- •Введение
- •Историческая справка
- •1. Общие сведения об искривлении скважин
- •1.1. Элементы, определяющие пространственное положение и искривление скважин
- •1.2. Причины и закономерности естественного искривления скважин
- •1.2.1. Геологические причины искривления скважин
- •1.2.2. Технологические причины искривления скважин
- •1.2.3. Технические причины искривления скважин
- •1.3. Методика выявления закономерностей искривления скважин
- •1.4. Общие закономерности искривления скважин
- •2. Измерение искривления скважин
- •2.1. Датчики инклинометров
- •2.1.1. Датчики зенитного угла
- •2.1.2. Датчики азимута
- •2.2. Инклинометры, опускаемые на кабеле
- •2.3. Автономные инклинометры
- •2.4. Забойные телеметрические системы
- •2.5. Периодичность и шаг измерений
- •2.6. Ошибки измерения искривления
- •3. Проектирование профилей направленных скважин
- •3.1. Типы профилей и рекомендации по их выбору
- •3.2. Определение допустимой интенсивности искривления скважин
- •3.3. Расчет профиля скважины
- •3.3.1. Теоретические основы расчета профиля скважины
- •3.3.2. Трехинтервальный профиль
- •3.3.3. Четырехинтервальный профиль
- •3.3.4. Пятиинтервальный профиль
- •4. Построение проекций скважин по данным инклинометрических замеров и контроль за траекторией ствола
- •4.1. Графический способ построения проекций скважин
- •4.2. Допустимые отклонения забоя скважины от проекта
- •4.3. Расчет величин ошибок в положении забоя скважин
- •4.4. Аналитическое определение координат ствола скважины
- •4.5. Вероятность попадания скважины в круг допуска
- •5. Технические средства направленного бурения
- •Основные размеры отклонителей и их энергетические параметры
- •Технические характеристики взд для бурения направленных скважин
- •6. Ориентирование отклонителей
- •Угол закручивания инструмента при бурении под кондуктор
- •Угол закручивания инструмента при бурении под эксплуатационную колонну
- •7. Неориентируемые компоновки для управления искривлением скважин
- •7.1. Компоновки для бурения вертикальных участков скважин
- •7.2. Компоновки для регулирования зенитного угла наклонных скважин
- •Размеры компоновок с центраторами для управления искривлением наклонных скважин
- •8. Бурение скважин с кустовых площадок
- •8.1. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок
- •8.2. Оптимальное число скважин в кусте
- •8.3. Специальные установки для кустового бурения
- •9. Бурение горизонтальных скважин
- •9.1. Особенности и преимущества горизонтальных скважин
- •Таким образом, применение горизонтальных скважин при добыче углеводородного сырья позволяет:
- •9.2. Профили горизонтальных скважин
- •9.2.1. Классификация профилей
- •9.2.2. Положение и профиль ствола в продуктивном горизонте
- •9.2.3. Рациональная длина горизонтального ствола
- •9.2.4. Расчет профиля горизонтальной скважины
- •Для участка уменьшения зенитного угла
- •9.3. Компоновки низа бурильной колонны для бурения горизонтальных скважин
- •9.4. Промывка горизонтальных скважин
- •9.5. Исследования и измерения при бурении горизонтальных скважин
- •9.6. Заканчивание горизонтальных скважин
- •10. Бурение дополнительных стволов
- •11. Радиальное бурение
- •12. Силы сопротивления перемещению труб в скважине
- •Заключение
- •Литература
- •Содержание
- •9.2. Профили горизонтальных скважин 83
- •9.6. Заканчивание горизонтальных скважин 101
8.2. Оптимальное число скважин в кусте
Количество скважин в кусте определяется по разным показателям, основными из которых являются пожарная безопасность, техническая возможность проходки направленных скважин, экономическая целесообразность.
При существующей технике пожаротушения нормативно установлено, что суммарный дебит скважин в кусте не должен превышать 4000 т/сут и газовый фактор должен быть не более 200 м3/м3. В противном случае тушение пожара при открытом фонтанировании практически невозможно.
С технической точки зрения максимальное число скважин в кусте nmax определяется из выражения
nmax = . пр2/ t, (103)
где пр - предельно возможное отклонение забоя скважины от вертикали для используемых технических средств направленного бурения, м; t - плотность геометрической сетки разработки месторождения,
t = b . h, (104)
где b - расстояние по горизонтали между рядами геометрической сетки, м; h - расстояние по горизонтали между скважинами в ряду, м.
Так, например, при сетке 400 х 600 м (наиболее распространенная на месторождениях Западной Сибири) и максимально возможном отклонении скважин равном 2000 м, максимальное число скважин в кусте составит 52 шт.
В ряде случаев отклонение скважины от вертикали может быть меньше технически возможного. Это условие оговаривается специальными инструкциями. Кроме того, в зависимости от конкретных условий может быть ограничен максимальный зенитный угол скважины, что при известной глубине залегания продуктивного горизонта и выбранном типе профиля определяет предельно возможное отклонение забоя.
Рис. 38. Зависимость
себестоимости основания под одну
скважину от числа скважин в кусте
1. Определяется зависимость затрат средств С на строительство кустового основания (основания для одной скважины куста) от числа скважин n. Эта зависимость будет разной для различных конкретных условий, но для большинства реальных случаев имеет вид, показанный на рис. 38.
Аналитически эта зависимость, например, для Нефтеюганского УБР имеет следующий вид
C = 0,2 Cо (1 + 4/n), (105)
где Со - затраты средств на строительство основания одиночной скважины.
2. Определяется зависимость возрастания себестоимости метра скважины в связи с дополнительными затратами на искусственное искривление от числа скважин в кусте. Для большинства месторождений Среднего Приобья эта зависимость имеет вид
= 0,4 о (1 + 1,5К), (106)
где о - себестоимость метра вертикальной скважины; К - коэффициент, равный отношению производительности бурения наклонных и вертикальных скважин.
Ориентировочно коэффициент К может быть определен по графику, показанному на рис. 39.
3. Определяется зависимость увеличения объема бурения в связи с удлинением скважин от числа скважин в кусте. Для Самотлора эта зависимость выглядит следующим образом
h = 13,5 n + 2000, (107)
где h - длина ствола наклонной скважины.
Себестоимость одной скважины в кусте А может быть определена по выражению
А = С + h, (108)
или
А = 0,2Со (1 + 4/n) + 0,4o (1 + 1,5K)(13,5n + 2000). (109)
Экстремум функции определяется, как известно, приравниванием первой производной к нулю, т.е.
dA/dn = 0,8Co/n2 + 5,4o (1 + 1,5K) = 0. (109)
В этом случае себестоимость скважины минимальна, а отсюда
nопт = {0,8Co / [5,4o (1 + 1,5K)]}0,5. (110)
Однако, как указывалось ранее, коэффициент K зависит от числа скважин в кусте n, поэтому при решении задачи приходится использовать метод подбора. Для этого предварительно задается значение n, определяется K, а затем nопт. Если принятое и расчетное значения n существенно отличаются друг от друга, то расчет повторяется.
Следует отметить, что для современного уровня развития техники и технологии направленного бурения, оптимальное число скважин в кусте по расчетам некоторых специалистов составляет около 80.