Решение. Какая максимальная длина горизонтальной скважины, которая может быть пробурена с использованием различных технологий бурения на участках в 60 акров и 80

ПРИМЕР 1-2

Какая максимальная длина горизонтальной скважины, которая может быть пробурена с использованием различных технологий бурения на участках в 60 акров и 80 акров?

Максимальная длина горизонтальной скважины, которая может пробурена на заданном пространстве определяется размерами х и у площади дренирования и длинной диагонали. Допускаем в вычислениях, что площадь дренирования квадратная. Возможная длина горизонтальной скважины для различных технологий бурения указана в Рисунке 1-9 и 1-10 и суммирована ниже:

Площадь дренирования =	60 акр	80 акр
Максимальный размер х или у Максимальная длина диагонали	1617 фут 2286 фут	1867 фут 2640 фут
Метод бурения	Радиус поворота, фут	Максимальная длина скважины, фут	Максимальная длина скважины, фут
Ультракороткий радиус	1-2
Короткий радиус	20-40
Средний радиус	300-800	1017*	1267*
Длинный радиус	1000-2500	1074**	1428**

* Центрально расположенная скважина вдоль х-х или у-у- плана дренирования

** Скважина вдоль диагонали плана дренирования, но не обязательно расположенной в плане дренирования

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ

Как отмечалось раньше, возможно заканчивать горизонтальную скважину их как скважину, не закреплённую обсадными трубами; хвостовиками с щелевидными продольными отверстиями, хвостовиками и наружными пакерами обсадной колонны (ECPS), или возможно зацементировать или перфорировать эти скважины. Выбор метода заканчивания может иметь значительное влияние на производительность скважины. Ниже суммированы различные варианты заканчивания, их привилегии и недостатки. ^{48 61} Кроме того, кратко описаны различные вопросы, которые необходимо рассмотреть до выбора заканчивания. Более подробная информация о заканчивании дана в Разделе II.

Рисунок 1-9 Горизонтальная скважина со средним радиусом на участке в 60 акров

Рисунок 1-10 Горизонтальная скважина с длинным радиусом на участке в 60 акров

ВАРИАНТЫ ЗАКАНЧИАНИЯ

На Рисунке 1-11 схематическая диаграмма различных вариантов заканчивания горизонтальной скважины. Аспекты этих заканчиваний описаны ниже:

1. Заканчивание скважины с необсаженным забоем: Заканчивание скважины с необсаженным забоем является дорогим, но ограничена формациями крепких пород. Кроме того, трудно возбуждать скважину с необсаженным забоем и контролировать или нагнетание или добычу вдоль длины скважины. Немного раньше горизонтальные скважины заканчивались с необсаженным забоем, но в настоящее время существует тенденция не использовать заканчивание скважины с необсаженным забоем, за исключением в формациях как меловая формация Остин.

(1) необсаженный забой

(2) заканчивание с использованием хвостовиков с щелевидными продольными отверстиями.

(3) хвостовик с частичной изоляцией Наружные пакеры обсадной колонны

(4) Зацементированный или перфорированный хвостовик

Рисунок 1-11 Схема различных вариантов заканчивания для горизонтальных скважин

Важно отметить, что много горизонтальных скважин, особенно в морских акваториях Европы и Азии, успешно заканчивались с использованием хвостовиков с щелевидными продольными отверстиями. Во многих этих скважинах скорость потока превышала от несколько сот до тысяч баррелей в день. При высокой скорости потока у скважины больше шансов самоочищаться, чем при медленной скорости потока.

4. Требования возбуждения: Предпочтительнее зацементированные горизонтальные скважины, если скважина должна быть разрушена. Скважина может быть изолирована в нескольких зонах вдоль ее длины с использованием

пакер-пробок, и каждая зона может быть разрушена независимо. Недавно несколько скважин были завершены путем искусственного образования многочисленных трещин вдоль длины скважины. С механической точки зрения, предпочтительно образовывать трещины на разных зонах вдоль скважины поэтапно. Благоразумно применять критерии технологии исследований и разработки коллекторов для проектирования числа разломов, необходимых вдоль длины скважины для максимальной добычи и минимизации стоимости образования трещин.

Недавно было опубликовано несколько работ, в которых обсуждалось ориентирование искусственно образованных трещин относительно направления бурения горизонтальной скважины. ^{58 60} В принципе, для первичного производства некоторые предпочитают получать трещины перпендикулярные к направлению ствола скважины и увеличить дренаж. Однако, такая конфигурация не желательна для методов вторичной добычи. В разрабатываемой модели, искусственное образование трещин перпендикулярное направлению скважины может вызвать короткую жидкостную циркуляцию, в результате чего происходит преждевременный прорыв и низкий коэффициент охвата. Таким образом, если предполагается вторичный метод разработки, следует избегать искусственного образования трещин перпендикулярно направлению горизонтальной скважины. На самом деле для вторичного метода разработки желательно искусственное образование трещин параллельно направлению горизонтальной скважины.

Трудно разрушать скважины законченные как скважина, не закреплённая обсадными трубами, или закреплённую хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями. Это из-за образования многих утечек вдоль длины скважины. Подобным образом, одинаковое окисление вдоль длины скважины затруднено в скважине законченной как скважина, не закреплённая обсадными трубами, или закреплённой хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями. Трудность одинакового окисления вдоль длины скважины можно уменьшить используя скрученной трубы. Для обеспечения одинакового распределения кислоты вдоль трубы, скрученная труба должна передвигаться вверх и вниз скважины, распыляя кислоту. Другой альтернативой является использование поэтапное окисление, при котором каждый этап отделяется химической отводящей перегородкой. (химическая отводящая перегородка со временем ломается)

5. Требования механизма добычи: В некоторых скважинах, особенно в пробуренных в трещиноватых пластах особенно с нижним водонапорным режимом, вода может прорваться через определенный участок длинной горизонтальной скважины. Подобным образом, при повышенной норме добычи, закачиваемый флюид, такой как вода, может показать преждевременный прорыв вдоль небольшой части эксплуатационной горизонтальной скважины. В таких случаях, необходимо перекрыть определенную часть длинной скважины.

Эффективным способом перекрытия определенной части длинной скважины является изолирование зоны, где нежелательные флюиды прорываются в скважину и закупорить эту зону цементом. План заканчивания должен включать учет таких дополнительных обстоятельств.

В пластах с газовой шапкой, важно получить эффективную изоляцию скважины от газовой шапки. Можно или использовать пакеры или зацементированные хвостовики для изоляции эксплуатационной трубы от газовой шапки. В литературе отмечается, что некоторые горизонтальные скважины не оправдали надежд из-за преждевременного прорыва газа в часть скважины, расположенной вблизи газовой шапки.

Редко горизонтальные скважины действительно горизонтальные; скорее они отклоняются вверх и вниз в вертикальном плане. В скважинах с низким темпом форма скважины может оказывать значительное воздействие на продуктивность скважины, особенно когда вовлечено многофазное течение. Например, вода может накопляться в небольшом отделе скважины и может быть трудным вытеснить ее. Подобным образом, существует возможность газовой пробки около крючкооюразной части скважины. В таких ситуациях, для ослабления проблемы можно использовать скважинный газосепаратор. Однако, лучший способ решить эту сложную задачу спроектировать траекторию ствола буровой скважины слегка по восстанию или по падению, в зависимости от механизма пласта. Это ускорит отделение флюида вдоль длины скважины и уменьшит проблемы из-за газовой пробки в нефтяной скважине и блокирование жидкостью в газовых и конденсатных скважинах.

6. Требования капитального ремонта: до выбора варианта заканчивания, должны быть рассмотрены требования капитального ремонта, но их трудно предвидеть. Например, рассмотрим заканчивание горизонтальной скважины со средним радиусом в подходящем, но трещиноватом известняковом пласте с вытеснением нефти нагнетаемой водой. Можно предположить возможность прорыв воды вдоль короткой части горизонтальной скважины иногда во время периода эксплуатации скважины. Возможны следующие три сценария заканчивания:

а. можно вставить хвостовик с щелевидными продольными отверстиями и извлечь его позже когда прорвется вода или содержание воды станет высоким. После извлечения хвостовика, можно вставить обсадную требу и зацементировать ее. Это остановит образование воды. Однако, насколько рискованно извлекать хвостовик с щелевидными продольными отверстиями из горизонтальной скважины?

б. можно зацементировать скважину и перфорировать ее. Как только прорвется вода, можно использовать каротаж в эксплуатационных скважинах для определения местонахождения зоны высокого образования воды. Позже можно закупорить зону цементом.

в. Можно закончить скважину как скважину, не закреплённую обсадными трубами и ждать пока прорвется вода для проектирования хода действий.

Каждый из этих вариантов имеет связанные с ними расходы и риски. Выбор заканчивания должен быть основан на местном опыте работы и желании оператора допустить степень риска.

В настоящее время при технологии с ультракоротким радиусом, труба отделяется как только пробурена скважина. Поэтому невозможно снова войти в горизонтальный отдел ствола скважины. В скважину с коротким радиусом возможно снова войти с использованием скрученной трубы. С помощью скрученной трубы возможно снова войти безопасно в скважину, законченную хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями, чем снова войти в необсаженный ствол скважины. В скважинах со средним и длинным радиусом снова войти не очень сложно. В этих скважинах могут быть использованы или закрученные трубы или инструменты перемещения бурильной трубы.

7. Требования ликвидации скважины: В настоящее время не действуют специальные правила по ликвидации скважины. Однако, оператор должен предусмотреть эту необходимость и спроектировать заканчивание скважины так, чтобы скважина могла быть ликвидирована безопасно.

РЕЗЮМЕ О ЗАКАНЧИВАНИИ

Подходящее заканчивание скважины важный этап для обеспечения успеха проекта горизонтальной скважины. На основе требований заканчивания можно выбрать соответствующую технологию бурения. Например, если скважина должна быть зацементирована, не может быть применена технология бурения с ультракоротким или коротким радиусом. И наоборот, скважины со средним и длинным радиусом не могут быть зацементированы или перфорированы. Таблица 1-4 содержит краткое описание возможных вариантов заканчивания и вариантов регистрации для трудных методов бурения.

РЕЗЮМЕ

В разделе 1 приводится краткий обзор технологии горизонтальной скважины который содержит список ранних проектов горизонтальной скважины для первичной добычи и добычи нефти вторичным методом, обсуждение применения горизонтальных скважин и показывает значительную выгоду в пластах с естественным разрывом, таких как меловая формация Остин, Техас, и формация Баккен в Северной Дакоте. Подобным образом, выгода горизонтальных скважин также видна при прорыве газа и образовании конуса обводнения, такие как сесторождение Роспо Маре, морская акватория Италии, Прудхоу-Бей, Аляска, морская акватория Нидерландов, морская акватория Индонезии и Импаие Або, Нью-Мексико.

Применение горизонтальных скважин основано на требованиях пласта и бурения. Во много раз на морских месторождениях, арктических месторождениях или экологически напряженных областях, горизонтальные скважины могут улучшить экономику путем сокращения числа скважин, которые необходимо для дренирования пласта. Сокращение числа скважин влияет на значительное сбережение средств.

Этот раздел также включает краткое описание различных методов бурения и ожидаемые длины горизонтальных скважин, которые могут быть пробурены с использованием этих методов, и описание различных методов заканчивания, перечисляя несколько аспектов пластов, бурения и производства, которые должны быть учтены до принятия решения о схеме заканчивания.

Ссылки

(стр. 54)

Где,

k = проницаемость

t= время, часы

ф = пористость в трещине, безразмерные

µ = вязкость, ср

C_u = первоначальная общая сжимаемость, psi ^-1

A= площадь, фут ²

r_w = радиус скважины, фут

Как показано в Таблице 2-1, для вертикальной скважины расположенной в центре дренажного круга или квадрата, время для достижения псевдо-устойчивого состояния составляет t_DA = 0.1. Заменяя это в Уравнении 2-14,

t_DA= 0.1 = 0.000264 kt

ф µ C_u A (2-15)

t_pss = 379 ф µ C_u A

k (2-16)

t_pss = время достичь псевдо-стабильного состояния в часах

t_pdss= 15.79 ф µ C_u A

k (2-17)

t_pdss = время достичь псевдо-стабильного состояния в днях

В общем, нефтяные скважины, освоенные на 40-акровой площадке и газовые скважины основанные на 160-акровой площадке. Поэтому

40 акров = 40 х 43,560 фут²/акр = 1.7424 х 10⁶ фут² (2-18)

160 акров =160 х 43,560 фут²/акр = 6.9696 х 10⁶ фут² (2-19)

Заменяя эти площади в Уравнении 2-17 получается:

Для 40-акровой скважины

t_pdss= 27.512 x 10⁶ ф µ C_u

k (2-20)

Для 160-акровой скважины

t_pdss= 110.05 10⁶ ф µ C_u

k (2-20)

Уравнение 2-15 и 2-16 показывают, что переходное время зависит от основных качеств пласта, такие как проницаемость, пористость и сжимаемость. Время для достижения псевдо-устойчивого состояния не зависит от возбуждения скважины. В случае нефтяных скважин, время для достижения псевдо-устойчивого состояния обычно от нескольких дней до месяца. В противоположность, для газовых скважин в низкопроницаемых пластах, время для достижения псевдо-устойчивого состояния может быть очень долгим, в некоторых случаях до нескольких лет.

Дата добавления: 2015-07-13