Интенсификация притока нефти при разработке месторождений горизонтальными скважинами - Технологии - Статьи журнала
8 мин
14
0

Интенсификация притока нефти при разработке месторождений горизонтальными скважинами

Интенсификация притока нефти при разработке месторождений горизонтальными скважинами

Бурение скважин – это сложный и дорогостоящий процесс. По некоторым данным [1] затраты на бурение стандартной эксплуатационной скважины на нефть составляют около 1 - 1,5 млн. долл, стоимость строительства сложных горизонтальных скважин (ГС) может достигать 4-5 млн. долл. С учетом высокой стоимости строительства скважин повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) из нефтяных пластов является главной задачей Топливно-энергетического комплекса России (ТЭК).


Согласно источникам [2] около 60% нефти на действующих месторождениях остаются в недрах, широкое применение новых методов нефтеотдачи позволили бы нарастить извлекаемые запасы нефти в стране на 30-50%. В настоящее время российские компании извлекают лишь 35-37% разведанных запасов, остальные безвозвратно теряются. В мире показатель извлечения составляет 50% и выше.

Успешно пробуренная разветвленно-горизонтальная скважина (РГС) имеет повышенную поверхность вскрытия пласта, что соответственно снижает фильтрационное сопротивление в призабойных зонах, за счет чего увеличивается продуктивность и приток нефти из пласта.

К преимуществам горизонтальных технологий также следует отнести вовлечение в разработку труднодоступных запасов, разработку залежей высоковязкой нефти, тонких нефтяных пластов, рис. 1.

рис 1.jpg

Обобщение опыта горизонтальных технологий показывает, что около 35% пробуренных в мире горизонтальных скважин оказались нерентабельными.

В качестве показателя эффективности ГС применяют коэффициент увеличения продуктивности (КУП), представляющий собой отношение продуктивности ГС к продуктивности вертикальных скважин (ВС) [3].

В России в качестве показателя эффективности применения ГС используется показатель, характеризующий относительный темп роста дебита нефти ГС к дебиту ВС к соответствующему нарастанию капитальных вложений.

рис 1.jpg

Капитальные затраты в строительство горизонтальной скважины будут эффективны если Z >1 , т.е. горизонтальная скважина дает больший дебит, чем вертикальная. В противном случае, если Z < 1, то капитальные вложения будут не эффективны и нет необходимости бурить горизонтальную скважину [4].

Анализ, проведенный компанией Shell по 1500 горизонтальных скважин  показал, что только 50% из них оказались эффективными, со значением КУП более единицы. Экономически неэффективными, с показателем КУП менее единицы являются ГС, проведенные в высокопроницаемых пластах с большой эффективной толщиной, в тонких слабопроницаемых пластах, в трещиноватых пластах и пластах сильно анизотропных по проницаемости. В результате потенциальные возможности ГС не достигаются.

С целью уменьшения капитальных затрат и соответственно повышения эффективности ГС, проектами на бурение предусматривается сокращение сроков строительства и проходки за счет:

 - оптимизации профилей скважин и технологии бурения (выбор наиболее подходящих комбинаций работы забойных двигателей и породоразрушающего инструмента, использование единого шаблона долотной и растворной программы);

 - учет рисков при бурении и соответственно сокращение времени ликвидации осложнений;

 - применение многоствольных скважин при большой глубине залегания пластов, при разработке высоковязких нефтей и низкопроницаемых коллекторов.

В отношении дебита (прогноза продуктивности применения ГС) существует большое количество методик и расчетных схем [5, 6, 7].

Дебит вертикальной скважины для псевдоустановившегося режима и дебит горизонтальной скважины определяются соответственно по формулам «Дюпюи» и «Джоши» (формулы приведены в общедоступной научной литературе).

Исходя из анализа данных зависимостей, основные параметры которые оказывают прямое влияние на дебит скважины: - это нефтенасыщенная толщина пласта h, его проницаемость K, создаваемая депрессия (Pпл  - Pзаб) и радиус контура дренирования r. Чем больше значения данных параметров, тем больше дебит. В то же время, накопленный промысловый опыт свидетельствует о более низкой, по сравнению с расчетной, эффективности применения горизонтальных скважин, определенной по аналитическим зависимостям.

Данные телеметрии в неоднородном пласте показывают, что вдоль ствола ГС формируется неравномерный приток флюида с чередованием зон высокой и низкой приточности. Нередки случаи, когда большая часть горизонтального ствола вообще не работает, жидкость в скважину поступает лишь через проницаемые участки пласта [8].

В результате высокая неоднородность пластов, как по толщине, так и по площади не позволяет спрогнозировать их параметры с приемлемой точностью. Учитывая, что дебит скважины прямо пропорционален проницаемости пласта, оценка дебита при расчете на ту или другую проницаемость при прочих равных условиях будет сильно отличаться. (ГС вскрывают геологические неоднородности разного масштабного уровня – от отдельных неоднородных включений до неоднородности, связанной с геологическим строением залежи). Таким образом, для получения эффекта от ГС необходимо знание геологического строения месторождения, свойств коллекторов, физико-химических свойств нефти и др.

Исходя из опыта изучения проблемы для вертикальных скважин, можно утверждать, что одной из основных причин снижения фактической продуктивности ГС по сравнению с их потенциальными возможностями является состояние нефтегазового пласта в околоскважинных зонах, т.е. зона притока пластового флюида к скважине.

 Чтобы оценить промышленные запасы нефти и газа в пласте и наметить мероприятия по наиболее полному и эффективному извлечению из недр необходимо выяснить физические явления, происходящие в недрах.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов находятся под пластовым давлением. Для притока продукции из пласта в скважину необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового.

Pзаб < Pпласт

Вследствие пониженного давления, забой скважины является местом, куда стремится нефть, заполняя освобожденные поры пласта.

Процесс физической миграции нефти в земных недрах подчиняется законам диффузии, когда перенос вещества происходит из области с высокой концентрацией в область с низкой вдоль вектора концентрации. Малые размеры поровых каналов, их неправильная форма, большая поверхность шероховатых стенок создают сопротивления движению жидкости и газа, рис. 2.

рис 1.jpg

При этом движение жидкости представляет собой обтекание бесчисленного множества сложных поверхностей, рис. 3.

рис 1.jpg

Если текущая жидкость соприкасается с неподвижной поверхностью, то слои такой жидкости перемещаются с различной скоростью, что объясняется свойством жидкости оказывать сопротивление перемещению одной ее части относительно другой. Внутренне трение (вязкость) обусловлена в первую очередь межмолекулярным взаимодействием, ограничивающим подвижность молекул, поэтому для описания физической природы взаимодействия нефти в породе необходимо учитывать слабые межмолекулярные взаимодействия.

Одним из таких взаимодействий являются Ван-дер-ваальсовые силы - силы межмолекулярного взаимодействия между частицей и молекулой, и между двумя частицами [9], которые содержат в себе силы ориентационного, индукционного и дисперсного взаимодействия молекул.

рис 1.jpg

 Во всех трех составляющих этих сил лежит взаимодействие диполей, основу которых составляют кулоновские силы взаимодействия между электронами и ядрами одной молекулы и ядрами и электронами другой. На определенном расстоянии между молекулами силы притяжения и отталкивания уравновешивают друг друга, и образуется устойчивая система, при этом диполи ориентируются друг к другу противоположно заряженными концами, рис. 4

Рассматривая природу этих сил можно предположить, что в процессе движения молекул нефти в пористой среде, на участках свободной поверхности диполи (молекулы) располагаются в одном направлении вдоль общей оси, а на участках в пределах контакта частиц грунта дипольные моменты ориентированы хаотически. В местах контакта частиц наблюдается увеличение концентрации полярных молекул, образуются устойчивые полимолекулярные слои, обладающие высокой механической прочностью, размер слоев может достигать десятки микрометров и зависит от химических свойств нефти и свойств горной породы.

Подвижность молекул в этих местах уменьшается, что оказывает дополнительное сопротивление движению нефти в горной породе, и как следствие снижение скорости, рис. 5.

рис 1.jpg

Если диполь поместить в однородное электрическое поле, то поле стремится ориентировать диполь в направлении линий напряженности. При изменении направления поля положение диполя также изменится. Если диполь помещен в переменное электрическое поле, то там он будет совершать колебательное движение относительно некоторого положения равновесия.

Величина равнодействующей силы, стремящейся ориентировать диполь параллельно линиям поля (вдоль силовой линии поля) зависит от градиента напряженности:

рис 1.jpg

Таким образом, воздействие переменного электрического поля на молекулы нефти при их движении в горной породе меняет ориентационное взаимодействие между диполями, появляется преимущественная ориентационная составляющая вдоль силовых линий поля, рис. 6.

На участках контакта частиц грунта под воздействием переменного электрического поля разрушается устойчивое образование полимолекулярных слоев нефти, и как следствие наблюдается увеличение подвижности молекул, увеличение эффективного сечения поровых каналов и проницаемости породы, что содействует интенсификации притока нефти в скважину.

Выводы: Описание физической картины движения нефти в осадочных горных породах с позиции межмолекулярных взаимодействий позволяет установить причины ограничения подвижности молекул в поровых каналах горной породы, и как следствие снижение фактической продуктивности скважин по сравнению с расчетной.

Принимая во внимание высокую стоимость бурения (строительства) горизонтальных скважин интенсификация притока и повышение КИН является условием эффективности использования ГС. Предложенный метод воздействия электромагнитным полем на эффективное сечение поровых каналов позволяет увеличить проницаемость горной породы, что пропорционально увеличивает приток пластового флюида к скважине.

Список используемой литературы:

1.      Калинин В. Раствор инноваций / В. Калинин // Сибирская нефть. – 2013. – февр. - № 98. – Режим доступа: http://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/arhive/2013-february/1104085/.

2.      Старинская Г. Минэнерго рассчитывает на новые технологии в добыче сырья / Г. Старинская // Ежедневная деловая газета «РБК». – 2012. – 20 авг. - Режим доступа: http://rbcdaily.ru/industry/562949984549759.

3.      Галимуллин И. Эффективность бурения горизонтальных скважин и промысловый опыт их исследования / И. Галимуллин // Нефтяник Татарстана. - 2004. - № 1. – С. 2.

4.      Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин / Т.Г. Бердин. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2001. – 199 с.

5.      Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ / В.Д. Лысенко. - М. : Недра, 2004. – 640 с.

6.      Joshi S.D. Angmentation of well productivity with stant and horizontal well / S.D. Joshi // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – Vol. 40. - P. 729-739.

7.      Joshi S.D. Horizontal Well Technology / S.D. Joshi. – Oklahoma : PennWell Books, 1991. - 552 p.

8.      Гайдуков Л.А. Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах : дис. … канд. техн. наук : 25.00.17 / Гайдуков Леонид Андреевич. – М., 2010. – 173 с.

9.      Бараш Ю.С. Силы Ван-Дер-Ваальса / Ю.С. Бараш. – М. : Наука, 1988. – 344 с.

10. Сердобинцев Ю.П. Триботехническое моделирование и исследование модифицированных пар трения технологического оборудования : монография / Ю.П. Сердобинцев, А.А. Подщипков. – Волгоград : ВолгГТУ, 2002. – 180 с.

 




Статья «Интенсификация притока нефти при разработке месторождений горизонтальными скважинами» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, Июнь 2015)

Авторы:
Комментарии

Читайте также