Контроль притока пластовых флюидов в горизонтальной скважине

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 5
ВВЕДЕНИЕ 6
1 Проблемы разработки месторождения системами горизонтальных скважин 8
1.1 Неравномерность профиля притока 8
1.2 Конусообразование 10
1.3 Запирание наземной инфраструктуры 11
1.4 Неконсолидированный пласт 12
2 Литературный обзор 13
2.1 Традиционные устройства контроля притока 13
2.2 Основные типы регуляторов притока 16
2.3 Автономные устройства контроля притока. АУКП с левитирующим диском 20
2.3.1 АУКП с левитирующим диском 21
2.4 Оценка эффективности устройств контроля притока 22
2.5 Расчет работы горизонтальной скважины 23
2.6 Выбор между пассивными и активными устройствами контроля притока 25
3 Краткая геолого-геофизическая, физико-гидродинамическая характеристика и свойства пластовых флюидов рассматриваемого пласта 34
3.1 Физико-химические характеристики нефти и газа в пластовых и стандартных условиях 34
3.2 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пластов ЮВ11, БВ7 и БВ6 36
3.3 Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств, определенных различными методами 38
3.4 Заключение по обзору месторождения 39
4 Расчетная часть 41
4.1 Исходные данные 41
4.2 Используемые УКП 43
4.3 Сегментирование скважины 43
4.4 Подбор оптимального количества УКП 44
4.5 Моделирование на базовом режиме 45
4.6 Моделирование прорыва воды 46
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 49

Весь текст будет доступен после покупки

В последнее время нефтегазовые компании активно разрабатывают месторождения с применением систем горизонтальных скважин (ГС), позволяющих повысить площадь контакта пласта со скважиной, а также дебиты, приемистость и коэффициент извлечения нефти (КИН). Зачастую преимущественное использование ГС связано с технологическими факторами (разработка нефтяных оторочек и других месторождений с контактными запасами), в остальных случаях - с экономическими причинами (морские проекты, удаленные месторождения).
С истощением легкоизвлекаемых запасов нефти и усложнением условий добычи возникают задачи, потребность ответа которых стимулирует создание и применение современных инженерных разработок. Наиболее сильно можно заметить во время разработки морских месторождений нефти и газа, потому что появляется потребность в ускоренной выработке запасов, повышении периода безводной эксплуатации скважин, уменьшении всеобщего числа скважин благодаря повышении в их производительности, условиях к компактности оснащения и т.д.
Разработка месторождений с риском раннего прорыва газа с газовой шапки и забойных вод ГС дает получить больших дебитов по сравнению с вертикальными скважинами, но работа ГС сопровождается утратой давления из-за трения в стволе скважины, что приводит к неравномерной выработке запасов даже в пласте.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Проблемы разработки месторождения системами горизонтальных скважин
1.1 Неравномерность профиля притока

В протяженных горизонтальных скважинах с отклонением от вертикали сложность содержится в наличии непостоянных профилей притока по протяженности горизонтального участка. Как правило, данная проблема появляется из-за неровного перепада давления, приложенного к пласту-коллектору по протяженности горизонтального участка, но также может быть результатом изменений пластового давления и общей проницаемости углеводородного коллектора. Неравномерные профили потока могут привести к преждевременному прорыву воды или газа, закупорке отверстий и щелей фильтров и эрозии в скважинах для борьбы с песком, а также могут сократить срок службы и производительность скважины. Дополнительные проблемы возникают при продвижении в направлении увеличения глубины ствола скважины свыше 1500 м. Завершение таких скважин для эффективной подготовки и добычи затруднено и может привести к тому, что удаленная дистальная область или «забой» горизонтального участка останутся открытыми или незавершенными. Незавершенный участок скважины представляет собой зону с пониженной эффективностью добычи. Следовательно, существует потребность в системе заканчивания скважины и в способе запуска системы заканчивания скважины, который не допускает неравномерных перепадов давления в забое скважины.
При разработке месторождений ГС большой протяженности и со значительными дебитами становится существенным влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления на трение могут достигать депрессионных значений, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к существенной разнице депрессий в пяточной и носочной зонах (пяточный эффект) скважины. Эта разница может привести к прорывам подошвенной воды в пяточную зону скважины, в случае плавающего пласта, или газа при разработке подгазовой зоны.
В случае разработки месторождения ГС самотечным режимом существует ограничение по депрессии во избежание прорыва водогазового газа. В некоторых случаях требование ограничения просадки может быть достаточно большим (0,05 ? 0,1 МПа). В этих случаях падение давления за счет трения приводит к значительному уменьшению депрессии в носочной части скважины, что приводит к снижению дебита скважины. При добыче тяжелой нефти метод самотечной дегазации, используемый путем закачки пара, часто требует интенсивного контроля расхода пара. Учитывая, что «пятки» расположены непосредственно друг под другом, а иногда и на расстоянии 5 метров, ситуация с большой вероятностью приводит к прорыву пара. Это наиболее пагубный эффект при применении описываемого способа, приводящий к сворачиванию производства. Проблема может усугубляться изменением температуры во время впрыска пара, поскольку температура пара выше в «пятке», чем в «носке» ствола. Разница в депрессии на слое в области пятки и носка без использования УКП на рисунке 1.1.1. Возможность выравнивания профиля притока по длине всего ствола скважины показана на рисунке 1.1.2.

Одним из решений проблемы выравнивания притока в ГС является применение устройств пассивного и активного контроля притока. Применение систем контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе и получить одинаковый профиль давления на внешней стенке скважины. Тем самым запланированная депрессия на пласт будет одинакова по всей длине горизонтального ствола, что приведёт к значительному увеличению дебита скважины [1-8].

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки