонитель (см. рис. 2.5) из-за низкой надежности хранения в эксплуатационной колонне не удовлетворяет требованиям качественного вскрытия окна.

Помимо плашечного клинового отклонителя существуют заливные отклонители, однако основной их недостаток состоит в том, что в заливаемых отклонителях канал для подачи цементного раствора выполнен по оси направляющего клина, и ввиду малого угла направляющей плоскости (1,5-3°) центральный цилиндрический канал в направляющей плоскости клина приобретает вид продольного окна, длина которого намного превышает диаметр отверстия. Указанное является причиной отклонения вырезающего инструмента от направляющей плоскости клина.

В связи с этим создана конструкция клинового отклонителя, позволившего избежать указанные осложнения (патент РФ № 2119573). Эта конструкция обеспечила надежно фиксацию отклонителя путем его полного цементирования в эксплуатационной колонне (рис. 2.8). Конструкция включает дополнительный спускной клин, примыкающий к основному и образующий с последним цилиндрическую поверхность. Оба клина снабжены каналами для прохождения цементного раствора. После спуска отклонителя до упора в цементный мост и частичной разгрузки веса колонны закачивают цементный раствор до полного заполнения им клина-отклонителя. Затем производят полную разгрузку веса колонны, в результате чего срезаются шпильки, соединяющие отклонитель со спускным клином. После этого выполняют подъем спускного клина и последующий спуск райбера после затвердевания цемента. Основной отклонитель при этом остается надежно зафиксированным в эксплуатационной колонне. Повышение надежности фиксации также обеспечивается нижним удлинителем отклонителя, выполненным из обычной трубы. Испытания клина-отклонителя в Туймазинском и Краснохолмском УБР на месторождениях АНК “Башнефть” и АО “Татнефть” показали 100%-ную надежность фиксации отклонителя.

На рис. 2.9 показаны план и профиль бокового ствола на примере скв. 913 Туймазинской площади, пробуренной с применением заливаемого клинового отклонителя, разработанного в Туймазинском УБР. Данные по бурению приведены ниже.

Метод забуривания дополнительного ствола через щелевидное окно с заливаемого клинового отклонителя исключает возможность непроизвольного вращения (проворачивания) его относительно вырезанного окна. Таким методом закончено более двух десятков скважин. Однако других видов осложнений, связанных с отклонителем, избежать не всегда удается. Трудно исключить затяжки, прихваты утолщенных элементов

а

950 г



970 -975 г

990

S

ь?7070 ¦ з _

§7050-

&

&

*7050-«7070 ¦ ?

1090-

1110 -7775 -

7750-


1150-'-'-'-'-'-1—'-

0    70    20    30    40    50    60 65

Отход х, м

Рис. 2.9. Профиль (Ф) и план ( •) бокового ствола в скв. 913

(замков, центраторов, конуса забойного двигателя, геофизических приборов, долота) при спускоподъемных операциях в щелевидном окне.

Проектный горизонт.................................................... Турнейский

Интервал, м:

бурения бокового ствола........................................................................................973-1134

спуска 102-мм (4") хвостовика..........................................................................916-1130

открытого ствола..........................................................................................................1130-1134

2.2.2. ВЫРЕЗАНИЕ ОКНА С ПОМОЩЬЮ РАЗДВИЖНЫХ ВЫРЕЗАЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Образование участка сплошного фрезерования в обсадной колонне позволяет упростить забуривание дополнительного ствола. Для этой цели применяют раздвижные фрезеры (труборезы), являющиеся разновидностью раздвижных буровых инструментов-расширителей. Эффективность применения раздвижных фрезеров и расширителей определяется качеством режущего органа, т.е. эффективностью резания, стойкостью к ударным нагрузкам, износостойкостью, проходкой и т.д. В то же время от конструктивных особенностей самого инструмента (надежность, простота использования, практичность) зависит эффективность проведения работ без осложнений, аварий при спускоподъемных операциях и в процессе последующего бурения.

В зависимости от способа и принципа действия трубореза, а также от механизма приведения его режущих органов в рабочее или транспортное положение их можно разделить на следующие группы: гидравлические, гидромеханические, механические и электромеханические.

Принцип действия труборезов гидравлического действия основан на передаче давления промывочной жидкости внутренним узлам, обеспечивающим раздвижение или сдвижение режущих органов. Гидромеханическим обычно называют инструмент, в котором один из его механизмов совершает гидравлическое действие, а другой - механическое (например, возврат режущих органов в транспортное положение).

Труборезы механического и электромеханического действия не получили широкого распространения из-за сложности и невысокой надежности механизма раскрытия, поэтому ограничимся рассмотрением труборезов гидравлического и гидромеханического действия, как наиболее применяемых в практике бурения и отличающихся малыми габаритами, надежностью и практичностью.

Подобные труборезы выполняются по двум схемам: с неподвижным шпинделем и подвижным корпусом; с подвижным шпинделем и неподвижным корпусом. Практически все используемые труборезы и расширители имеют трехлопастное исполнение (три режущих органа). При использовании первой схемы раскрытие режущих органов (лопастей) происходит при движении корпуса вверх относительно присоединенного к бурильной колонне шпинделя за счет давления промывочной жидкости в кольцевой камере, образуемой шпинделем и корпусом трубореза. Достоинство этой схемы заключается в возможности удержания лопастей в раскрытом положении при создании осевой нагрузки и упоре лопастей о забой даже при отключенной промывке. Компактность кулачкового механизма позволяет создавать конструкции с малым наружным диаметром корпуса.

При использовании второй схемы раскрытие режущих элементов происходит при движении шпинделя вниз относительно присоединенного к бурильной колонне корпуса за счет перепада давления промывочной жидкости. Достоинство данной схемы - возможность контроля фиксации момента окончания фрезерования колонны на поверхности по падению давления промывочной жидкости [20, 21]. Такими сигнализаторами оснащены труборезы ФС-135, разработанные АзИНМАШем, универсальное вырезающее устройство УВУ, разработанное ВНИИБТ для вырезания колонны диаметром 168 мм. По этой же схеме выполнены расширители серии XL фирмы “Диамант Борт Стратабит”. Лопасти, имеющие форму прямоугольных пластин, поворачиваются на осях-шарнирах при поступательном движении подпружиненного остроконечного штока, соединенного с поршнем [22]. Такое исполнение очень надежно с точки зрения предотвращения заклинивания инструмента в скважине [22, 23].

Общим недостатком данных схем является невозможность создания достаточных усилий врезки лопастей в обсадную колонну при диаметре корпуса менее 140 мм из-за небольшого (по сравнению с длиной лопасти) плеча передачи усилия штока относительно шарнира. Вследствие этого труборезы, выполненные по второй схеме, применяются для вырезания обсадных колонн диаметром более 146 мм.

При вырезании третьей колонны в Туймазинском УБР труборез ТРГ-146 “Азимут” полность вышел из строя. Всего было вырезано около 30 м колонны. Попытка увеличить проходку на ТРГ-146 с применением шестилопастного варианта была безуспешной, так как ослабление сечения корпуса в месте крепления лопастей привело к его слому. Очевидно, такой подход пригоден лишь для инструмента большого диаметра.

Разработана и успешно применена в Туймазинском УБР технология фрезерования окна в колонне конусной частью райбера (без цилиндрической). В последующем окно обрабатывается райбером, т.е. цилиндрическая часть райбера при этом не изношена и скорость обработки окна резко возрастает. В скв. 409С Туймазинской площади на фрезерование и обработку окна затрачено 16 ч, что в 1,5-2 раза меньше, чем при фрезеровании по обычной технологии.

Для повышения эффективности работ по фрезерованию окна в колонне необходимо при использовании этой технологии применять секционные объемные двигатели.

Стендовые исследования, проведенные во ВНИИБТ, показали, что при секционировании рабочих органов винтового двигателя обеспечивается повышение момента на выходном валу практически пропорционально числу шагов винтовой нарезки. Секционирование рабочих органов позволяет использовать для фрезерования также устройства сплошного вырезания колонны, т.е. не только райберы, но и установки ВУ-168 и ВУ-146.

Фрезерование сплошного участка эксплуатационной колонны рассмотрим на примере проведения работ на скв. 1012 Туймазинской площади. Цель этих работ - вырезание участка обсадной колонны диаметром 168 мм в интервале 992-1002 м по новой технологии с использованием труб НКТ диаметром 63,5 мм (2 1/2") и вырезающего устройства ВУ-168 с приводом от секционного забойного двигателя Д1-127.

2.2.3. aefeeauaiOaoO lOi^aoOeaaO eeONeiQA a eAeeiNeQA^aO

При вырезании окна было использовано следующее оборудование:

буровой станок А-50;

цементировочный агрегат ЦА-320, оснащенный поршневым насосом 9Т с цилиндрическими втулками диаметром 127 мм;

ротор УРБ для гашения реактивного момента секционного винтового двигателя Д1-127;

вертлюг и ведущая труба со станка УРБ; бурильные трубы СБТ-73 с замками диаметром 105 мм с проходным сечением диаметром 50 мм и резьбой З-86 длиной 90 м;

63,5-мм (2 1/2") насосно-компрессорные трубы; винтовой секционный двигатель Д1-127 с натягом в рабочих секциях 0,2-0,25 мм;

вырезающее устройство ВУ-168.

В качестве промывочной жидкости применялась пластовая вода плотностью 1,13 г/см . Подача промывочной жидкости осуществлялась посредством одного или двух цементировочных агрегатов с расходом соответственно 8,5 и 17 л/с при работе агрегатов в длительном режиме при частоте вращения двигателя 1500 об/мин. В формулах для подсчета расхода жидкости использовали коэффициент заполнения 0,9.

Винтовой секционный двигатель Д1-127 и вырезающее устройство ВУ-168 испытывали на устье скважины при работе одного и двух агрегатов. При работе одного агрегата перепад давления на винтовом двигателе составлял 2,5-3,0 МПа и давление при запуске равнялось 1,5—2,0 МПа, а при подаче промывочной жидкости от двух агрегатов (Q = 17 л/с) эти показатели составляли 5,0-5,5 и 0,5 МПа соответственно.

Опрессовка ВУ-168 с насадкой D = 16 мм на одном агрегате производилась при давлении 1,0-1,5 МПа. При этом резцы раскрылись полностью. Давление на двух агрегатах достигло 2,0-2,5 МПа. При сбросе давления резцы вернулись в транспортное положение. Таким образом, опрессовка винтового двигателя и вырезающего устройства не выявила каких-либо сбоев в системе.

Очистка промывочной жидкости от стружки и цементного шлама осуществлялась через отстойник-шламоуловитель и емкость вместимостью 28 м .

После проведения подготовительных работ по обеспечению циркуляции и очистки промывочной жидкости приступили к фрезерованию эксплуатационной колонны. Операция по фрезерованию выполнялась в следующем порядке. Работали одновременно два агрегата с подачей воды под давлением 7,0 МПа. Двигатель работал устойчиво. Момент врезания резцов в трубу визуально контролировался по появлению реактивного момента на роторе. Через 35 мин в ловушке появились цементные крошки и мелкая стружка, т.е. обсадная колонна была прорезана, диаметр раскрытия резцов составил 212 мм, после чего приступили к фрезерованию. Далее увеличили давление до 8,0 МПа, а нагрузку на 12 кН, причем винтовой двигатель работал устойчиво, что обеспечивало успешную выработку забоя. Затем увеличили давление до 9,0-10,0 МПа, а осевую нагрузку от 18 до 24 кН, в результате чего скорость вырезания возросла до 0,1 м за 5-6 мин. При этом вырезали 0,5 м за 40 мин (вместе с прорезанием трубы). Глубина забоя составила 992,9 м.

С начала вырезания отфрезеровали участок обсадной трубы длиной 4,9 м за 4 ч 30 мин. Скорость фрезерования составила 1,1 м/ч. Промыв скважину в течение 40 мин, продолжили вырезание обсадной трубы с подачей промывочной жидкости от одного агрегата. Давление поддерживалось в пределах 8,0

9,0 МПа, осевая нагрузка составляла около 18 кН. В интервале 997,8-1000,4 м был использован один агрегат, 2,6 м обсадной трубы вырезано за 3 ч 15 мин со скоростью 0,8 м/ч. В интервале 992,4-1000,4 м было вырезано 8 м трубы за 8 ч.

По результатам каротажа участок вырезанной колонны находился в интервале 992,3-1000,1 м. Длина участка вырезанной обсадной трубы составила 8,7 м, средняя механическая скорость вырезания - 1,08 м/ч.

Результаты ревизии ВУ-168 показали, что режущие элементы резцов износились незначительно. На всех резцах незначительно выкрошены и изношены пластины вследствие удара о стенку трубы, проработки и промывки вырезанного участка обсадной трубы при работающем двигателе с открытыми резцами. Вырезающая часть (торец) износилась всего на ширину 8-12 мм с глубиной 10-14 мм. Резцы были восстановлены без больших затрат.

Вскрытие окна с помощью ВУ-168 и объемного двигателя Д1-127 произведено в 20 скважинах. Результаты вырезания окон были идентичны описанным выше.

В табл. 2.1 приведены сравнительные показатели работы вырезающих устройств в Туймазинском УБР. Работы в скважинах проводились вырезающими устройствами, разработанными ВНИИБТ (УВУ-168), НПП “Азимут” (ТРГ-146) и Туй-мазинским УБР (ВУ-146, ВУ-168).

В анализируемый период рассмотрена скв. 67, в которой фрезерование окна произведено инструментом ТРГ-146. Было профрезеровано сплошное кольцо высотой 8,4 м в обсадной колонне диаметром 146 мм с механической скоростью 0,3 м/ч. При этом израсходовали четыре комплекта резцов.

Две скважины (319, 1029) профрезерованы вырезающим устройством УВУ-168, разработанным ВНИИБТ. Длина фрезерованного участка со сплошным кольцом в колонне диаметром 168 мм составила 17 м. Средняя механическая скорость при этом была 0,11 м/ч.

Анализ показал, что на данном этапе необходимо разработать конструкцию вырезающего устройства с надежным возвратом резцов в транспортное положение, а также изменить центрирующие элементы, применяемые в УВУ-168.

Для успешного проведения работ по удалению участка колонны и забуриванию дополнительного ствола необходимо решить несколько актуальных задач:

выбор интервала забуривания бокового ствола; определение геометрических размеров отклоняющей компоновки;

определение минимально допустимой длины окна; выбор оптимального режима резания колонны; установка цементного моста в интервале забуривания; выбор технологии забуривания бокового ствола.

?$-1Ё~$ 2.1

Данные по работе вырезающих устройств в Туймазинском УБР

Диаметр

Число сква

Итого

В среднем на скважину

Механиче

Тип вырезающего устройства

Разработчик

обсадной

колонны,

мм

Тип привода

жин, в которых фрезеровали окна

отфрезеровано, м

время фрезерования, ч

отфрезеровано, м

время фрезерования, ч

ская скорость фрезерования, м/ч

УВУ-168

ВНИИБТ

168

Ротор

2

17,0

155,5

8,50

77,75

0,11

ВУ-168

ТУБР

168

2

21,0

31,3

10,50

15,65

0,67

168

Забойный

двигатель

Д1-127

20

234,2

279,2

11,71

13,96

0,84

ФР-114/146

НПП

“Азимут”

146

Ротор

1

8,4

28,3

8,40

28,30

0,30

ВУ-146

ТУБР

146

3

33,0

44,5

11,00

14,83

0,74

При выборе интервала забуривания бокового ствола из обсаженной скважины необходимо руководствоваться следующими соображениями.

1. Окно должно находиться на достаточной высоте от продуктивного горизонта для набора необходимых параметров кривизны. Высота зависит от заданного смещения новой проектной точки от старого забоя и наличия у исполнителя отработанных компоновок для безориентированного управления величиной зенитного угла при бурении скважин уменьшенного диаметра. Необходимо иметь в виду, что чем меньше величина отхода от существующего забоя скважины, тем ниже стоимость работ по бурению второго ствола.

2. Выбирать участок вырезания колонны необходимо в интервале качественного цементного кольца за обсадной колонной и напротив устойчивых пород, не склонных к поглощениям промывочной жидкости и обваливанию. При равных условиях предпочтение необходимо отдавать породам с меньшим содержанием абразива во избежание преждевременного износа режущих элементов вырезающих устройств.

При вырезании участка колонны необходимо учитывать следующие факторы. Конструктивные особенности резцов не позволяют продолжительно работать в неотцентрированной части. Как правило, эксплуатационную колонну вырезают от муфты до муфты. Однако вследствие несимметричного расположения колонны относительно оси скважины, особенно в средней части трубы, она максимально приближена к стенке скважины (по концам муфтовое соединение частично выполняет роль центраторов). Поэтому в процессе вырезания при подходе к середине трубы наблюдается уменьшение скорости резания и повышенный износ резцов. Кроме того, присутствие в верхнем конце окна оставленного короткого патрубка и муфты могут впоследствии привести к их отвинчиванию и потере пробуренного участка второго ствола. Исходя из изложенного выше, наиболее предпочтительно вырезать окно от середины до середины трубы, если эта длина достаточна для выполнения поставленной задачи. При этом удаление муфтового соединения, как правило, ничем не отличается от удаления трубы колонны из-за повышенного износа по породе.

Особое внимание в процессе вырезания колонны уделяется режиму резания. Необходимо постоянно осуществлять контроль за выносимым шламом из скважины. По наличию в шламе частиц цементного камня определяется достоверность удаления колонны. Осевую нагрузку необходимо подбирать таким образом, чтобы металлическая стружка имела минимальные размеры, которые не образуют намагниченные металлические сгустки и вымываются промывочной жидкостью; наличие стружки больших размеров может привести к прихвату вырезающего устройства в скважине. После окончания работ по вырезанию окна и подъема вырезающего устройства необходимо по характеру износа ножей определить достоверность удаления обсадной трубы. При появлении сомнений целесообразно выполнить исследование микрокаверномером.

Представленное на рис. 2.10 вырезающее устройство предназначено для сплошного фрезерования участка эксплуатационных колонн. Отличительные особенности разработанной конструкции от ранее известных видов следующие.

1.    Применены новый механизм возврата резцов в транспортное положение и ограничитель их раскрытия на заданный диаметр.

2.    Соединение поршня 5 с толкателем 8 выполнено с помощью резьбы МК 50x4x1:16, в результате чего повысилась надежность работы этого узла. Усилено уплотнение поршня вторым резиновым кольцом 6, увеличен диаметр поршня от 90 до 100 мм, что исключило износ поршня и увеличило расход промывочной жидкости при большем сечении насадки 3 без снижения надежности крепления и раскрытия резцов.

3. Снижена масса резца за счет уменьшения его длины и

Рис. 2.10. Вырезающее устройство:

1 - переводник; 2 - корпус; 3 - насадка;    4    - прокладка; 5 - поршень;    6 -

уплотнение; 7 - пружина; 8 - толкатель; 9    -    гайка; 10 -    фиксатор; 11 -    пружина; 12, 16 - болты; 13 - шпонка; 14 -    вставка; 15 -    корпус; 17 - шайба;

18 - упор; 19 - ось; 20 - эксцентрик; 21    -    резцы; 22    - наконечник;    23 -

кольцо; 24 - центратор

сечения, что повысило его продольную устойчивость к осевым нагрузкам и уменьшило до 60 мм длину лезвия резца. Применен селективный подбор режущих пластин, их укладка на резец при его напайке. Уменьшена длина хода толкателя, что значительно снизило силу удара лезвия резца о стенку трубы при их раскрытии. Повышена прочность элементов крепления резцов: упора 18, оси 19, болтов 16.

4.    Применены лопастные центраторы: верхний над двигателем, нижний 24 на конце вырезающего устройства с армированными лопастями (использованы твердосплавные зубки).

5. Применена пластинчатая пружина 11, обеспечивающая надежную работу аварийного механизма для возврата резцов в транспортное положение.

После спуска инструмента на необходимую глубину во внутреннюю полость закачивают промывочную жидкость под давлением приблизительно 10 МПа. Жидкость, воздействуя на подпружиненный поршень 5, заставляет перемещаться шток 8 и наконечник 22. Последний своей конусообразной поверхностью отжимает пять резцов 21, выводя их в рабочее положение.

Фрезерование производится постепенной подачей инструмента при постоянном давлении нагнетания промывочной жидкости. При завершении процесса давление жидкости сбрасывается. Поршень 5 под действием пружины 7 возвращается в исходное положение, а наконечник 22 своим верхним уступом упирается в эксцентрик 20 и возвращает резцы в транспортное положение для извлечения вырезающего устройства из скважины.

С помощью разработанного устройства на ряде скважин удалось вырезать одним комплектом резцов (лопастей) участки колонны длиной до 17 м без заклинивания резцов и прихвата инструмента. На вырезаемых участках колонн на скважинах старого фонда стволы имели зенитный угол от 0 до 20°. В одном случае на скв. 2122 Сабанчинской площади не удалось вырезать полностью заданный интервал. Причиной неудачи был большой зенитный угол в месте вырезания участка, составивший 23°. За два спуска ВУ-168 всего вырезали 2,2 м. В процессе вырезания наблюдалось резкое снижение скорости резания. После каждого подъема ВУ-168 выявлен повышенный износ резцов (лопастей).

Таким образом, предварительно можно сделать вывод о том, что использовать вырезающие устройства целесообразнее в скважинах старого фонда с зенитными углами в месте вырезания не более 20°.

Из табл. 2.1 видно, что разработанные устройства ВУ-146 и ВУ-168 имеют более высокие эксплуатационные показатели. В период с августа 1997 г. по сентябрь 1998 г. проведено сплошное фрезерование на участке длиной 296 м за 383,3 ч чистого времени. В среднем на одну скважину отфрезеровано 11,4 м обсадных труб различного диаметра. Средняя механическая скорость фрезерования была равна 0,773 м/ч, а затраты времени фрезерования на один интервал составили 14,74 ч. Фрезерование окна с вырезающими устройствами проводили вращением инструмента ротором. В 20 скважинах окна вскрыты с применением гидравлических забойных двигателей. Особенно важное место занимает предложенная технология фрезерования окна с применением гидравлических двигателей в скважинах, где затруднено вращение всего инструмента или это приводит к большим энергетическим затратам. Работы по вскрытию окна по этой технологии возможно проводить со станков, в которых отсутствуют достаточно мощные роторы, и станков меньшей грузоподъемности.

При сравнении разработанных вырезающих устройств с однотипным инструментом, который применялся на месторождениях АНК “Башнефть”, видны преимущества первых. Как уже отмечалось выше, ТРГ-146 имеет механическую скорость

0,296 м/ч (данные по скв. 67-Сатаево), тогда как с использованием ВУ-146 на трех скважинах тремя комплектами резцов вырезано 33 м с механической скоростью 0,74 м/ч.

С вырезающим устройством ВУ-168 профрезеровано 255,2 м. Механическая скорость составила 0,8 м/ч, а подобным ин-стурментом (УВУ-168 разработки ВНИИБТ) получена на двух скважинах скорость 0,11 м/ч. Необходимо отметить, что вскрытие окна с применением ВУ-146 и ВУ-168 было проведено без значительных осложнений в процессе работы.

2.3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ИНСТРУМЕНТА ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ПОМОЩЬЮ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ

В 2000 г. в АНК “Башнефть” началась работа по созданию современного комплекта инструментов для бурения БС с помощью клиньев-отклонителей, позволяющих в нескольких раз сократить сроки и затраты на проводку новых стволов. Этапы разработки инструмента и направления, по которым велись работы, представлены на рис. 2.11.

Рис. 2.11. Этапы разработки комплекта инструмента для забуривания БС

Разработанная в Башннпннефти компоновка инструмента получила наименование клиновое устройство механического типа КУМ с механическим креплением в обсадной колонне за счет упора устройства в искусственный забой. Конструкция клинового механического устройства состоит из собственно клина, фрезера и якоря. Данная модификация отклоняющего устройства испытана на нескольких скважинах АНК “Башнефть” .

Собранное на устье скважины клиновое устройство спускается на бурильных трубах до искусственного забоя. После чего за счет разгрузки инструмента до 80 кН происходят раскрытие лап якоря и фиксация клинового устройства в заданном интервале. Одновременно срезаются винты, которыми райбер через хвостовик крепился к клину. Затем инструменту придают вращение и при опускании начинается вырезание окна в обсадной колонне.

Как правило, после проходки участка длиной 50 см пилотный райбер извлекается из скважины и заменяется на оконный фрезер типа ФО-126. В верхней части корпуса этого фрезера выполнена присоединительная замковая резьба, а нижняя часть снабжена шестью промывочными отверстиями.

Технология изготовления фрезера оконного та же, что и пилотного райбера РПМ-125 [8]. Отличие заключается только в схеме армирования торцовой части фрезера. Центр фрезера диаметром 50 мм имеет сплошное вооружение из металлокерамического сплава (МКС). От этой армированной зоны отходят радиально и под углом сегменты МКС, переходящие на цилиндрическую часть райбера. Окно в обсадной колонне, частично прорезанное пилотным райбером, окончательно формируется оконным фрезером.

В сборочном цехе бурового предприятия клиновой отклонитель КУМ-146 полностью собирается и проверяется на совместимость деталей каждого узла. После подгонки деталей отклонитель разбирается на следующие узлы:

пилотный райбер с соединительным хвостовиком; клин с переводником;

якорь с плашками, собранный в транспортное положение;

соединительные срезные болты;

переводник.

В таком виде отклонитель доставляется на буровую. На приемных мостках собирается компоновка в следующем порядке:

на 108-мм УБТ длиной 6-6,5 м через переводник навинчивают пилотный райбер;

хвостовик пилотного райбера соединяют при помощи срезных болтов с клином, головки болтов прихватывают электросваркой к клину, чтобы предотвратить их выпадение в скважину;

к клину при помощи оси и шарнирного переводника присоединяют якорь, ось для предотвращения выпадения приваривают сваркой к корпусу клина.

При ориентированном спуске клинового отклонителя вместо 108-мм УБТ используют одну стальную бурильную трубу диаметром 89 мм для установки контейнера кабельного ориентато-ра. Предварительно на буровых мостках путем проталкивания прибора в контейнер и установки на посадочное устройство отбивается “ноль” прибора в соответствии со скошенной поверхностью клина.

Собранная компоновка поднимается на буровую и производится спуск клинового устройства до искусственного забоя со скоростью 0,6 м/с инструмента, не допуская посадок более 20 кН. Расчет длины всей компоновки и бурильных труб производится таким образом, чтобы упорная гайка якоря находилась от искусственного забоя на расстоянии 1-3 м. В данном случае муфта последней бурильной трубы будет находиться над ротором в зажатых клиньях ПКР в удобном положении для навинчивания и отвинчивания ведущей трубы.

После спуска клинового отклонителя на расчетную глубину навинчивают ведущую трубу, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, производят промывку в течение 0,5-1 цикла и ориентирование клинового отклонителя по проектному азимуту путем спуска прибора на кабеле внутрь бурильного инструмента. При необходимости бурильный инструмент проворачивается ротором или машинными ключами. После ориентирования клина поднимают ориентатор, навинчивают ведущую трубу и плавно устанавливают клиновое устройство на искусственный забой. Раскрытие лап якоря происходит при разгрузке бурильного инструмента на 50-80 кН. При последующей выдержке в течение 10 мин для внедрения плашек в стенку эксплуатационной колонны и фиксации клина в заданном направлении одновременно срезаются соединительные болты, с помощью которых соединяется хвостовик райбера с клином. Вращением бурильного инструмента приступают к фрезерованию колонны. Испытания комплекта инструмента для забуривания боковых стволов проводились на пяти скважинах:

скв. 1520 Туймазинской площади - в декабре 2000 г.;

скв. 156 Мустафинской площади - в марте 2001 г.;

скв. 3007 Бураевской площади - в июне 2001 г.; скв. 7587 Ар ланской площади - в июле 2001 г.; скв. 7583 Арланской площади - в октябре 2001 г.

Режимы фрезерования пилотным райбером приведены в табл. 2.2.

На скв. 1520 Туймазинской площади после отработки РПМ-125 в течение 7 ч подняли бурильный инструмент и обнаружили, что в скважине остался хвостовик от пилотного райбера. Райбер имел износ по торцовой части, по диаметру износ был незначительным.

Продолжительное проведение работ по вскрытию окна рай-берами РМС-146 не привело к успеху, так как райберы становились на головную часть хвостовика и вращались вместе без фрезерования стенки эксплуатационной колонны. Боковой ствол в скважине забурили после фрезерования УВУ-146 сплошного участка колонны и установки цементного моста.

После первого испытания клинового устройства были выявлены следующие недоработки:

при наличии резьбового соединения пилотного райбера с хвостовиком необходимо последний фиксировать с целью предотвращения отвинчивания стопорным винтом или изготавливать райбер цельным;

интервал фрезерования РПМ-125 данной конструкции должен быть не более 50-60 см, так как при большем интервале фрезерования хвостовик начинает работать на излом.

Испытания инструмента для бурения БС проведены Баш-нипинефтью на скв. 156 Мустафинской площади. После спус-

Таблица 2.2

Режимы фрезерования райбером РПМ-125

Параметры

Номер скважины, площадь

1520, Туйма-зинская

156, Муста-финская

3007, Бураев-ская

7585, Арлан-ская

Интервал фрезе

1377,0-1378,0

1064,9-1065,4

1327,7-1328,2

1311,0-1311,3

рования, м

Проходка, м

0,95

0,5

0,5

0,3

Частота вращения

80-90

60-70

75

65

ротора, об/мин

Давление на стоя

5-6

4

5

7

ке, МПа

Нагрузка на фре

10-20

12-18

15-20

10-15

зер, кН

Подача насоса,

10

11

10

11

л/с

Время фрезерова

7

2,25

0,75

0,5

ния, ч

ка и установки клина КУМ-146 в ствол с зенитным углом 42° за 2 ч 15 мин профрезеровали участок длиной 50 см, подняли бурильный инструмент и сменили пилотный райбер на многолезвийный сварной райбер РМС-146 с наконечником, вооруженным сверхтвердым материалом славутич. При работе РМС-146 проработали пилотным райбером интервал фрезерования 1064,9-1065,4 м за 30 мин. Далее продолжили фрезерование 40 см колонны в интервале 1065,4-1065,8 м в течение 5 ч 30 мин. Из-за резкого падения скорости фрезерования решили поднять райбер. После подъема обнаружили, что в скважине остался наконечник - отвинтился по резьбовому соединению. Поднять или разрушить наконечник не удалось. После нескольких суток работы на клине он начал проворачиваться, проходимость через голову клина ухудшилась. Участок ствола зацементировали и произвели забуривание с моста после сплошного фрезерования участка колонны.

На следующей скв. 3007С-1 Бураевской площади при спуске клинового устройства КУМ-146 для уменьшения усилия срезания болтов оставили только два срезных болта М-12. При установке клинового устройства на искусственный забой в вертикальный ствол болты срезались при нагрузке 70 кН. Пилотным райбером фрезеровали в интервале 1327,7-1328,2 м - участок длиной 50 см за 40 мин. После подъема пилотный райбер сменили на РМС-146, которым профрезеровали 1 м 33 см за 5 ч 30 мин в интервале 1328,2-1329,53 м, далее проходка прекратилась.

После подъема райбера обнаружилось, что произошел износ по диаметру со 127 до 122 мм. Вооружение торцовой части износилось неполностью, а в центральном промывочном отверстии диаметром 20 мм заклинило часть вырезанной обсадной колонны в виде “языка” длиной 30 см (рис. 2.12). Таким образом, при фрезеровании эта вырезанная часть колонны, заклиненная в промывочном отверстии, препятствовала дальнейшему углублению райбера. Новым райбером той же конструкции диаметром 124 мм в интервале 1329,5-1330,9 м за 4 ч профрезеровали 1 м 40 см, после чего на поверхности появились кусочки цементного камня и породы. В дальнейшем боковой ствол был успешно пробурен, причем бурильный инструмент свободно прошел через вырезанное окно.

После испытания комплекта инструмента на скв. 3007С-1 разработали и изготовили новую конструкцию фрезера оконного типа ФО-126 без центрального промывочного отверстия (см. рис. 2.12), который был испытан на скв. 7585С-1 Арлан-ской площади в стволе с зенитным углом 42°. Ориентирован-

Рис. 2.12. Готовый фрезер оконный типа ФО-126 (J) и корпус ( ¦ )

ное забуривание бокового ствола на этой скважине с клина типа КУМ-146 за два рейса нового многолезвийного ф р езер а ФО-126 и райбера РФУ-146 была успешно выполнена за 2 сут. Режимы фрезерования колонны фрезерами ФО-126 и РФУ-146 приведены в табл. 2.3.

На фрезере ФО-126 произошел износ вооружения на торцовой части и образовались две кольцевые выработки глубиной 10 мм и ши риной 5 мм: одна выработка по диаметру 52 мм, а вторая - по диаметру 92 мм (рис. 2.13). Износ РФУ-146 незначительный, но имеются сколы нескольких твердосплавных резцов в нижней части.

Таблица 2.3

Режимы фрезерования фрезерами ФО-126 и РФУ-146

Проходка, м

Время, мин (на 10 см)

Нагрузка, кН

Вес на крюке, кН

Проходка, м

Время, мин (на 1 0 см)

Нагрузка, кН

Вес на крюке, кН

Фрезер

ФО-126

Фрезер РФУ-146 (РФУ-146В)

0,1

5

2

190

1,2

14

35

158

0,2

5

12

180

1,3

14

32

161

0,3

7

20

173

1,4

20

28

165

0,4

6

20

173

1,5

21

33

160

0,5

10

15

178

1,6

21

32

161

0,6

7

22

170

2,0

60/4

33

160

0,7

7

24

168

0,8

21

26

166

0,9

27

26

166

1,0

30

27

165

1,1

55

32

160

Далее бурение бокового ствола было продолжено прямой компоновкой отклонителями ШОР-105 (2,5°) и ОВУШ-Ю5 (1,96°). При последующем спуске отклонителя ОВУШ-105 с большим перекосом осей кривого переводника (2,62°) он не прошел через окно. Все последующие попытки восстановить проходимость через окно оказались неудачными. Повторную попытку забуривания нового бокового ствола на скв. 7585С-1 Арланской площади пришлось выполнять путем сплошного фрезерования части колонны устройством ФКР-146 с последующим уходом с моста. На вскрытие окна и последующее забуривание было затрачено 6 сут.

Причина смещения клина, по-видимому, заключается в слабом заякоривании трехплашечного якоря типа ЯКО-146 при больших зенитных углах, составляющих 41-42° на скважинах на Мустафинской и Арланской площадях, или в коротком окне, препятствующем пропуску отклонителей через окно.

С целью уточнения схемы вооружения фрезера и характера его износа при забуривании боковых стволов был изготовлен еще один оконный фрезер ФО-127 прежней конструкции. Отработка фрезера производилась на скв. 7583 С-1 Николо-Березовской площади на глубине 1303,3 м на заливном клине типа КОЖ-146. Проходка и на этот фрезер составила 1,4 м за 3 ч 30 мин. После подъема инструмента было обнаружено, что износ торцовой части фрезера такой же, как и на скв. 7585С-1 Арланской площади, т.е. аномальный кольцевой износ вооружения рядом с промывочными отверстиями. Затем продолжили фрезерование окна реставрированным фрезером той же конструкции. За 1 ч прошли 10 см, после чего проходка прекра-

тилась. После подъема было установлено, что износ вооружения фрезера имеет аналогичную картину - кольцевая выработка на торцовой части в местах расположения промывочных отверстий. Заканчивать фрезерование вновь пришлось райбером РФУ-146.

Как показал анализ промысловых испытаний, инструмент, используемый для забуривания боковых стволов, нуждается в модернизации. С целью повышения надежности крепления клинового устройства при бурении бокового ствола частично изменили конструкцию клина типа КУМ и якоря. Цилиндрическая часть клина была увеличена на 500 мм. Для снижения крутящего момента увеличили радиус желоба клина на 5 мм.

Кроме того, были ужесточены допуски на обработку отверстия под ось переводника и на ось, что должно повысить усилие фиксации клина в скважине в вертикальном положении.

Для повышения надежности крепления клина в обсадной колонне угол направляющего паза в корпусе якоря (рис. 2.14) уменьшен до 8°, что обеспечивает самозаклинивание лап в рабочем положении. Шток якоря в новом варианте сборный и состоит из поршня и собственно штока. Это облегчает регулировку и упрощает сборку якоря.

Фиксация клина в вертикальном положении осуществляется за счет внедрения лап якоря в стенки обсадной колонны. В модернизированном якоре подобрана новая сталь, обеспечивающая закалку лап до 55 HRC, что гарантирует внедрение гребешков последних в стенки обсадной колонны.

Промысловые испытания инструмента выявили ряд конструктивных и технологических недоработок райберов. Так, п р и работе райбера пилотного типа РПМ-146 на скв. 1520 Туйма-зинской площади отвинтился хвостовик. В связи с этим присоединительную метрическую резьбу хвостовика с корпусом райбера М60х2 заменили на замковую резьбу 3-63,5 (ГОСТ 5286-75).

При анализе отработанных райберов установлено, что проходку на инструмент ограничивает слабое вооружение торцовой и верхней частей конусного сектора райберов. Кроме того, размещение промывочного отверстия соосно с корпусом райбера создает условия для обуривания части обсадной колонны и захода ее в корпус райбера.

Разработаны также наконечники, вооружение которых комбинировано - на основную площадь нанесен металлокерамиче-

а    б    в

Рис. 2.15. Наконечники для райберов, армированных:

а - славутичем; б - металлокерамическим сплавом; в - металлокерамическим сплавом и твердосплавными пластинами

ским сплавом, а центральное отверстие усилено твердосплавными пластинами типа Г20х15 (6,5) (рис. 2.15). Наружная часть наконечника по диаметру также усилена тремя твердосплавными пластинами типа 62252 (ГОСТ 25393-82).

С целью увеличения длины и ширины окна для прохождения двигателей-отклонителей в компоновке, вырезающей окна, предусмотрен второй колонный райбер, устанавливаемый выше зарезного райбера.

2.4. РАЗРАБОТКА И ИСПЫТАНИЕ ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ КНБК

Для безориентированного управления траекторией ствола наклонной или горизонтальной скважины при бурении забойными двигателями наиболее часто используются КНБК с одним или двумя опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ). Такие КНБК при бурении в изотропных породах с платформенным залеганием пластов обеспечивают более или менее удовлетворительный безориентированный набор или спад зенитного угла.

Для дополнительного управления азимутом в случае отсутствия заметного влияния неблагоприятных горно-геологических факторов используется простое правило. Так, при наборе зенитного угла (КНБК с долотом и стабилизатором на ниппеле двигателя, с долотом и полноразмерным наддолотным калибратором и др.) долото фрезерует верхнюю стенку скважины и, “набегая” вдоль цилиндрической образующей ствола в сторону вращения (со смещением относительно вертикальной плоскости, проходящей через центр забоя), стремится увеличить азимут скважины, а при естественном спаде зенитного угла, наоборот - уменьшить азимут или стабилизировать его. Последний случай удовлетворительно объясняется влиянием закручивания колонны и пространственной, а не плоской формой упругой деформации КНБК. Влияние этих факторов до настоящего времени изучено недостаточно полно и иногда ошибочно объясняется воздействием гироскопического эффекта, для ощущения которого необходима частота вращения долота не менее 8000-10 000 мин-1.

Для стабилизации зенитного угла и азимута скважины в промысловой практике также наибольшее распространение получили КНБК с одним - двумя ОЦЭ.

Практически во всех случаях использования распространенных видов КНБК (использование специальных управляющих устройств не рассматривается) регулирование управления траекторией ствола обеспечивается практически за счет изменения диаметров ОЦЭ и варьирования расстояний между ними. Поэтому на каждой буровой для проводки наклонных скважин необходимо иметь запас ОЦЭ (до 7-15) или обеспечивать возможность их своевременного подвоза.

В результате все более широко начинает развиваться предложенная в свое время ВНИИБТ и рядом ведущих зарубежных буровых подрядчиков тенденция к переходу от ОЦЭ с жесткими центрирующими или калибрующими ребрами к калибраторам, стабилизаторам и центраторам со сменными лопастями регулируемого (непосредственно перед спуском в скважину) диаметра или управляемых тем или иным способом оперативным путем по показаниям, например, телеметрической системы.

Кроме того, исследования последних десятилетий и анализ известного промыслового опыта подтвердили целесообразность в отдельных случаях возможной дополнительной комплектации ОЦЭ простыми приспособлениями и узлами, обеспечивающими дополнительные функции:

кольматацию ствола скважины при бурении в зонах продуктивного и верхнего водоохранного комплексов, а также при возникновении некоторых видов осложнений;

дополнительную высокочастотную турбулизацию потока на забое или усиление естественной с помощью встроенных гидрогенераторов или турбулизаторов с целью улучшения промывки забоя и дополнительной кольматацией стенок скважины отдельными частицами выбуренной породы;

снижение дифференциального давления на забой скважины;

возможность в отдельных случаях локальной проработки (на участках интенсивного искривления) или расширения ствола (для повышения качества изоляции эксплуатационной колонны в зоне продуктивного комплекса или для ликвидации поглощений с установкой потайных колонн);

возможность использования ОЦЭ для принудительного вращения нижней части КНБК по траектории вокруг оси скважины (при эксплуатации ОЦЭ в режиме эксцентричного вращающегося ниппеля), а не вокруг собственной оси, с целью резкого (по сравнению со стандартными ОЦЭ - кратного) снижения влияния отклоняющей силы на долоте на интенсивность изменения зенитного угла (обеспечение малоинтенсивного набора или спада);

обеспечение формирования поперечного сечения ствола в виде правильного цилиндра, устранения или снижения влияния набегания долота при вращении на стенку скважины на изменение азимута скважины;

гашение поперечных параметрических колебаний долота в целях повышения скорости бурения, формирования поперечного сечения скважины в виде правильного цилиндра (за счет принудительного центрирования долота в скважине), снижения интенсивности загрязнения прискважинной зоны пласта продуктивного коллектора и др.

Указанным условиям в наибольшей мере удовлетворяют разработанные и испытанные в промысловых условиях в 19971998 гг. гидравлические калибраторы с самовыдвигающи-

Рис. 2.16. Калибраторы:

а - КСмРМп2; б - КСмР-122-135; в - КСмРМ-295,3

мися ребрами моделей КПр-215 (прямолопастного) и КС-215,9 (спирального). Однако промысловые испытания гидравлических калибраторов, несмотря на их эффективность (в режиме “эксцентричного вращающегося ниппеля” была обеспечена полная, притом устойчивая стабилизация азимута) в целом выявили их основной недостаток - необходимость профилактического обслуживания из-за наличия трущихся поверхностей, уплотняемых резиновыми кольцами круглого сечения.

Необходимость в профилактическом обслуживании привела к необходимости перехода к более устойчивым к внешнему воздействию и не требующим профилактического обслуживания калибраторам модели КСмР с регулируемым непосредственно перед спуском в скважину диаметром.

Испытания первой модели КСмР подтвердили приемлемость

использования их для бурения в твердых породах в режимах и обычного калибратора, и эксцентричного ниппеля. Однако одновременно выявилась и потребность модернизации, связанная с необходимостью:

облегчения и повышения надежности регулирования диаметра;

увеличения опорной поверхности ребер при бурении в мягких породах;

усиления вооружения при наличии в скважине абразивных

А-А

Рис. 2.16. Продолжение

частиц песка (одновременно затрудняющих использование стабилизаторов СН).

По результатам проведенных промысловых исследований первой модели Башнипинефтью были разработаны совместно с НПФ “Технология” УГНТУ рабочие чертежи на новые или модернизированные модели ОЦЭ прямолопастные механического типа (расширители - гидравлического) и только регулируемого диаметра (в том числе ранее разработанные первые модели, удовлетворительные для бурения в твердых породах,


Рис. 2.17. Стабилизаторы:

а -    СШНМ-215,9; б -

СШНМ-295,3; б - СШВМ-215,9; г - СШВМ-295,3 были заменены на модернизированные, удовлетворяющие условиям проводки скважин и в твердых породах Урало-Поволжья и в мягких Западной Сибири):

калибратор КСмРМп2 (215,9) - для мягких пород (рис. 2.16, а);

калибратор КСмРМЗ (215,9) - универсальный, повышенной износостойкости;

калибратор малого диаметра КСмР-122-135 (рис. 2.16, б); калибратор КСмР-142-157;

модернизированный    универсальный    калибратор

КСмРМ-259,3 (рис. 2.16, в);

модернизированный    универсальный    стабилизатор

СШНМ-215,9 (рис. 2.17, а) - нижний, 195-мм шпинделя забойного двигателя, с регулируемым диаметром (изготовлены опытно-промышленные образцы);

модернизированный    универсальный    стабилизатор

СШНМ-295,3 (рис. 2.17, б) - то же для 240-мм двигателя;

модернизированный    универсальный    стабилизатор

СШНМ-215,9 (рис. 2.17,    в) - верхний, для установки между

секциями 195-мм двигателя и шпинделя, с регулируемым диаметром (изготовлены опытно-промышленные образцы);

модернизированный    универсальный    стабилизатор

СШНМ-295,3 (рис. 2.17, „) - то же для 240-мм двигателя;

центратор ЦЗР-215,9 - то же для 215,9-мм двигателя и УБТ-178;

центратор ЦЗР-295,3 (рис. 2.18);

расширитель гидравлический лопастный РШЛ 120/136 (рис. 2.19) - модернизированный по результатам промысловых испытаний первой модели РШЛ 116/137 на двух скважинах; гидравлический шарошечный расширитель РШК 120/150; гидравлический лопастный расширитель РШЛ 212/240 (конструкция модернизирована по результатам испытаний РШЛ 116/137).

Рис. 2.19. Расширитель РШЛ 120/136

Кроме того, в условиях Западной Сибири на трех скважинах проведены дополнительные промысловые испытания калибраторов КСмР (215,9) первой модели, подтвердившие р анее полученные результаты о необходимости разработки для бурения в мягких породах специальных типоразмеров калибраторов модели КСмР, а также ранее полученные в Башнипинеф-ти и других НИИ аналитические выводы о необходимости использования для устойчивой стабилизации зенитного угла КНБК с тремя - четырьмя ОЦЭ.

В целом по результатам проведенных испытаний можно считать подготовленными к внедрению конструкции следующих ОЦЭ:

калибраторы механические, регулируемого диаметра модели КСмРЗ-215,9;

гидравлические прямолопастные калибраторы КПрМ2-215,9; лопастные расширители РШЛ 120/136; калибраторы КСмР-122-135.

2.5. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

2.5.1. СПОСОБ ОРИЕНТИРОВАННОЙ СБОРКИ РАБОЧИХ ОРГАНОВ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ И УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ КОНСТРУКЦИЯ ШПИНДЕЛЯ-ОТКЛОНИТЕЛЯ

Компоновка низа бурильной колонны при забуривании БС включает, как правило, долото, калибратор и винтовой забойный двигатель-отклонитель. В искривленных стволах мощность серийных винтовых двигателей часто оказывается недостаточной для бурения скважины, особенно при износе статора или ротора. В таких случаях для увеличения крутящего момента приходится последовательно сочленять две винтовые пары забойного двигателя.

Сочленение роторов, представляющих собой трехзаходные винты, необходимо производить таким образом, чтобы верхний из них являлся естественным продолжением нижнего без каких-либо смещений вокруг оси. Разработан способ ориентированной сборки рабочих органов винтовых забойных двигателей (патент РФ 2109122, БИ № 11, 1998), который заключается в следующем (рис. 2.20).

1. Подгоняют конусные сопрягаемые поверхности роторов и жесткой связи так, чтобы прилегание сопрягаемых деталей было не менее 65 % по всей длине конуса.

2.    Соединяемый конец ротора нагревают до температуры 600-700 °С и помещают на конус жесткой связи.

3. На остывший конец ротора крепят подвижную втулку с внутренним профилем, соответствующим наружному профилю соединяемых роторов.

1 - ротор винтового двигателя; 2 - конусная жесткая связь; 3 - втулка с внутренним профилем; 4 - фиксатор

Рис. 2.21. Шпиндель-отклонитель:

1 - верхняя часть; 2 - нижняя часть; 3 - корпус; 4 - осевая опора; 5 - радиальные опоры; 6 - вал; 7 - конусно-шлицевая муфта; 8 - корпус нижней части; 9 - осевые опоры; 10 - радиальные опоры; 11 - вал; 12 - ниппель; 13 - переводник; 14, 15 - полумуфты кулачковые; 16 - упорные концы полу-муфты

4. Нагревают соединяемый конец другого ротора, пропускают внутрь закрепленной втулки и размещают на втором конусном конце жесткой связи. При этом за счет соответствия наружного профиля ротора и внутреннего профиля подвижной втулки происходит ориентирование роторов относительно друг друга.

5.    После охлаждения снимают подвижную втулку.

Размеры жесткой связи выбирают с учетом нормального

вращения в соединительном переводнике секций двигателя.

Спаренный забойный двигатель на некоторых скважинах (319, 455, 121, 1029) позволил увеличить нагрузку на долото в процессе забуривания БС в среднем на 25 %.

Выпускаемые отечественной промышленностью отклонители для бурения горизонтальных и боковых стволов требуют существенных изменений конструкции ввиду необходимости высокого темпа набора кривизны. Как будет показано ниже, на параметры искривления оказывают влияние угол перекоса шпинделя-отклонителя и длина нижнего плеча. Эта проблема решена за счет максимального приближения радиальной опоры шпинделя к забою, монтажа ее в ниппельную часть и уменьшения ее длины, а также передачей осевых нагрузок упорными торцами кулачковых муфт. Это позволяет снизить удельное давление на осевую пяту.

Шпиндель-отклонитель (рис. 2.21) состоит из двух частей. Верхняя основная часть, где установлен полный комплект осевой и радиальных опор, воспринимает радиальные и осевые нагрузки. Вторая часть шпинделя представляет собой надставку с отдельным укороченным валом, общая длина которой в несколько раз меньше длины основного шпинделя и предназначена для интенсивного набора зенитного угла (до 8° на 10 м) и интенсивного изменения азимута ствола скважины. В этой части установлены две радиальные опоры и три подпятника с осевым люфтом, который на 1-2 мм больше, чем на основной осевой опоре (пяте). Эти элементы исключают выпадение вала на забой и обеспечивают ему осевое перемещение на величину их люфта, а в процессе работы отклонителя включаются в работу с основной осевой опорой.

Для придания жесткости компоновке нижняя радиальная опора максимально приближена к забою за счет монтажа ее в ниппельной гайке. Надставка присоединяется к корпусу основной опоры посредством косого соединительного переводника с заданным углом кривизны. Их валы соединены с помощью шарнирно-кулачковой муфты, установленной в плоскости кривизны косого соединительного переводника. Крутящий момент и осевые нагрузки с верхнего основного вала на надставку передаются соответственно кулачками и упорными торцами кулачковых муфт.

Крутящий момент от ротора винтовой пары на вал шпинделя-отклонителя передается через гибкий вал (торсион) и конусно-шлицевую муфту, верхняя полумуфта которой соединена с гибким валом. Нижняя полумуфта (конус) навинчена на вал шпинделя.

2.5.2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРОВ ИСКРИВЛЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА ОТ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО И УГЛА ПЕРЕКОСА ШПИНДЕЛЯ-ОТКЛОНИТЕЛЯ

Траектория бокового ствола на участке набора кривизны при бурении зависит от геометрических параметров инструмента и режима бурения.

Зенитный угол а зависит от угла перекоса в, нагрузки на долото Рд и длины нижнего плеча l. С помощью пакета статических программ “Statgrafics” установлена связь

Коэффициент корреляции п = 0,87.

На рис. 2.22 показаны графики изменения зенитного угла а от нагрузки на долото Рд для конкретных условий бурения БС, глубины забуривания и определенных компоновок низа бурильной колонны.

Характерная особенность графиков - повышение зенитного угла а при увеличении нагрузки на долото Рд. Полученные

10    20    30    40

Рис. 2.22. Изменение зенитного угла от нагрузки на долото для фаменского горизонта ($) и турней-ского яруса ( • )

о 5    10    15    20    25    30

Нагрузка на долото, кН


б

18


Нагрузка на долото, кН

зависимости позволяют ориентировочно подбирать нагрузку на долото для достижения требуемых зенитных углов при определенных геометрических размерах КНБК и буримых породах.

2.6. СПОСОБЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

2.6.1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Проблемой установки надежных цементных мостов в скважинах традиционных конструкций занимались многие исследователи. Наиболее полно работы в этой области обобщены в работе М.О. Ашрафьяна [24]. Между тем промысловая практика установки цементных мостов для забуривания бокового ствола (БС) показывает, что положительный результат часто достигается лишь после проведения трех - четырех операций. Это вызвано отсутствием соответствующей методики расчета технологического процесса с учетом физико-механических свойств цементного камня.

Методика расчета установки цементных мостов, обеспечивающая забуривание БС из фрезерованного участка обсадной колонны с цементного моста, заключается в следующем.

Первоначально определяются минимальные размеры моста (рис. 2.23), отвечающие требованиям по несущей способности.

Рис. 2.23. Схема установки цементного моста для забуривания бокового ствола из вырезанного окна в колонне:

1 - колонна обсадных труб в старой скважине; 2, 3 - верхняя и нижняя части моста; 4 - мост, установленный до вырезания окна; 5 - окно в колонне

Общая высота

где h2, h3 - высота цементного столба соответственно в вырезанном участке и в колонне ниже вырезанного участка.

Задаемся значением h1 из условия обеспечения нормального забуривания бокового ствола из вырезанного в колонне окна (например, по опыту Туймазинского управления буровых работ h1 = 1 м), тогда

h2 = Но - hj,    (2.5)

где Яо - высота вырезанного окна.

Несущая способность участка моста высотой h2 в вырезанной части колонны определяется нагрузкой Рно, которую выдерживает этот участок, а нагрузка зависит от прочности цементного камня на сдвиг Осц и площади сдвига ^сд:

рно = Рсд°сц = П^вАСсц,    (2.6)

где dBK - внутренний диаметр обсадной колонны; Осц - напряжение сдвига по телу цементного камня.

Нагрузка на участок моста ниже окна

Рнк = ^сцк = П^Л^цк-    (27)

где рск - площадь сдвига по колонне; G - напряжение сдвига цементного камня по поверхности колонны.

Тогда общее значение предельной нагрузки на цементный мост, определяющей его несущую способность,

где Рд - нагрузка на долото, определяемая исходя из твердости пород, слагающих стенки скважины с учетом опыта бурения ствола старой скважины в этом интервале.

При коэффициенте запаса прочности моста, равном 1,5, осевая нагрузка на мост

Для вычисления величины h3 по формуле (2.9) необходимо знать значения G и G , устанавливаемые экспериментально для конкретных материалов (цементного камня). Определение значения G представляет большую трудность. Легко определяется значение прочности цементного камня на сжатие G^. Напряжение сдвига по телу цементного камня G , вероятно, меньше значения прочности камня на сжатие G . Так, из работы [25] следует, что

^ц = о-б^ж.    аш

Поэтому высота верхней части моста, определенная с учетом значения G цементного камня, рассчитанного по соотношению (2.12), вполне удовлетворит условиям обеспечения несущей способности моста. Имея значения Gсц и G , по формуле (2.9) можно вычислить значение h3.

После определения минимальных размеров моста рассчитывают необходимые количества цементного раствора и прода-вочной жидкости. Объем цементного раствора, соответствующий объему цементного моста, представляет собой сумму объемов раствора для верхней V1 и нижней части моста V2:

V^ = V + V2 = 0,785(dch2 + dB2Kh3).    (2.13)

Для обеспечения точности установки моста берется запас раствора для его срезки на глубине “головы” моста в количестве 1,3V . Тогда объем цементного раствора для установки моста

V^ = 1, 3 • 0, 785(d2h2 + dB2Kh3).    (2.14)

Объем продавочной жидкости V^ рассчитывают, исходя из объема заливочных труб выше уровня цементного раствора. Успешность забуривания БС в заданном направлении оценивается соотношением буримости цементного моста и горных пород в интервале зарезки ствола.

Экспериментально установлено (А.Ф. Афанасьев), что практически буримость (механическая скорость бурения »м) пород обратно пропорциональна их твердости по штампу.

Исходя из изменения характера буримости при переходе от пород одной твердости к другой, М. О. Ашрафьян предложил соотношение для определения необходимой твердости цементного камня [24]:

Рш2 = (0,01-1,0)!ш1

где Рш1 и Рш2 - твердость по штампу породы и цементного камня соответственно.

(2.15)


При этом предполагается, что в основном идет объемное разрушение материалов и компоновка инструмента позволяет осуществлять надежное отклонение долота. При сложившейся в настоящее время практике забуривание с моста в целях создания (в начальный период)    надежного направления

(желоба-кармана) производится с минимальной нагрузкой на долото (“с навеса”). Судя по шламу в начальный момент происходит в основном поверхностное разрушение. Поэтому для обеспечения успешного забуривания бокового ствола от моста необходимо соблюдать более жесткое условие, нежели рекомендуется соотношением (2.15), а именно:

(2.16)

где Рцк и Рп - твердость цементного камня и породы соответственно.

Если это условие не удовлетворяется, то необходимо принять меры по увеличению твердости цементного камня в головной части моста. В лабораторных условиях определяют значение прочности цементного камня на изгиб G и сжатие G . В определенных пределах для однородного материала должна существовать корреляционная связь между Рцк и G^. Для данного типа цементного камня (рецептуры раствора) необходимо построить зависимость Рцк = f(G^x) по данным лабораторных исследований. Значение Рцк может быть установлено любым известным методом определения твердости (вдавливанием штампов, шара или конуса).

Известно, что задаваемая нагрузка на долото при бурении

(2.17)

где аш - коэффициент повышения твердости породы в условиях забоя; FK - площадь контакта зубьев шарошки; Рп - твердость породы.

Если известно Рд из опыта бурения интервала установки моста, то можно определить твердость породы из соотношения

(2.18)


Рп = Рд/^У,

Для приближенных расчетов применительно к условиям месторождений Башкортостана можно воспользоваться значениями рп, полученными Ю.Ф. Алексеевым [26].

Значение р цк можно повысить введением в цементный раствор кварцевого песка. Эксперименты показывают, что в условиях низких и нормальных температур при введении обычного крупнозернистого кварцевого песка прочность цементного камня практически не повышается, но увеличиваются его твердость и сцепление с металлом. При введении в тампонажный раствор молотого кварцевого песка прочность возрастает до содержания его в смеси 20 %, а свыше 20 % прочность цементного камня снижается без увеличения его твердости. Поэтому для установки мостов при забуривании БС на месторождениях Башкортостана применяли растворы из тампонажного портландцемента с водоцементным отношением В/Ц = = 0,45^0,4 с введением крупнозернистого кварцевого песка в количестве 15-20 % от массы цемента, поскольку при таком содержании песка в цементе повышается твердость цементного камня (рис. 2.24).

Рш-10

МПа Осж, МПа

Содержание песка в цементе, %

Рис. 2.24. Зависимость физико-механических свойств цементного камня от содержания песка в цементе (песок вводился в цементный раствор):

1 - при введении молотого песка с удельной поверхностью (^уд)    =

= 3700 см2/т; 2 - твердость цементного камня по штампу при введении в раствор крупнозернистого песка; 3 - то же с добавкой 2 % CaCl2 (по массе к цементу); 4 - при введении обычного крупного зернистого песка в цементный раствор


Г*1 /    02    Hi    ГА~и


Немаловажное значение имеет и подготовка ствола к установке цементного моста. Для этого требуется провести следующие работы.

1.    Скважина должна быть опрессована на давление р , превышающее суммарное гидростатическое давление столба жидкости в скважине ргс:

Ропр = 1>2ргс = 1.2(Рпж0 Нпж + Рцр^ Яцр)>    (219)

где рпж, рцр - плотность промывочной жидкости и цементного раствора; g - ускорение свободного падения; Нпж - высота столба промывочной жидкости; Нцр - высота столба цементного раствора выше нижней кромки окна (рис. 2.25).

2. Поглощение жидкости необходимо полностью ликвидировать с применением цементных растворов с наполнителем или иным способом. После ликвидации поглощения уровень жидкости в скважине должен быть на устье.


Рис. 2.25. Схема забуривания бокового ствола со спец-моста:

I - конструкция бетонной тумбы в сборе; II - бетонная тумба установлена и зацементирована в скважине; III - забуривание бокового ствола с бетонного моста; 1 - верхний пе р е-ходник; 2 - срезной палец; 3 - оболочка; 4 - канал; 5 - бетон; 6 - переходник; 7 - хвостовик; 8 -вырезанное окно; 9 - обсадная колонна; 10 - цементный мост; 11 - забойный двигатель; 12 - долото

Технологический процесс установки моста выполняется в следующем порядке.

1. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) спускают на глубину Нт, определяемую зависимостью

(2.20)

Производится промывка скважины и последующий контроль уровня жидкости.

2.    Приготовляют цементный раствор и нагнетают его в скважину, после чего поднимают НКТ до расчетной глубины и срезают излишки раствора.

3.    Колонну НКТ приподнимают на 20-30 м, и скважина оставляется на ОЗЦ.

4.    После ОЗЦ допуском НКТ проверяют уровень цементного моста. При наличии моста на расчетной глубине производят его опрессовку на давление

Ром = 1,2(Рд + Рпжд Нм).

(2.21)


В случае невыполнения условия (2.21) или понижения уровня моста производится его наращивание путем дополнительной заливки.

Применение разработанной методики расчета технологического процесса и реализации его с использованием оптимальной рецептуры тампонажных растворов позволило снять остроту проблемы установки мостов для забуривания боковых стволов в условиях Башкортостана.

Для снижения трудоемкости расчетов рекомендуется построение номограмм или разработки компьютерных программ.

2.6.2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЗАБУРИВАНИЯ БС

В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПЕЦМОСТА ВЫСОКОЙ ПРОЧНОСТИ

В целях устранения таких осложнений разработана технология забуривания с использованием искусственного спецмоста высокой прочности, спускаемого в скважину в готовом виде (см. рис. 2.25). Он представляет собой тонкую алюминиевую оболочку, заполненную затвердевшим бетоном, с центральным каналом. Снизу к нему крепится хвостовик, регулирующий высоту установки спецмоста. К верхней части оболочки с помощью срезных штифтов подсоединяется извлекаемый переходник с резьбой. После фрезерования сплошного участка эксплуатационной колонны на бурильных трубах спускают спец-

К)

pzab

ГГ

“7—

-7

F=r

U

_\

Рис. 2.26. Схема забуривания бокового ствола в обсаженной колонне скв. 684 Туймазинской площади:

I - ликвидация низа; I I - опрессовка колонны; III - вырезание кольца;

IV - приподъем верхней части колонны; V - цементирование верхней части колонны; VI - установка моста для забуривания; 1 - НКТ; 2 - обсадная труба; 3 - цементный камень; 4 - опрессовочная головка; 5 - взрывозащищенный забойный двигатель Д1-105; 6 - вырезающее устройство

мост и закачивают цементный раствор до отметки выше вырезанного участка колонны. После затвердения цементного раствора производят разгрузку веса бурильных труб для срезания штифтов и последующего подъема бурильных труб. Высокая прочность спецмоста позволяет бурильному инструменту быстро выйти из основного ствола и забурить БС.

2.6.3. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАБУРИВАНИЯ БС

С ЧАСТИЧНЫМ ПОДЪЕМОМ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Для гарантированного выхода бурильного инструмента из старого ствола необходимо достаточно большое окно. Фрезеровать старую колонну на участке не менее 30-50 м сложно и дорого, поэтому была разработана технология, позволяющая при наименьших затратах получить сплошное окно большой протяженности.

Сущность разработанной технологии заключается в вырезании небольшого участка обсадной колонны в виде кольца и последующем частичном подъеме колонны (патент РФ № 2109921, БИ № 12, 1998). Однако подъем колонны возможен только в случае отсутствия цементного кольца за колонной. На рис. 2.26 показаны стадии реализации технологии. В скважину на глубину ниже места забуривания спускают колонну НКТ и устанавливают ликвидационный мост. После извлечения НКТ эксплуатационную колонну опрессовывают с целью выявления дефектов в металле труб. Далее в скважину спускают вырезающее устройство для фрезерования кольцевого окна. После этого приподнимают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 30-50 м. Приподнятую часть колонны цементируют. Далее в образовавшемся окне устанавливают прочный цементный мост для забуривания бокового ствола.

Теоретические исследования фильтрации в пласте с трещинами гидравлического разрыва  »
Библиотека »