ТОРОПЧИН ОЛЕГ ПЕТРОВИЧ ИССЛЕДОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ И СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ
реклама
УДК 622.276 На правах рукописи ТОРОПЧИН ОЛЕГ ПЕТРОВИЧ ИССЛЕДОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ И СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И ПОЛОГИХ СКВАЖИНАХ Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2010 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Научный руководитель – кандидат физико-математических наук Казакова Татьяна Георгиевна Официальные оппоненты: – доктор технических наук Гильманова Расима Хамбаловна – кандидат технических наук Шаисламов Шамиль Гатуфович Ведущая организация – Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ Защита диссертации состоится 29 апреля 2010 г. в 1130 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией ГУП «ИПТЭР». можно ознакомиться в библиотеке Автореферат разослан 29 марта 2010 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы Широкое использование технологий горизонтального бурения требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства горизонтальных (ГС) и полого направленных скважин. Существующие методики расчета движения флюида в стволе скважины отличаются эмпирическим характером и условными зонами работы. Точность этих методик, основанных на эмпирических зависимостях, мала, что связано со схематическим рассмотрением структуры потока, а также с использованием коэффициентов корреляции. В связи с этим при решении задач, связанных с притоком нефти из пласта в горизонтальную скважину, всё большую актуальность приобретает использование программных продуктов, основанных на применении численных методов. Создание и применение математических моделей позволит наиболее эффективно использовать специфические характеристики потока флюидов в стволе скважины, начиная с локального уровня перфорационного отверстия до уровня окончательного дебита. Цель работы – обоснование и разработка оптимальных конструкций и схем перфорации скважин на основе детального исследования процессов притока и движения пластовых флюидов в стволе скважины. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте; 2. Определение факторов, влияющих на профиль притока и дебит пологой скважины; 3. Поиск оптимальных схем расположения перфорационных отверстий на стволе горизонтальной скважины; 4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения горизонтальных и полого направленных скважин. Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на применении аналитических и численных методов решения уравнений Навье-Стокса, уравнений притока к стволу скважины, математического моделирования многофазных потоков в стволе скважины с использованием современных гидродинамических симуляторов. Научная новизна результатов работы 1. Показано, что при малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса) в участках ствола горизонтальной скважины 4 2. 3. 4. 1. 2. 3. 4. происходит накопление воды. При этом содержание воды в стволе скважины не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе пласта, она значительно выше ее. Установлена зависимость обводненности добываемой продукции от числа Рейнольдса. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. Создание условий, когда продольная (то есть вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления. Показано, что профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий. Показано, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (тричетыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями. На защиту выносятся следующие положения: Увеличение скорости потока на входе в участок горизонтальной скважины приводит к непропорционально меньшему росту массового расхода жидкости на выходе, что связано с турбулентностью потока жидкости в стволе скважины; Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации «под углом к направлению потока» является предпочтительным; Изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность профиля притока пологой скважины. При этом наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола; Сформирован оптимальный набор конструктивного исполнения и схем расположения перфорационных отверстий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить продуктивность горизонтальных скважин. 5 Практическая ценность результатов работы 1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на Ибряевском месторождении. 2. Внедрение новой схемы расположения перфорационных отверстий позволило дополнительно получить 12.951 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 15.541 млн руб. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП «ИПТЭР», ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2006-2009 гг.), научно-технических советах ОАО «Оренбургнефть» (г. Бугуруслан, 2006-2008 гг.), нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2008-2009 гг.). Публикации и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 6 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 101 наименование. Работа изложена на 169 страницах машинописного текста, содержит 3 таблицы, 115 рисунков. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.ф.-м.н. Казаковой Татьяне Георгиевне за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. Первая глава посвящена аналитическому обзору научнотехнической литературы по вопросам применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений, методов расчета и моделирования их технологических показателей. Вопросы теории и практики применения технологии горизонтального бурения в разработке нефтяных месторождений освещены в трудах Алиева З.С., Басова И.К., Бердина Т.Г., Бескровного Н.С., Борисова Ю.П., Бузинова С.Н., Волкова Ю.А., 6 Гайфуллина Я.С., Горшенина Е.А., Грайфера В.И., Григорьева А.В., Григоряна А.М., Григулецкого В.Г., Евченко В.С., Егурцова Н.А., Зайцева С.И., Закирова С.Н., Зарипова А.Т., Захарченко Н.П., Ибатуллина Р.Р., Ибрагимова А.И., Иктисанова В.А., Ипатова А.И., Каган Я.М., Кнеллер Л.Е., Котляровой Е.М., Кременецкого М.И., Крылова В.А., Крючкова Б.Н., Кулинича Ю.В., Куштановой Г.Г., Леготина Л.Г., Лысенко В.Д., Максимова В.П., Маринина Н.С., Меркулова В.П., Молокович Ю.М., Мохель А.Н., Мукминова И.Р., Муслимова Р.Х., Низаева Р.Х., Овчинникова М.Н., Пилатовского В.П., Полубариновой-Кочиной П.Я., Розенберга И.Б., Сафиуллина М.Н., Сомова Б.Е., Стрельченко В.В., Сучкова Б.М., Табакова В.П., Тюрина В.В., Фазлыева Р.Т., Фархуллина Р.Г., Хайруллина М.Х., Чекушина В.Ф., Шамсиева М.Н., Шеремета В.В., Юсупова И.Г., Янгуразовой З.А., Babu D.K., Odeh A.S., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig-Economides C.A., Giger F.M., Goode P.A., Thambynaygam R.K., Joshi S.D., Kuchuk F.J., Lichtenberger G.J., Raghavan R., Suprunowicz R. и других исследователей. Анализ опубликованных работ показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации коэффициента извлечения нефти (КИН)) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин. Немаловажным также является исследование характера притока к стволу скважины с учетом течения пластовых флюидов внутри скважины. Поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей. Несмотря на ряд преимуществ применения горизонтальных технологий, их фактическая эффективность значительно ниже теоретически возможной. Не всегда оправдываются ожидания по дебитам, в некоторых случаях происходит быстрое обводнение продукции скважин. В литературе выделяют следующие причины недостаточной эффективности ГС: особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, неоднородность геологического строения пласта-коллектора, несовершенство методов определения гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт, трещиноватость коллектора, влияние ствола скважины, отставание организации поддержания пластового давления и другие факторы. Практически отсутствуют исследования, посвященные изучению движения многофазного флюида в стволе скважины в зоне перфорации. Данная задача о потоке в стволе скважины при наличии распределенных источников имеет особое значение, так как ее решение 7 позволит разработать новые виды перфорационных зон, способствующих увеличению продуктивности скважины. На сегодняшний день нет универсальных методик, позволяющих производить проектирование и разработку новых конструкций как горизонтальных, так и вертикальных скважин. Существующие методики расчета движения флюида в стволе скважины отличаются эмпирическим характером и условными зонами работы. Точность этих методик, основанных на эмпирических зависимостях, мала, что связано со схематическим рассмотрением структуры потока, а также с использованием коэффициентов корреляции. В связи с этим при решении задач, связанных с притоком нефти в ствол горизонтальной скважины, все большую актуальность приобретает использование программных продуктов, основанных на применении численных методов. Создание методики, основанной на использовании численных алгоритмов, позволит наиболее эффективно использовать специфические характеристики потока скважины, начиная с локального уровня перфорационного отверстия до уровня окончательного дебита. Во второй главе приведены результаты теоретических исследований свойств потока жидкости в горизонтальном участке ствола скважины с распределенными источниками (перфорационными отверстиями). Для определения влияния перфорационных отверстий на установление режима течения однородной жидкости в горизонтальном стволе скважины был рассмотрен ряд модельных задач с различными условиями, описывающими возмущающие воздействия. Расчеты проводились с использованием пакета гидрогазодинамического моделирования FlowVision, а также пакета твердотельного моделирования SolidWorks для создания областей расчета. Были решены следующие задачи: 1. Определение структуры потока на горизонтальном участке скважины без перфорационных отверстий и без учета силы тяжести; 2. Определение структуры потока на горизонтальном участке скважины без перфорационных отверстий с учетом силы тяжести; 3. Определение структуры потока на горизонтальном участке скважины с одной перфорационной зоной и c учетом силы тяжести. В качестве исследуемой жидкости рассматривался керосин (аналог полностью дегазированной нефти – однородного флюида). Учет силы тяжести приводит к возникновению перпендикулярных к направлению основного потока составляющих скорости и образованию циркуляционных потоков. Полученные картины течения при локальном рассмотрении напоминают Броуновское движение. Наличие перфорационных зон привносит дополнительные возмущения в структуру потока жидкости. На рисунке 1 приведены 8 изображения линий тока и поле модуля скорости течения жидкости для случая, когда значение скорости на входе в модель 0.1 м/с. Неравномерность поля скорости существенно возросла. При этом наблюдается интересный эффект. При скоростях поступления жидкости в перфорационные отверстия, сопоставимых со скоростью движения жидкости на входе в модель, в области перфорационной зоны происходит разделение потока по отношению к основному направлению движения на две почти равные части: по потоку и против потока. Это означает, что жидкость, поступающая с входа в модель, блокируется жидкостью, притекающей из перфорационной зоны. При многократном превышении скорости движения жидкости на входе в модель над скоростью поступления флюида через перфорационную зону такого разделения потока не происходит. Точнее разделение потока в этом случае на части по и против движения жидкости по ГС незначительно и локализовано в области перфорационной зоны. При больших скоростях на входе в модель структура потока более организована, линии тока представляют собой вытянутые по протяженности ствола спирали, закручивающиеся во взаимно противоположных направлениях. Рисунок 1 – Траектории линий тока и поле модуля скорости с учетом силы тяжести и наличия перфорационной зоны в модели для значения скорости потока на входе 0.1 м/с 9 Таким образом, при отсутствии возмущающего воздействия ламинарное течение в стволе скважины хорошо соответствует результатам теоретических и экспериментальных исследований. При низких скоростях движения потока и, соответственно, низком значении числа Рейнольдса наблюдается быстрое установление картины течения ламинарного потока за входной областью (зона установления ламинарного потока незначительна). Возрастание скорости приводит к увеличению области установления стандартного ламинарного течения. Переход к скоростям, для которых число Рейнольдса выше критического значения, при отсутствии возмущающих воздействий не нарушает ламинарного характера течения, что является подтверждением исследований Л. Шиллера о влиянии возмущений на критическое значение числа Рейнольдса. Учет влияния силы тяжести как постоянного возмущающего фактора кардинальным образом изменил структуру потока. В поле вектора скорости потока появились составляющие, перпендикулярные направлению основного потока. Наблюдаемое движение линий тока потока отличается хаотичным распределением и колебаниями направлений потока по всей протяженности течения. При возрастании скорости поток приобретает ярко выраженную структуру спиралевидного движения жидкости вдоль ствола скважины. Такая картина течения характерна для турбулентного режима течения. Учет распределенного источника (перфорационной зоны) показал, что структура течения сильно зависит от соотношения скоростей на входе в модель и в области перфорационных отверстий. Если скорости сопоставимы по величине, то происходит отсечение части ствола скважины и блокирование поступающей по стволу жидкости перфорационной зоной. В этом случае продуктивность скважины должна резко снизиться. Исследование влияния неоднородности физических свойств (обводненности) жидкости, поступающей из пласта, на характеристики потока в участке горизонтальной скважины с группой распределенных источников позволило определить закономерности накопления и проскальзывания разнородных фаз при их совместном течении в стволе скважины. Было показано, что пятипроцентное содержание воды в пластовой жидкости способствует накоплению воды в участках ствола горизонтальной скважины. Значение содержания воды в скважинной жидкости отличается от обводненности поступающей из коллектора жидкости и зависит от скорости несущего потока. Таким образом, для горизонтальных скважин существует характерная зависимость содержания воды в скважинной жидкости от критерия Рейнольдса (рисунок 2). Необходимо отметить, что отклонение водосодержания в стволе скважины от значений обводненности тем больше, чем меньше дебит скважины (процессы скольжения фаз). При малых скоростях 10 движения потока, сопоставимых со скоростью поступления флюида через перфорационные отверстия, происходят гравитационное разделение фаз и накопление более тяжелой фазы в стволе скважины. Увеличение скорости движения на входе в участок приводит к выравниванию содержания фаз в пластовой и скважинной жидкостях. Водосодержание в скважине, % 60 50 Рисунок 2 – Зависимость средней обводненности жидкости на рассматриваемом участке горизонтальной скважины от числа Рейнольдса для потока жидкости на входе модели 40 30 20 10 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 Re, отн.ед. Рассмотренная в работе серия задач позволяет сделать заключение, что накопление воды в стволе скважины происходит при малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса), что соответствует малодебитным скважинам. Картина течения в стволе малодебитной скважины не отражает действительное соотношение фаз в пласте. В частности, обводненность продукции в стволе скважины не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе пласта, но значительно выше ее, что является результатом скольжения фаз. Поэтому данные об обводненности поступающей из малодебитной скважины продукции не являются достоверными. В ходе проведенного исследования по определению влияния скорости несущего потока на накопление водной фазы в стволе было выявлено следующее: большая скорость потока препятствует формированию зон концентрации воды, присутствующей в поступающей смеси, вода оттесняется к стенкам ствола скважины и выносится вместе с нефтью. Более низкие значения скоростей способствуют формированию центров накопления воды и их последующему продвижению вдоль ствола скважины. Еще большее уменьшение скорости потока способствует все большему расслоению структуры потока на воду и нефть с последующим продвижением получившейся снарядной 11 структуры по стволу скважины. Крайним случаем является заполнение ствола водой с пробулькиванием нефтяной фазы. Для определения влияния конфигурации перфорационных отверстий на процессы, происходящие в стволе горизонтальной скважины, был рассмотрен ряд модельных задач, различающихся углами входа потока из пласта в ствол скважины. На рисунке 3 представлена модель участка ствола скважины с перпендикулярным подводом, когда поток флюда из пласта направлен перпендикулярно стенкам скважины. Также для моделирования были выбраны случаи, когда перфорационные отверстия обеспечивали приток в скважину под углами 45 градусов (направление против потока) и 135 градусов (направление по потоку). Контрольные точки, в которых определяются усредненные по сечению скважины параметры потока, показаны на рисунке 3 сечениями и пронумерованы от 1 до 11. Рисунок 3 – Твердотельная модель рассматриваемого участка скважины (перпендикулярный приток в перфорационные отверстия) На рисунке 4 показана ситуация, соответствующая входу в перфорационные отверстия по потоку. а) продольный срез б) поперечный срез Рисунок 4 – Векторное поле потока флюида в стволе горизонтальной скважины при угле притока жидкости из пласта через перфорационные отверстия 135 градусов (по потоку) 12 В работе показано, что минимальными потерями энергии характеризуется приток под углом 135 градусов (по потоку). Для него также меньше турбулентность движения жидкости. Для оценки удельных потерь давления в стволе ГС при различных углах наклона притока жидкости из пласта в перфорационные отверстия построена диаграмма (рисунок 5), показывающая, что максимальными потерями характеризуется случай, когда жидкость из пласта втекает в перфорационные отверстия с продольной компонентой скорости, направленной против основного потока жидкости. В этом случае потери давления составляют 800 Па/м. В оптимальном случае (по потоку) эти потери почти в 2 раза ниже. Удельные потери давления, Па/м 900 800 Рисунок 5 – Удельные потери давления при различных углах наклона притока жидкости из пласта в перфорационные отверстия 700 600 500 400 300 200 100 0 по потоку перпендикулярно потоку против потока Полученные результаты говорят о следующем: 1. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. 2. Создание условий, когда продольная (вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления. В третьей главе рассматриваются особенности притока пластовой жидкости к стволу пологой или горизонтальной скважины. Исследования проведены на основе простой модели, в которой каждое перфорационное отверстие моделируется точечным стоком с координатами (xi,yi,zi). Для пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой профиль притока к стволу скважины определяется на основе решения системы линейных уравнений вида N q J i 1 i ij Pz 2 j (v v ) g ( z j z z ) pkkloc1 , j=1…N, (1) 2 j 2 z k 1 13 где J ij 1 1 2 1 ij ij ; erfc erfc 1 2 t t 32K z n ij ij 2 2 2 ( x xi ) ( y yi ) ( z zi 2nH ) ; 1i 4 x 4 x 4 z ( x xi ) 2 ( y yi ) 2 ( z zi 2nH ) 2 ; 4 x 4 x 4 z 2 i erfc( x) 2 exp( t 2 )dt – интеграл ошибок; ΔPz – забойное x давление на нижнем перфорационном отверстии; μ – вязкость жидкости; K – проницаемость коллектора по напластованию; χz, χx – коэффициенты пьезопроводности соответственно по вертикали и латерали; qi – дебит точечного стока; H – толщина пласта; N – число точечных стоков; n – число отображений i-ого стока относительно кровли и подошвы пласта; – плотность жидкости; g – ускорение свободного падения; z – вертикальная координата перфорационного отверстия; P – давление в стволе скважины; v – скорость потока в стволе скважины в окрестности перфорационного отверстия; plocii+1 – потери давления в стволе скважины между соседними перфорационными отверстиями. В данной системе уравнений неизвестными являются дебиты перфорационных отверстий. В общем случае данная система уравнений не является линейной, так как скорость жидкости в окрестности j-ого перфорационного отверстия зависит от объема флюида, поступившего в ствол скважины через 1…j-1 отверстий. Однако для малодебитных скважин, в которых скорость движения флюида невелика, вкладом динамического давления можно пренебречь. Система уравнений (1) решалась методом Гаусса с использованием LU-факторизации. Рассмотрен бесконечный по латерали пласт мощностью H = 50 м. Проницаемость пласта составляет Kx = Ky = 10-3 мкм2, Kz = 10-4 мкм2. Вязкость нефти μ =1 мПаּс, β = 10-10 Па-1, ρ = 800 кг/м3, ΔPz = 5 МПа. Пусть ствол скважины проходит по середине пласта (абсолютная отметка пологого участка скважины изменяется на 10 м). Длины проекций ствола скважины на оси 0X и 0Y составляют по 100 м соответственно. Длина ствола равна 142 м. 14 Рассчитанные профили притока к пологому стволу скважины при различном числе перфорационных отверстий показали, что максимальная интенсивность притока наблюдается на краях ствола скважины, в середине ствола приток к перфорационным отверстиям минимален. Такая зависимость объясняется интерференцией перфорационных отверстий, которая имеет максимум именно в центре ствола скважины. Чем больше перфорационных отверстий, тем больше их интерференция, тем ниже интенсивность притока флюида к отверстиям. Рассмотрим теперь, как изменится профиль притока к пологой скважине, если забой скважины расположен у подошвы пласта. Для этого параллельно сместим ствол скважины вниз на 30 м. Расчеты показывают, что влияние непроницаемой подошвы пласта проявляется в снижении дебита перфорационных отверстий, расположенных вблизи непроницаемой границы. Более того, сама величина дебитов перфорационных отверстий ниже соответствующих значений для скважины, расположенной в середине толщи пласта. Таким образом, расположение ствола скважины в толще пласта может значительно повлиять на ее технологические показатели. Рассмотрим зависимости дебита скважины от плотности перфорационных отверстий при различном положении ствола скважины в толще пласта. На рисунке 6 представлены расчеты дебита скважины при различной плотности перфорационных отверстий для двух положений ствола. Хорошо видно, что зависимость дебита скважины от плотности перфорационных отверстий имеет экстремум при плотности перфорационных отверстий от 2 до 3 штук на метр (здесь имеются в виду не сами отверстия, а элементарные стоки). При дальнейшем увеличении числа стоков происходит снижение дебита скважины, что вызвано резким возрастанием их интерференции. Расположение ствола скважины вблизи подошвы пласта снижает дебит скважины, при этом это уменьшение также зависит от плотности перфорационных отверстий (рисунок 6, б). Таким образом, результаты исследований позволяют сделать следующие выводы. 1. Профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. 2. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий. Для рассмотренной в работе задачи максимальный дебит нефти скважины наблюдается при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. 3. Относительное уменьшение дебита скважины, связанное с расположением ствола возле непроницаемой границы (кровли или 15 подошвы пласта), также зависит от плотности перфорационных отверстий и достигает максимального по абсолютной величине значения при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. Для условий рассмотренной задачи ошибки в проводке ствола пологой скважины в толще пласта могут привести к снижению потенциального дебита скважины на 14…15 %. 90 относительное изменение дебита скважины, связанное с расположением ствола в толще пласта, % -6 дебит скважины, м3/сут 80 70 60 50 40 у подошвы в центре 30 20 10 0 0 а) 1 2 3 4 5 плотность перфорационных отверстий, шт/м 6 -7 -8 -9 -10 -11 -12 -13 -14 -15 -16 0 1 2 3 4 5 6 плотность перфорационных отверстий, шт/м б) Рисунок 6 – Зависимости дебита (а) и относительного изменения дебита скважины, связанного с расположением ствола относительно подошвы пласта (б), от плотности перфорационных отверстий В работе показано, что для пологой скважины в анизотропном по проницаемости коллекторе зависимость дебита от латеральной проницаемости не является линейной. Для условий сильно анизотропного пласта горизонтальная скважина характеризуется дебитом в два раза ниже, чем пологая скважина при всех равных условиях. В пластах с незначительной анизотропией проницаемости коллектора дебит пологой скважины почти равен дебиту горизонтальной скважины. Сильно анизотропные слоистые пласты необходимо разрабатывать пологими скважинами. Исследование динамики дебита пологой скважины показало, что для конечного (квазистационарного) дебита зависимость от проницаемости изотропного коллектора практически совпадает с линейной. Для начального дебита эта зависимость не является таковой. Отношение конечного дебита к начальному существенно зависит от проницаемости и имеет минимум в области значений проницаемости от 10 до 100 мД. Таким образом, для условий рассмотренной задачи в интервале значений проницаемости коллектора от 10 до 100 мД 16 начальный дебит жидкости с течением времени снижается в большей степени, чем в других проницаемостных диапазонах. В анизотропных коллекторах зависимость отношения конечного дебита к начальному от компонент тензора проницаемости имеет достаточно сложный характер (рисунок 7). В области низких значений Kz практически отсутствует зависимость от Kx, при этом начальные и конечные дебиты близки по величине. В области низких значений Kx наиболее резкая зависимость отношения дебитов наблюдается в области малых величин Kz. В остальной области значений Kz зависимость от вертикальной составляющей тензора проницаемости незначительная. При этом в данной области разница между начальным и конечным дебитами жидкости максимальна. î ãî ê í à÷àëüí î ì ó Î òí î ø åí èå êî í å÷í ñòè, ä.åä. äåáèòó æèäêî 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 ,ì Kz 0.2 50 100 150 200 250 300 Ä 350 400 400 350 300 250 200 150 100 50 0 K x, ì Ä Рисунок 7 – Зависимость отношения конечного (квазистационарного) значения дебита жидкости пологой скважины к начальному значению от компонент тензора проницаемости Kx и Kz Показано, что, изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность в профиле притока пологой скважины. При этом влияние на суммарный дебит разных распределений перфорационных отверстий невелико, поэтому дебит скважины, в основном, определяется числом перфорационных отверстий. Однако наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола. Рассмотренные типы перфорационных отверстий и положения их размещения на стволе горизонтальной скважины показали, что 17 наилучшими характеристиками обладают типы отверстий, позволяющие потоку жидкости из коллектора входить в скважинный поток под острым углом (между векторами скорости притекающей жидкости и направлением движения потока в стволе скважины). При этом наилучшим расположением перфорационных отверстий на стволе горизонтальной скважины является расположение «сверху» или «сбоку». Проведенные расчеты показывают, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями. Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации «под углом к направлению потока» является предпочтительным. В четвертой главе рассмотрены основные проблемы выработки запасов нефти объектов разработки Ибряевского месторождения. Анализ состояния разработки и эффективности проводимых на месторождении геолого-технических мероприятий показывает следующее. 1. Высокие темпы роста обводненности связаны с неравномерной выработкой запасов послойно и зонально неоднородных по проницаемости коллекторов, наличием большого числа заколонных перетоков, совместной разработкой объектов с разными условиями залегания, фильтрационно-емкостными свойствами и степенью выработки запасов. 2. Разобщение объектов на основе бурения боковых наклонно направленных стволов (БННС) скважин позволит снизить неконтролируемое обводнение, увеличить объем дренирования подвижных запасов нефти объектов разработки. 3. Гидроразрыв пласта приводит к установлению гидродинамической связи между нефтяными и заводненными пластами, что способствует увеличению обводненности добываемой продукции и снижению охвата воздействием на пласт. 4. Основным направлением доразработки месторождения следует считать создание отдельных сеток скважин для разработки объектов Б2 и В1 на основе бурения БННС, забуренных из действующих и бездействующих скважин в области коллектора с повышенным (или начальным) нефтенасыщением. В связи с этим особую актуальность приобретают поиск оптимального расположения БННС и оптимизация плотности перфорационных отверстий. Результаты 18 были применены при проведении геолого-технических мероприятий на Ибряевском месторождении. Для интенсификации выработки запасов и увеличения охвата воздействием было предложено бурение БННС из скважины № 1546 на пласт В1. При проектировании профиля БННС исходили из следующих принципов. 1. Пологий участок скважины на проектный пласт (В 1) должен иметь максимальную длину, при этом проходить в центре (по толщине) нефтенасыщенного пласта с максимальной нефтенасыщенной толщиной. Остальные пропластки вскрываются участками ствола с большей кривизной (наклоном). 2. По латерали ствол скважины должен располагаться в центре области коллектора с максимальной (желательно равной начальной) нефтенасыщенностью. 3. Плотность перфорационных отверстий обсаженного ствола скважины рассчитывалась таким образом, чтобы получить достаточно равномерный профиль притока в ствол скважины из каждого вскрытого нефтенасыщенного пропластка. На рисунке 8 показано расположение ствола в толще пласта В 1. Видно, что продуктивный пласт В1 в рассматриваемой области представлен двумя прослоями 1,5 м и 5,0 м нефтенасыщенной толщины. Прослои гидродинамически не связаны друг с другом из-за наличия непроницаемой перемычки. Проницаемость прослоев составляет Kx = Ky = Kz = 80∙10-3 мкм2. Проницаемость обоих слоев бралась одинаковой. Данное предположение обосновывается следующими соображениями. Коллектор пласта В1 относится к трещиноватым коллекторам, проницаемость которых определяется проницаемостью системы трещин. Поэтому данные по проницаемости определялись по результатам гидродинамических исследований на основном стволе скважины № 1546. Так как из описания керна следует, что ориентация трещин не обладает какой-либо упорядоченностью (распределены хаотично), то будем считать, что пласт изотропен. Рисунок 8 – Схематическое изображение БННС скважины № 1546 Ибряевского месторождения (скважина вскрывает два пропластка пласта В1) 19 Были рассмотрены различные варианты перфорации ствола скважины: 1 вариант – 20 шт./м, 2 вариант – 12 шт./м, 3 вариант – 8 шт./м, 4 вариант – 4 шт./м. Показано, что, хотя перфорация наименьшей плотности обладает наибольшей интенсивностью в профиле притока, суммарный дебит скважины определяется в большей степени числом перфорационных отверстий. Однако здесь зависимость не прямая. Так, уменьшение плотности перфорационных отверстий в 1.7 раза приводит к снижению дебита жидкости на 0.8 %, а уменьшение плотности перфорационных отверстий в 5 раз – на 12 %. Очевидно, что вопрос об оптимальности плотности перфорационных отверстий должен решаться на основе анализа некоторой целевой функции, отражающей как технологическую эффективность мероприятия, так и ее затратную часть. Для анализа была построена целевая безразмерная функция, являющаяся отношением безразмерного технологического эффекта (дебита жидкости по вариантам, отнесенного к максимальному значению) к безразмерной затратной части мероприятия (стоимости проведения ГТМ по вариантам, отнесенной к максимальному значению). На рисунке 9 приведена данная целевая функция, показывающая, что оптимальными характеристиками обладает вариант 3, обеспечивающий достаточно высокий технологический эффект при невысоких затратах на проведение ГТМ. дебит целевая функция 0.96 30 0.94 29 0.92 28 0.9 27 0.88 26 целевая функция, д.ед. дебит, м3/сут 31 Рисунок 9 – Значения дебита жидкости и целевой функции по вариантам с различной плотностью перфорационных отверстий 0.86 вариант 1 вариант 2 вариант 3 вариант 4 Представленные выше модельные варианты были проанализированы, и на основе проведенного анализа предложено в скважине № 1546 Ибряевского месторождения (пласт В 1) применить следующую схему перфорации продуктивных пропластков: первый пропласток мощностью 1.5 м перфорируется полностью с плотностью перфорационных отверстий 8 шт./м; второй пропласток мощностью 5 м 20 перфорируется неполностью, отступив от кровли и подошвы пропластков по 0.5 м по стволу скважины, с плотностью перфорационных отверстий 8 шт./м. В результате перфорации пропластков пласта В1 в скважине был существенно увеличен дебит нефти, улучшились показатели вытеснения нефти (рисунок 10). Технологическая эффективность ГТМ определялась с помощью характеристики вытеснения по Камбарову (рисунок 10). В результате ГТМ прирост начальных извлекаемых запасов в области дренажа скважины № 1546 составил 18 тыс. т нефти. 24000 накопленная добыча нефти, т 22000 20000 18000 16000 Рисунок 10 – Характеристика вытеснения по Камбарову скважины № 1546 Ибряевского месторождения 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0 0.00001 0.00002 0.00003 величина, обратная накопленной добыче жидкости, 1/т Расчет технико-экономических показателей и определение эффективности предлагаемой схемы перфорации показали, что технологический эффект от применения новой схемы перфорации составил 12.951 тыс. т дополнительно добытой нефти, а экономический – 15.541 млн руб. при цене нефти на внутреннем рынке в 8000 руб./т. Основные выводы и рекомендации 1. При рассмотрении течения жидкости в участке горизонтального ствола скважины сделано заключение, что при движении однородной жидкости в стволе скважины с распределенными источниками (перфорационными отверстиями) в режиме турбулентности образуется упорядоченная структура потока, линии тока которого представляют собой вытянутые по протяженности ствола спирали, закручивающиеся во взаимно противоположных направлениях. 21 2. Увеличение скорости потока на входе в модель приводит к непропорционально меньшему росту массового расхода жидкости на выходе из модели, что связано с турбулентностью потока жидкости в стволе скважины. 3. Рассмотренная серия задач с притоком обводненной жидкости позволяет заключить, что процесс накопления воды в участках ствола горизонтальной скважины зависит от скорости движения жидкости. При малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса), что соответствует малодебитным скважинам, происходит формирование центров накопления воды и их последующее продвижение вдоль ствола скважины. Дальнейшее снижение скорости потока способствует все большему расслоению структуры потока на воду и нефть с последующим продвижением получившейся снарядной структуры по стволу скважины. Крайним случаем является заполнение ствола водой с пробулькиванием нефтяной фазы. Поэтому данные об обводненности поступающей из малодебитной скважины продукции не являются достоверными, так как значение содержания воды в скважинной жидкости отличается от значения обводнения коллектора и зависит от скорости несущего потока. Большая скорость потока препятствует формированию зон концентрации воды, присутствующей в поступающей смеси, при этом вода оттесняется к стенкам ствола скважины и выносится вместе с нефтью. 4. При движении двухфазной жидкости в стволе полого направленной скважины с распределенными источниками (перфорационными отверстиями) в режиме турбулентности образуется сложноупорядоченная структура потока. Происходит градация параметра концентрации по сечению с преобладанием нефтяной фазы у верхней стенки и фазы воды у нижней стенки. 5. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. Создание условий, когда продольная (то есть вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления. 6. Профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий. Для рассмотренной в работе задачи максимальный дебит нефти скважины наблюдается при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. 22 Относительное уменьшение дебита скважины, связанное с расположением ствола возле непроницаемой границы (кровли или подошвы пласта), также зависит от плотности перфорационных отверстий и достигает максимального по абсолютной величине значения при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. Для условий рассмотренной задачи ошибки в проводке ствола пологой скважины в толще пласта могут привести к снижению потенциального дебита скважины на 14…15 %. 7. Показано, что, изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность в профиле притока пологой скважины. При этом влияние на суммарный дебит разных распределений перфорационных отверстий не велико, то есть дебит скважины, в основном, определяется числом перфорационных отверстий. Однако наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола. 8. Рассмотренные типы перфорационных отверстий и положения их размещения на стволе горизонтальной скважины показали, что наилучшими характеристиками обладают типы отверстий, позволяющие потоку жидкости из коллектора входить в скважинный поток под острым углом (между векторами скорости притекающей жидкости и направлением движения потока в стволе скважины). При этом наилучшим расположением перфорационных отверстий в стволе горизонтальной скважины является расположение «сверху» или «сбоку». 9. Проведенные расчеты показывают, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями. 10. Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации «под углом к направлению потока» является предпочтительным. 11. Практическая реализация полученных в работе выводов в области оптимизации размещения ствола наклонно направленной скважины и расположения перфорационных отверстий на Ибряевском месторождении позволила получить технологический эффект в размере 12.951 тыс. т дополнительно добытой нефти с соответствующим экономическим эффектом 15.541 млн руб. 23 Основные результаты диссертационной опубликованы в следующих научных трудах: работы 1. Фатхлисламов М.А., Владимиров И.В., Торопчин О.П., Кротов С.А. Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 9. – С. 36-40. 2. Владимиров И.В., Торопчин О.П., Кротов С.А., Сарваров А.Р. Оптимальное применение горизонтальных стволов скважин в разработке контактных водонефтяных зон месторождений нефти // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 11. – С. 15-20. 3. Фатхлисламов М.А., Торопчин О.П. Изменение ламинарного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 11. – С. 40-45. 4. Торопчин О.П. Анализ причин низкой эффективности разработки Графского нефтяного месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 12. – С. 42-46. 5. Фатхлисламов М.А., Казакова Т.Г., Торопчин О.П., Кротов А.С. Исследование процессов турбулентного, вязкого движения двухфазной жидкости в полого направленном стволе скважины при различных свойствах коллектора // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С. 79-84. 6. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Торопчин О.П. Определение профиля притока к полого направленной добывающей скважине при различной плотности перфорационных отверстий на основе детальной математической модели // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С. 30-33. 7. Манапов Т.Ф., Торопчин О.П., Грищенко А.С., Рыжов С.Л., Титов А.П., Исмагилов Р.Г. Методика расчета эффекта охлаждения пласта от заводнения при неизотермической фильтрации коллекторов. – Уфа: ООО «Выбор», 2008. – 39 с. 8. Батрашкин В.П., Хисамутдинов Н.И., Сарваров А.Р., Торопчин О.П. Методические подходы к применению технологий воздействия на призабойную зону пласта // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа: Изд-во «Монография», 2009. – С. 218-223. 9. Фатхлисламов М.А., Владимиров И.В., Торопчин О.П. Постановка задачи определения влияния неоднородности водонасыщенности пластового потока на добычу природного газа // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа: Изд-во «Монография», 2009. – С. 224-225. 24 Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19 марта 2010 г. Бумага писчая. Заказ № 140. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ, 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
