Архив метки: зона

Системы для забуривания нескольких боковых стволов

При многоствольном бурении несколько горизонтальных стволов размещаются в одном или нескольких продуктивных плас­тах (рис. 19). Улучшение условий вскрытия пласта и снижение стоимости строительст­ва за счет использования наземного обо­рудования и ствола уже существующей скважины делают многоствольное буре­ние боковых стволов привлекательной технологией. Независимо от числа боко­вых стволов стоимость подготовительных работ и существующей скважины остают­ся неизменными. Таким образом затраты на строительство одного ответвления в многоствольной скважине меньше, чем в скважине с одним боковым стволом.20 По­вышается эффективность использования устьевых ячеек морской донной плиты и экономится стоимость бурения интервала, который уже вскрыт существующей сква­жиной.21 Боковыми стволами можно вскрыть новые ранее не вскрытые залежи, и дебит, приходящийся на одну ячейку, возрастет.

В большинстве случаев многостволь­ные отклонения бурят в устойчивых кар­бонатах типа мелоподобных известняков Остин в южном Техасе, где можно оста­вить продуктивную зону необсаженной (рис. 20). Компания Анадрил уже пробу­рила более 50 таких скважин. Горизон­тальные боковые стволы пересекают есте­ственные трещины в пласте, увеличивая дебит скважины. В основном это скважи­ны, где совместно эксплуатируются все боковые стволы и невозможно изолиро­вать появившийся приток воды.

Системы для забуривания нескольких боковых стволовЗаканчивайте многоствольных скважин

Существует три основных способа заканчи­вания многоствольных скважин (рис. 21). Ответвления можно оставить необсажен-ными, как в известняках Остин, их можно обсадить колоннами труб и проперфориро-вать, или можно закончить скважину с ис­пользованием забойных фильтров различ­ных типов.

В коллекторах, сложенных мягкими по­родами с первичной проницаемостью, не­обходимо применение щелевых фильтров, гравийных набивок и надежного соедине­ния каждого ответвления с основным стволом. Соединения должны быть герме­тичными, обеспечивающими изоляцию бо­ковых стволов. Кроме того, в течение про­должительного периода эксплуатации скважины может возникнуть необходи­мость селективного доступа в каждый бо­ковой ствол. Необходимо обеспечить на­дежный контроль за состоянием каждого бокового ствола, чтобы избежать ухудше­ния всей разветвленной системы в случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.

В настоящее время большинство соеди­нений с боковыми стволами располагают­ся в призабойной зоне, и надежное цемен­тирование является основным способом изоляции боковых стволов. В корпорации Шлюмберже ведутся разработки системы, которая позволяет осуществлять селек­тивное заканчивание каждого бокового ствола. Эта система оборудована шарнир­ными направляющими патрубками, кото­рые могут быть установлены и выдвинуты в вертикальном или горизонтальном уча­стках скважины, что обеспечит простой селективный доступ к любому боковому стволу. При этом внутренний диаметр ос­новного ствола не уменьшается, боковые стволы можно забуривать в любой оче­редности и спускать в скважину стандарт­ные колонны НКТ со стандартными набо­рами пакеров для заканчивания. В выступающем патрубке размещается под­веска хвостовика с пакером, что позволя­ет применять в ответвлениях стандартное оборудование для заканчивания и создает условия для применения средств борьбы с выносом песка, изоляционных работ и кон­троля за притоком.

Перспективы «Взрыв» новых технологий вместе с раз­
рушением традиционных границ специализации в нефтепромысловом сервисе предо­ставили добывающим компаниям широкие возможности выбора решений по повыше­нию отдачи старых месторождений. Группы, аналогичные команде RAPID, могут предложить усовершенствованный «набор инструментов» для оптимизации добычи с помощью бурения и заканчивания боковых стволов. Потенциальные возможности таких услуг очень большие. Тысячи скважин пробурены и закончены по обычным технологиям. Применение технологии проводки боковых стволов только через зоны трещиноватости равноценно открытию нескольких новых гигантских
месторождений.

 

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Отличительной особенностью большинства нефтяных место­рождений, приуроченных к платформенным областям, явля­ется наличие обширных водонефтяных зон. Под водонефтя-ной зоной обычно понимается часть залежи, расположенная между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Ширина водонефтяных зон залежей зависит от угла наклона слоев на крыльях структур и изменяется от нескольких ки­лометров до нескольких десятков километров. На Туймазин-ском, Шкаповском, Бавлинском и Серафимовской группе ме­сторождений площади водонефтяных зон составляют от 40 до 70 % от общей площади залежей и содержат значительные запасы нефти — от 27 до 52 % от общих геологических.

Водонефтяные зоны и условия их эксплуатации на Ромаш-кинском, Ново-Елховском, Бондюжском и ряде других плат­форменных месторождений значительно различаются слож­ностью строения из-за высокой расчлененности нефтеносных горизонтов.

Сложность строения ВНЗ на месторождениях обусловли­вается тем, что в их пределах выделяются как пласты с по­дошвенной водой, так и нефтеносные. Площадь распростра-

нения пластов с подошвенной водой и величина запасов в них зависят не только от положения на структуре, но и во многом определяются расчлененностью разреза в интервалах отметок ВНК.

По условиям залегания пластов Ромашкинского месторож­дения выделяют] четыре типа водонефтяных зон:

водонефтяные зоны в виде локальных участков разнооб­разной формы внутри безводной части нефтяной залежи;

водонефтяные зоны, окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;

водонефтяные зоны площадного развития (широкие поло­сы, поля);

водонефтяные зоны с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивными пластами.

Разработка водонефтяных зон нефтяных месторождений является сложным технологическим процессом, как правило, характеризующимся повышенной обводненностью по добы­ваемой продукции, относительно большими объемами попут­но добываемой воды, низкой текущей и конечной нефтеотда­чей пластов. Проектирование разработки таких залежей так­же сопряжено со значительными трудностями, связанными с невозможностью прогнозирования показателей заводнения подобных объектов на основе традиционных методов гидро­динамических расчетов.

Одной из сложных задач изучения ВНЗ является опреде­ление начального и текущего положения водонефтяного кон­такта. Рассмотрим этот вопрос подробнее.

Согласно современным представлениям, понятие о водо-нефтяном контакте (ВНК) как граничной плоскости между нефтью и водой является условным. В нефтяных залежах, подстилаемых водой, имеется зона постепенного перехода от нефти к воде (переходная зона), возникающая под действием различных факторов. Распределение воды и нефти в пласте до начала его разработки связано с проявлением капилляр­ных сил в поле силы тяжести, обусловленном наличием в пласте погребенной воды и другими факторами. Капиллярные силы в гидродинамическом поле давления препятствуют ус­тановлению четкой границы раздела между водой и нефтью, вызывая образование переходной зоны в процессе разработ­ки пласта, независимо от того, была она или нет в начальный момент.

Переходная зона от нефти к воде образуется в процессах как формирования залежи, так и ее эксплуатации при вытес­нении нефти водой.  Как показывают многочисленные экспе-

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

0,7    kuv, мкм’

Рис. 1.5. Зависимость толщины hп переходной зоны от проницаемости кол­лектора kпр

риментальные исследования и теоретические расчеты, соот­ношение насыщенности коллектора нефтью и водой по раз­резу продуктивного пласта изменяется. Верхняя часть нефтя­ного пласта содержит минимальное количество связанной воды. Эта вода при существующих на практике перепадах давления неподвижна и находится в пленочном состоянии с толщиной пленки в сотые и тысячные доли микрона. Наличие такой воды в нефтеносных пластах впервые было установлено в 1928 г. Н.Т. Линдитропом и В.М. Николаевым. По данным С.Л. Закса и промыслово-геофизических исследований, объем связанной воды изменяется от единиц до 70 % объема пор.

Толщина переходной зоны сильно изменяется как в зави­симости от физических свойств пористой среды, так и от фи­зико-химических свойств насыщающих ее жидкостей. Анализ фактического материала по Туймазинскому и Бавлинскому месторождениям показывает, что размер переходной зоны колеблется от 1 до 7 м.

В условиях многих месторождений обнаруживается кор­реляционная зависимость толщины переходной зоны от про­ницаемости коллектора. С увеличением коэффициента про­ницаемости породы толщина переходной зоны уменьшается.

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и раз­работки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное уста­новление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих за­пасов нефти. Например, для средних размеров нефтяных за­лежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений — на несколько де­сятков миллионов тонн.

При наличии в пласте переходной зоны различные иссле­дователи рекомендуют проводить водонефтяной контакт ус­ловно на различных уровнях.

Американский исследователь Дж. Джонс считает, что за контакт между водой и нефтью необходимо принимать отметку, ниже которой притоков нефти в скважинах не на­блюдается. Другие американские исследователи — Д. Амикс, Д. Басс и Р. Уайтинг отмечают, что наиболее правильно при-

М.А. Жданов] при практических расчетах рекомендует проводить водонефтяной контакт условно по подошве пере­ходной зоны. В.Л. Комаров советует принимать при расчетах за водонефтяной контакт не уровень нулевой фазовой про­ницаемости для воды, а уровень нулевой фазовой проницае­мости для нефти, что примерно соответствует нижней грани­це переходной зоны.

Лучше всего водонефтяной контакт устанавливать по удельному сопротивлению в области переходной зоны. Одна­ко определение удельного сопротивления этой зоны во мно­гих случаях практически невозможно, особенно в неоднород­ных коллекторах [56]. В таких случаях, по мнению Н.Н. Со-хранова [200], условное положение водонефтяного контакта следует проводить на 1,0—1,5 м выше нижней границы пере­ходной зоны.

Таким образом, в настоящее время практически нет еди­ного подхода в методике проведения водонефтяного контакта в водонефтяных зонах пласта.

В исследованиях С.А. Султанова по данным промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на уча­стках залежей, где наблюдается перемещение водонефтяного контакта, отмечается увеличение толщины переходной зоны в процессе разработки пласта. Это подтверждается экспери­ментальными исследованиями по вытеснению нефти водой на моделях пласта, выполненными В.П. Оноприенко [149].

Пример увеличения толщины переходной зоны по скв. 443 Бавлинского нефтяного месторождения, заимствованный из монографии С.А. Султанова, приведен на рис. 1.7. В этой скважине переходная зона, образовавшаяся в процессе экс­плуатации, фиксируется характерной зазубренностью кривой ρк малых градиент-зондов с одновременным понижением ка­жущегося   сопротивления.   Начальное  положение   ВНК  четко отмечалось на абсолютной отметке            —  1486,4 м

пробуренным до начала разработки данного участка залежи.

Положение ВНК через 6 лет поднялось до водненной зоне по данным бокового электрического зонди­рования содержалось около 40 % нефти.

Красивый город ждет своих горожан продажа Харьков Покупайте недвижимость в Харькове- ассортимент на нашей доске

А почему бы не поменяться жильем? Ведь купля-продажа занимает больше времени иногородний обмен домов в батайске фото Подберите подходящий вариант

ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АЗОТНЫХ ГАЗИФИКАЦИОННЫХ УСТАНОВОК ТИПА АГУ-8К

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопрони­цаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подзем­ного горения и в других случаях, где существующие методы освоения ма­лоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха —30 °С и 50 °С. При планировании и проведении процессов освоения следует учитывать ограниченный объем жидкого азота в установке АГУ-8К.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключа­ется в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буро­вой раствор, воду или нефть). Регулируя среднюю плотность закачиваемой в скважину системы и используя упругие свойства газа и пены, по мере их выпуска из Читать далее

-Термическая обработка забоев скважин разделяется на:

— паротепловая обработка, заключающаяся в кратковременной закачке пара в пласт и приводящая к расплавлению в призабойной зоне парафино-асфальтовых отложений, снижающих ее проницаемость;

— прогрев призабойной зоны с помощью нагревателей различных конструкций, дающий такой же эффект, что и паровая обработка;

ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта весьма глу­бока, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно — главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор  —  обработка буровых (позднее тампонажных) раство-

ров с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением на­пряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приво­дит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количе­ство бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.

Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного Читать далее