ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО РАЗРЕЗА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
При прогнозировании показателей разработки вертикальными скважинами вопрос о вскрытии продуктивного разреза рассматривается с позиции отработки всех пропластков с учетом наличия гидродинамической связи между ними, опасности обводнения скважин подошвенной водой, состава добываемой продукции по толщине залежи и т.д. При этом не рассматривается вопрос о направлении ствола, предполагается, что ствол будет строго вертикальным или наклонным (если скважины размещены кустами).
Освоение газовых и газонефтяных месторождений системой горизонтальных скважин предъявляет к вскрытию продуктивного разреза дополнительные требования:
наличие в обязательном порядке вертикальной проницаемости не только в пределах гидродинамической связи между пропластками, но даже в пределах вскрываемого горизонтальным стволом пропластка;
направление горизонтального ствола в пределах продуктивного разреза, имеющее важное значение для устойчивой эксплуатации скважин без осложнений.
Эти требования обусловлены, как правило, тем, что вскрываемые горизонтальными скважинами пласты низкопроницаемые и малопродуктивные и освоение таких залежей вертикальными скважинами нецелесообразно по экономическим показателям.
Вскрытие газовых и газонефтяных месторождений горизонтальными скважинами необходимо обосновать, исходя из:
одновременности вовлечения в разработку всех пропластков; равномерности дренирования залежи по площади; безводной эксплуатации скважины в течение всего периода разработки за-
лежи; необходимости предотвращения возможности образования песчано-
жидкостных пробок; безгазовой эксплуатации нефтяных оторочек;
необходимости вскрытия одного или нескольких пропластков при освоении многопластовых неоднородных наклонных пластов и т.д.
Возможные варианты вскрытия газовых и газонефтяных месторождений горизонтальными скважинами и распределение забойного давления и дебита при различных конструкциях скважин показаны на рис. 6.32, à—ä. Íà ðèñ. 6.32, à приведена схема стандартного горизонтального ствола без оборудования фонтанных труб. При такой конструкции минимальное забойное давление будет у сечения ствола, переходящего из вертикального положения в горизонтальное. Накопление дебита, начиная от торца ствола, и движение потока в сторону вертикальной части ствола приводит к росту потерь давления по горизонтальной части ствола. Поэтому зависимости Q è pç îò L (ñì. ðèñ. 6.32, à) следует, что при L = 0 забойное давление будет минимальным (в пределах горизонтальной части ствола), а дебит максимальным.
Íà ðèñ. 6.32, á показана схема стандартной горизонтальной скважины, оборудованной частично фонтанными трубами, и распределение давления на забое и дебита вдоль горизонтального ствола. Как видно из этого рисунка, из-за потерь давления в затрубном пространств и в зоне от башмака фонтанных труб до торца скважины минимальное забойное давление в отличие от предыдущего варианта (см. рис. 6.32, à) (горизонтальный ствол не оборудован фонтанными
585
Рис. 6.32. Вскрытия газовых залежей горизонтальными скважинами:
à – с горизонтальным стволом без фонтанных труб; á – с частично оборудованным трубами горизонтальным стволом; â – полностью оборудованным фонтанными трубами горизонтальным стволом; ã è ä – профили горизонтальных стволов, не оборудованных и частично оборудованных фонтанными трубами, обеспечивающие вынос твердых и жидких примесей в продукции скважин
586
трубами) переместилось к башмаку фонтанных труб. Эта особенность горизонтального ствола позволяет в зависимости от дебита и диаметров и длин обсадных колонн и фонтанных труб отвести от зоны вертикальной части ствола минимальное забойное давление на любое расстояние. Если учесть, что в настоящее время длина горизонтального ствола составляет несколько тысяч метров, то нетрудно создать такую длину горизонтального ствола, которая позволила бы отвести максимальную депрессию на пласт на несколько километров в сторону, что очень важно при бурении нескольких скважин из одного куста или из одной платформы в морских условиях.
Íà ðèñ. 6.32, â приведены схема конструкции горизонтального ствола, оборудованного практически до торца фонтанными трубами, и соответствующие этой схеме распределения забойного давления и дебита скважины. Эта схема аналогична схеме, показанной на рис. 6.32, á и отличается от нее только тем, что L1, т.е. длина спуска фонтанных труб, практически равна длине горизонтальной части ствола L. Такая схема позволяет в некоторой степени улучшить условие выноса примесей, поступающих в ствол вместе с газом.
Íà ðèñ. 6.32, ã è ä показаны профили горизонтальных стволов, оборудованных фонтанными трубами (рис. 6.32, ä) è áåç íèõ (ðèñ. 6.32, ã). Такие конструкции также позволяют улучшить условия выноса примесей из горизонтальной части ствола. В случае варианта «г» примеси, поступающие к горизонтальному стволу, стекают к сечению, где находится башмак фонтанных труб, а
оттуда суммарным потоком Qñóì = Qçàá + QL−L по фонтанным трубам выносят-
1
ся на поверхность.
Как было отмечено выше, одной из отличительных черт горизонтальных скважин от вертикальных является несовершенство горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Для горизонтальных скважин несовершенство по степени вскрытия пласта по толщине носит условный характер. Несовершенство горизонтальной скважины по толщине следует понимать как симметричное или асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине продуктивного разреза. Теоретическим оптимальным расположением горизонтального ствола по толщине считается его симметричное положение относительно кровли и подошвы пласта. При вскрытии изотропного пласта горизонтальным стволом, симметрично расположенным по толщине, скважина дает максимальный дебит. Перемещение ствола ближе к кровле или подошве пласта сопровождается снижением дебита при одинаковых депрессиях на пласт, конструкциях горизонтального ствола относительно дебита, получаемого при симметричном расположении ствола. Причем для пластов небольшой толщины ( 50 м) влияние симметричности расположения ствола на дебит незначительно (около 7 %). С увеличением толщины пласта влияние асимметрического расположения горизонтального ствола на производительность увеличивается.
Для горизонтальных скважин более существенным с позиции несовершенства вскрытия пласта для их производительности оказывается несовершенство по вскрытию в плане зоны, дренируемой горизонтальным стволом. К настоящему времени предложено три варианта формы зоны, дренируемой горизонтальной нефтяной скважиной (рис. 6.33, à, á, â), для которых получены приближенные расчетные формулы, позволяющие определить дебит горизонтальных нефтяных скважин, и только одна форма зоны дренирования горизонтальными газовыми скважинами, показанная на рис. 6.33, â. Производительность горизонтальной скважины с длиной ствола Lñê, дренирующей полосообразный пласт длиной L, существенно зависит от отношения l =Lñê/L. Аналитические формулы для определения влияния несовершенства в плане вскрытия зоны
587
Рис. 6.33. Схемы зоны влияния работы горизонтальной скважины, принятые при решении задачи фильтрации жидкости к горизонтальному стволу:
à – круговая; á – эллиптическая; â – прямоугольная
дренирования на производительность горизонтальных газовых и нефтяных скважин к настоящему времени не предложены. Не предложены и формулы для определения коэффициентов несовершенства по вскрытию в плане, аналогов коэффициентов Ñ1 è Ñ3 для вертикальных скважин.
Такие формулы могут быть получены для простых геометрических форм зоны дренирования, например, для круга. Однако мало вероятно, что форма зоны дренирования будет круглой. Для этого длина горизонтального ствола должна быть весьма ограниченной, а потери давления в горизонтальной части ствола незначительными. В противном случае на форму зоны дренирования будет влиять изменение забойного давления по горизонтальному стволу.
Влияние несовершенства горизонтального ствола в плане на дебит может быть учтено путем использования результатов численного решения задач о фильтрации газа и нефти к горизонтальной скважине, позволяющих учитывать естественные формы зоны дренирования, неоднородность и анизотропность пластов. Результаты численного решения, полученные на геолого-математичес- ких моделях фрагментов нефтяных и газовых месторождений в безразмерных
координатах в виде зависимостей Q îò k L = Lñê /L è Q = Q(Lñê )/Q(L) , ïîêà-
заны на рис. 6.34 и 6.35 для изотропных, анизотропных и многослойных пластов при различных «радиусах» контура питания. Принятое условное понятие «радиус» контура питания представляет собой половину расстояния между
двумя горизонтальными стволами и выражено через R* = R* /L. Зависимости,
показанные на этих рисунках, должны быть использованы при определении проектных дебитов нефтяных и газовых скважин по формулам, полученным
588
Рис. 6.34. Зависимостè относительного дебита Q от относительного вскрытия газоносного пласта вертикальной (1) и горизонтальной скважиной (2–7) для различных безразмерных ра-
диусов контура питания
Рис. 6.35. Зависимости относительного дебита горизонтальной нефтяной скважины от относительного вскрытия в плане полосообразного пласта:
1– ki > ki+1 è Rê = 1400 ì;
2– k1–7 = 0,1 ìêì2; 3 – k1–7 = = 0,5 2; 4 – k1–7 = = 0,1 2; 5 – k1–7 =
2 è Rê = 175; 6 –мкммкм= 0,1 ìêì
ki < ki+1 è Rê = 350 ì
589
для полосообразного пласта, вскрытого симметрично расположенным горизонтальным стволом, относительно толщины пласта и «радиуса» контура питания. Размеры полосообразного пласта, приходящегося на долю проектной горизонтальной скважины, должны быть определены из структурной карты с размещенными по площади структуры проектными горизонтальными скважинами. Естественно, что если каждая проектная горизонтальная скважина будет полностью вскрывать (в плане) приходящийся на ее долю полосообразный пласт, то производительность ее будет максимальной. В целом же общая длина горизонтального ствола нефтяных и газовых скважин должна быть установлена путем оптимизационных расчетов длины горизонтального ствола с учетом геологиче- ской характеристики залежи.
6.12. ВСКРЫТИЕ МНОГОСЛОЙНЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
При решении вопроса, связанного с вскрытием многослойного неоднородного пласта горизонтальными стволами, необходимо исходить из того, какая зависимость между производительностью горизонтальных скважин, вскрываемыми пропластками, параметрами анизотропии этих пропластков, последовательностью их залегания, углом падения газоносных пропластков и расположением горизонтального ствола.
На многопластовых неоднородных залежах с подошвенной водой при хорошей гидродинамической связи между пропластками возможны два варианта расположения горизонтального ствола:
1. С позиции получения максимального дебита при заданной депрессии на пласт. Если опасность обводнения подошвенной водой невелика, то следует горизонтальный ствол расположить симметрично по толщине продуктивного пласта.
2. С позиции получения устойчивого безводного дебита. Горизонтальный ствол следует расположить ближе к кровле продуктивного разреза, что позволит увеличить допустимую депрессию на пласт или же, при разумном ограни- чении значения депрессии на пласт, продлить срок безводной эксплуатации скважины.
Схематично предлагаемые варианты вскрытия многопластовой неоднородной залежи с подошвенной водой показаны на рис. 6.36, à è á (вскрытие горизонтальных пластов) и рис. 6.37 (вскрытие наклонных пластов). При вскрытии многослойных горизонтальных пластов существует только один возможный вариант — перемещение горизонтального пласта ближе к кровле. При этом снижение дебита (при заданной депрессии на пласт) зависит от толщины пласта. При сравнительно малых толщинах газоносного пласта потери в дебите сравнительно небольшие. Так, например, на одном из месторождений Республики Саха, при толщине залежи h = 20 м снижение дебита за счет передвижения горизонтального ствола к кровле составляет 7 %. С ростом толщины потери дебита за счет асимметрии расположения горизонтального ствола по толщине увеличиваются. Особенно существенное снижение дебита происходит в
590
Рис. 6.36. Схема вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой горизонтальной скважиной и образование конуса подошвенной воды:
à – при отсутствии в горизонтальном стволе фонтанных труб; á – при частичном оборудовании горизонтального ствола фонтанными трубами
том случае, когда параметр анизотропии ≤ 0,01 и низкопроницаемые пропластки расположены ближе к кровле. Влияние перемещения горизонтального ствола относительно середины газоносной толщины будет рассмотрено при обосновании технологического режима работы горизонтальных скважин, а также в разделе, посвященном степени истощения каждого высоко- и низкопроницаемого пропластка.
На рис. 6.37 показаны схемы вскрытия многослойного неоднородного наклонного пласта для двух вариантов расположения ствола. В варианте «а» ствол скважины вскрывает верхний пропласток по оси y. В этом случае опасность обводнения намного меньше, чем во всех остальных возможных вариантах расположения горизонтального ствола. Однако если вертикальные проницаемости пропластков незначительные, то дебиты скважин при таком расположении могут оказаться очень низкими.
Рис. 6.37. Схема вскрытия многослойного наклонного пласта горизонтальной скважиной
591
Поэтому проектировщик должен предусмотреть вскрытие всех пропластков с учетом возможности опережающего продвижения краевой воды по высокопроницаемым пропласткам. При этом должны прогнозироваться межпластовые перетоки. Степень истощения каждого из пропластков зависит не только от межпластовых перетоков, но и от длины горизонтального ствола, вскрывшего каждый из пропластков. Длина вскрытия каждого из пропластков зависит от угла наклона горизонтального ствола, точнее, от профиля ствола.
Современная технология бурения горизонтальных скважин позволяет создавать самые различные профили горизонтального ствола. Кроме того, при вскрытии пласта горизонтальными скважинами на различных участках залежи профили вскрытия могут быть и должны быть выбраны, исходя из геологиче- ской особенности залежи на отдельных участках.
6.13.ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
Âоснову выбора конструкции скважин для освоения газовых месторождений должно быть заложено два главных условия:
герметичность, устойчивость колонны и вскрытие пласта;
обеспечение ожидаемых дебитов с минимальными потерями давления в стволе и выносом примесей в составе добываемой продукции.
К конструкции скважины относятся фонтанная арматура, колонная головка, обсадные и фонтанные трубы, фильтровая часть, клапаны ингибиторный, циркуляционный, отсекатель, пакер, хвостовик. Эти элементы обосновываются с позиции эксплуатационных характеристик скважины. С позиции герметичности и устойчивости скважин элементы, входящие в понятие «конструкция скважины», обосновываются специалистом по бурению исходя из геологиче- ских особенностей разреза.
При обосновании конструкции эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин необходимо учесть:
геологические особенности разреза горных пород в районе расположения месторождения;
наличие водоносных пластов в разрезе; наличие подошвенной воды (нефтяной оторочки);
устойчивость коллекторов в пределах этажа газоносности;
наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов: СО2, Í2S, ртуть и др.;
величину пластового давления; продуктивность газоносных коллекторов;
однородность продуктивного разреза и последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и гидродинамическую связь между ними;
наличие многолетнемерзлых слоев в среде, окружающей ствол скважины; содержание конденсата в газе и другие факторы.
Если месторождение осваивается системой горизонтальных скважин, то к перечисленным факторам добавляются обоснование радиуса кривизны для перехода ствола от вертикального к горизонтальному положению, длина горизонтальной части ствола, обеспечение выноса примесей из затрубного пространства к башмаку фонтанных труб и далее по этим трубам до устья скважины. При
592
этом необходимо обосновать работоспособность участка от башмака фонтанных труб до торца скважины, решить вопрос о центрации пролежания фонтанных труб и распределении давления в пласте в зависимости от конструкции скважины и т.д.
В отличие от нефтяных скважин заколонное пространство всех колонн в газовых и газоконденсатных скважинах цементируется практически до устья. Герметичность газовых и газоконденсатных скважин является обязательным условием для их принятия в эксплуатационный фонд. Если это условие не соблюдено, то возникает опасность утечки газа, что создает взрывоопасную ситуацию. В практике освоения газовых месторождений известны случаи, когда из-за газопроявления вследствие негерметичности скважин или нарушения технологии бурения в процессе освоения залежи были переселены населенные пункты.
Устойчивость и герметичность скважин существенно зависят от наличия многолетнемерзлых грунтов. Наличие мерзлоты значительной мощности в се- веро-восточных районах Российской Федерации снижает устойчивость техниче- ских, промежуточных и эксплуатационных колонн и скважин в целом в результате растепления прискважинной зоны в процессе ее эксплуатации.
Как правило, температура потока газа в стволе скважины намного выше температуры мерзлых пород, окружающих ствол. Поэтому происходит оттаивание прискважинной зоны, что приводит к нарушению цементирующей связи между цементным камнем и мерзлыми породами. В результате ствол скважины оказывается оторванным от горных пород.
Избежать этого явления можно только при создании хорошо теплоизолированных технических, промежуточных и эксплуатационных колон. В конце 60-х гг. 20 в. были проведены научно-исследовательские и опытно-конст- рукторские работы по созданию теплоизолированных труб для бурения скважин в северных и северо-восточных районах, где распространены многолетнемерзлые породы. Однако несмотря на создание опытных образцов таких труб, не было налажено их промышленное производство.
Поэтому в настоящее время во избежание вибрации устья газовых скважин на севере Тюменской области используют цементный раствор для их крепления на «бункере».
С позиции технологии добычи газа наличие мерзлоты в определенной степени обусловливает необходимость ингибирования скважин против гидратообразования. С наличием мерзлоты, развитой до сравнительно больших глубин, связана низкая температура газа в пласте. Так, например, на Среднеботуобинском газонефтяном месторождении Республики Саха (Якутия) на глубине2000 м температура газа равна 120 °С. В таких условиях гидраты образуются не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта в результате создания депрессии на пласт. Проходя через зону мерзлоты толщиной до 1300 м, газ с учетом снижения его температуры и за счет создания депрессии на пласт приобретает практически отрицательную температуру у устья скважины.
При проектировании разработки газовых и газонефтяных месторождений задачи, связанные с герметичностью и устойчивостью скважин, вскрытием пласта, оборудованием скважин, решаются специалистами, привлеченными к проектированию по бурению. При этом обоснование диаметра обсадной колонны и глубины ее спуска, решение вопросов состояния забоя (открытый или перекрытый обсадной колонной, центрированный, а затем перфорированный с указанием типа перфоратора) осуществляются технологом по режимам эксплуатации скважин, исходя из ожидаемого дебита скважин.
593
Хорошим примером привязки диаметров обсадной колонны и фонтанных труб к производительности скважин является, выбранная для месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и других конструкция скважин, когда большие дебиты (около 1 млн. м3/сут) не вызывают существенных потерь давления в стволе, так как диаметр обсадной колонны равен 0,2 м, а фонтанных труб – 0,15 м. По параметрам труб конструкция скважин этих месторождений аналогов в мире не имеет.
ВЫБОР ДИАМЕТРА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Прежде всего, выбираемый в проекте диаметр эксплуатационной (обсадной) колонны должен позволять спуск в скважину фонтанных труб такой конструкции, при которой будут иметь место минимальные потери давления при движении газа по стволу скважины и одновременно будет обеспечиваться вынос поступающих на забой жидких и твердых примесей. Для выноса примесей необходима на любом сечении по стволу скорость, превышающая 5 м/с. Такая скорость не только обеспечивает минимальные потери и надежную эксплуатацию скважины без осложнений, но и гарантирует минимальный коррозионноэрозионный процесс в стволе.
В зависимости от геологических условий на месторождении, т.е. в зависимости от устойчивости пород к разрушению, от наличия подошвенной воды, от неоднородности пласта и последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков, их вскрытия и гидродинамической связи между пластами, в проекте должна быть выбрана одна из четырех конструкций, показанных на рис. 6.38, если месторождение осваивается системой вертикальных скважин. Вариант à следует выбрать тогда, когда пласт устойчив к разрушению и отсутствует опасность обводнения скважины подошвенной водой. При проектировании разработки в пределах одного месторождения может иметь место несколько конструкций. Так, например, на месторождении Шатлык в пределах купольной и приконтурной частей залежи приняты конструкции â è ã соответственно.
В случае когда на разные пачки пропластков пробурены различные сетки скважин с целью одновременного вовлечения в разработку всех запасов на месторождении, должны быть выбраны различные типы конструкций. В частности, на Оренбургском газоконденсатном месторождении были использованы практически все четыре разновидности вскрытия пласта.
Если продуктивный пласт неустойчив к разрушению, то он перекрывается обсадной колонной, а затем цементируется и перфорируется. Тип перфоратора и число отверстий обязан выбрать проектировщик исходя из влияния характера вскрытия на производительность скважины при заданной депрессии на пласт. На рис. 6.30 и 6.31 показаны зависимости ∆p2 и относительного дебита Q газовых скважин от числа перфорации n для заданных коэффициентов фильтрационного сопротивления à è b. Принятые в настоящее время методы вскрытия в зависимости от числа отверстий практически не снижают производительность скважины. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений особых трудностей, связанных с характером вскрытия пласта, не возникает. Тем не менее для устойчивых коллекторов целесообразнее иметь скважину с открытым стволом в пределах продуктивного разреза. Такие конструкции использованы на Оренбургском газоконденсатном месторождении (см. рис. 6.38, à è á).
594