Исследование горизонтальных скважин

1.1.2 Техника, приборы и аппаратура для исследования горизонтальных скважин

      Техника, применяемая на газовых месторождениях Российской Федерации в процессах исследования и эксплуатации скважин, не соответствует уровню мирового лидера производства природного газа, превышающему 500 млрд м³ в год. Принципиально существуют две возможности для определения термобарических параметров пласта и скважин, дебита газа, твердых и жидких примесей, работающих интервалов продуктивного разреза, вскрытого вертикальным и наклонным стволами. В России не выпускаются лубрикаторы, передвижные установки для газогидродинамических и газоконденсатных скважин, не разработаны глубинные комплексы, спускаемые в скважины с электромагнитной передачей информации о продуктивном разрезе.

      Основным  источником информации, получаемой в эксплуатационных скважинах, являются устьевые замеры давления и температуры и дебитов газа и жидкости на замерных устройствах, установленных на так называемых факельных линиях. При кустовом размещении скважин и незначительных депрессиях на пласт отсутствие замера дебита

      каждой  скважины отрицательно сказывается  на контроле за обводнением, отложением солей в скважинах, образованием гидратов и песчаных пробок. Отсутствие индивидуального контроля по скважине из-за неоснащенности каждой скважины соответствующими контрольно-измерительными средствами является одной из причин некачественного прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений. С такой технической оснащенностью использование горизонтальных скважин приведет к уменьшению объема и качества информации, полученных из скважин. Получение информации с помощью глубинных комплексов из горизонтальных скважин без стационарно установленных на горизонтальном участке ствола практически невозможно.

      Стационарно установленные глубинные комплексы, измеряющие давление, температуру, скорость потока, плотность, дебиты и т.д. на различных участках горизонтального ствола, могут быть вмонтированы на фонтанных трубах или же, если горизонтальный ствол открытый, то на соответствующих участках хвостовика.

      Информация, измеряемая глубинным комплексом, должна передаваться электромагнитными волнами и приниматься вторичными приборами на устье скважины, в принципе не исключена и возможность применения глубинных комплексов и на нестационарной основе. Но при этом необходимо глушение скважин, монтаж этого оборудования через соответствующие переходные устройства на хвостовике или на фонтанных трубах, затем спуск измерительного комплекса в горизонтальную часть ствола с последующим освоением скважины, исследования по программе и глушение для извлечения глубинного комплекса. Такой способ использования глубинных комплексов в горизонтальных скважинах связан с определенными технологическими трудностями и возможностью ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. Поэтому сравнительно доступным способом определения параметров пласта и горизонтальной скважины является аналитический метод расчета давления и температуры газа по длине горизонтального ствола по известным устьевым давлениям, температуры, суммарного дебита скважины для заданной конструкции скважины. При этом технология проведения исследования остается идентичной технологии исследования вертикальных скважин. Результаты расчетов термобарических параметров горизонтальных скважин используются для обработки данных исследования таких скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

1.2 Особенности горизонтальных скважин

1.2.1 Конструктивные особенности горизонтальных скважин

      Используемое  понятие «горизонтальная скважина» не означает, что эта геометрически горизонтальный ствол. Как правило, реальный горизонтальный ствол характеризуется вертикальными колебаниями с амплитудой h>0,3 м. Переход ствола скважины от вертикального направления к горизонтальному характеризуется радиусом кривизны R. На рис. 1 схематично показан профиль горизонтальной скважины. По величине радиуса кривизны горизонтальные скважины условно делятся на: скважины с большим, средним и с малым радиусом кривизны, которые имеют R_б> 150 м; 40 < R_cр < 150 м и 4 < R_м< 8 м. Выбор радиуса кривизны для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному зависит от геологических, технических и технологических факторов, а также от местонахождения месторождения (шельф, наличие на территории месторождения объектов, где бурение скважин не разрешается и т.д.). От радиуса кривизны зависит длина ствола скважины, следовательно, и потери давления по стволу. Значительное увеличение длины ствола возможно для сокращения числа платформ при освоении морских месторождений, что связано с большими затратами на строительство этих платформ в ледостойком исполнении. Радиус кривизны ствола предопределяет необходимость разработки соответствующих методов для определения забойного давления горизонтальных скважин по известному устьевому давлению.

      Колебание горизонтального ствола по вертикали  обуславливает учет двух факторов, связанных с особенностями горизонтальных скважин. Первый из них предопределяет толщину вскрываемого пропластка, который можно вскрыть горизонтальным стволом. Вертикальные колебания горизонтального ствола зависят от технологий, разработанных различными фирмами. В настоящее время амплитуда колебания по предложенным технологиям бурения горизонтального ствола h_аm (см. рис. 1) изменяется в диапазоне 0,3<h_ам<3,0 м. Наилучшие показатели по величине амплитуды колебания достигнута фирмами «Эльф-Акитен» и «Коноко». По технологии этих фирм горизонтальные стволы, не выходящие за пределы толщины вскрываемого пропластка, могут быть пробурены при h = 0,5 м. Вторым фактором, который связан с величиной амплитуды колебания горизонтального ствола, является возможность образования гидрозатвора, схематично показанного на рис. 1. Такие гидрозатворы образуются при наличии в продукции скважины конденсата, воды, остатков бурового раствора и т.д. в условиях, когда интенсивность притока газа из каждого погонного метра вскрываемого участка невелика. Низкая интенсивность притока газа будет иметь место при ухудшенных фильтрационных свойствах вскрываемого пропластка, небольшой величины депрессии на пласт и очень больших длинах горизонтального ствола. Образование гидрозатворов существенно влияет на точность определения параметров горизонтальных скважин и вскрываемых ими пластов при определении этих параметров по данным устьевых замеров.

      Рисунок 1. Схема горизонтальной скважины 

      Расположение  горизонтального ствола одно из существенных факторов предопределяющих производительность горизонтальных скважин и устойчивость их эксплуатации без обводнения. Расположение горизонтального ствола обосновывается исходя из геологической особенности продуктивного разреза и типа залежи. Для однородных пластов при отсутствии опасности обводнения скважины подошвенной водой наилучшим является симметричное расположение горизонтального ствола по толщине, при котором при заданной величине депрессии на пласт -скважина обеспечивает максимальный дебит. Перемещение горизонтального ствола по толщине, т.е. его асимметричное размещение, приводит к снижению производительности горизонтальных скважин. Минимальную производительность горизонтальная скважина имеет, если ее ствол расположен у кровли или у подошвы продуктивного однородного пласта.

      Абсолютная  величина снижения дебита из-за асимметричности  расположения горизонтального ствола по толщине зависит от толщины вскрываемого пласта.

      Схема расположения горизонтального ствола по толщине показана на рис. 2а. Проведенные нами на геолого-математических моделях эксперименты показали, что снижение дебита горизонтальной скважины, связанное асимметричностью расположения ствола по толщине колеблется в диапазоне 2%<AQ<3\% от дебита при симметричном расположении и толщинах вскрываемых пластов 10 < h < 300 м.

      Расположение  горизонтального ствола относительно контуров питания также является характерной чертой горизонтальных скважин. Необходимость обоснования места расположения горизонтального ствола относительно контуров питания возникает при вскрытии на приконтурных частях продуктивных пластов массивного и пластового типов.

       Естественно, что чем дальше от контура  питания, т.е. от контурных вод, тем меньше опасность обводнения скважин. Поэтому горизонтальный ствол должен быть асимметрично расположен относительно контура газоносности. Схема расположения горизонтального ствола  

      Рисунок 2. Схемы расположения ствола горизонтальных скважин:

      1- симметричное; 2- ассиметричное

относительно контура показана на рис. 26. Асимметричное расположение горизонтальной скважины относительно контура газоносности также приводит к снижению производительности таких скважин. Наихудшим расположением по величине производительности горизонтальных скважин является асимметричное расположение, как по толщине пласта, так и относительно контура газоносности (рис. 2в). Двойное асимметричное расположение горизонтального ствола при значительной толщине пласта приводит к снижению дебита горизонтальной скважины до 38% по сравнению с дебитом симметричного расположения ствола.

       Полнота вскрытия (несовершенство по вскрытию) пласта горизонтальной скважиной является также особенностью таких скважин. При проектировании разработки газовых, газонефтяных и нефтяных месторождений проектное число скважин размещается по площади залежи. Каждая скважина при этом имеет свою удельную площадь дренирования. Как правило, размеры по длине (или ширине) этой площади значительно больше длины горизонтального ствола. Поэтому под полнотой вскрытия пласта горизонтальной скважиной понимается отношение длины горизонтального ствола к длине удельной площади, приходящейся на долю данной скважины. Схематично полнота вскрытия в плане горизонтальной скважиной удельной площади   по ее длине показана на рис. 3. 

      Рисунок 3. Схемы расположения ствола горизонтальных скважин:

      а,в  – симметричное; б,г-ассиметричное. 

      При длине горизонтального ствола L_rop, равной длине удельной площади L, т.е. L_гоp = L, горизонтальная скважина достигает максимальной производительности. При уменьшении длины горизонтального ствола, т.е.L_гоp < L производительность скважины интенсивно снижается. Количественная оценка влияния полноты вскрытия скважиной своей Удельной площади установлена нами экспериментально, с использованием геолого-математических моделей фрагментов с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Эти результаты позже будут представлены в виде универсальных безразмерных зависимостей для их использования при проектировании разработки газовых и нефтяных месторождений.

1.2.2 Основные преимущества и недостатки горизонтальных скважин

      Горизонтальные  скважины в массовом порядке применяются, начиная с 1982 г., и в качестве средств для освоения нефтяных и газовых месторождений появились примерно на 130 лет позже вертикальных. Однако первые публикации о необходимости применения горизонтальных скважин (галереей) появились 70 лет назад. Стимулами, обуславливающими применение горизонтальных скважин, явились:

• низкие коэффициенты нефтеотдачи одно- и двухконтактных 
  залежей небольшой толщины нефтеносного пласта;
• необходимость освоения морских месторождений углеводородов;
• низко продуктивные залежи, требующие значительных интервалов вскрытия таких пластов;
• образование глубоких депрессионных воронок при кустовом размещении вертикальных скважин;
• неравномерное дренирование ресурсов нефти и газа отдельных 
  пропластков, имеющих различные емкостные и фильтрационные свойства и удельные запасы при их вскрытии вертикальными стволами;
• нерентабельность освоения значительного числа нефтяных и газовых месторождений при использовании вертикальных скважин и т.д.

      Перечисленные выше и другие факторы исключали  рентабельную разработку значительного числа нефтяных, нефтегазоконденсатных и газовых месторождений. Создание техники и технологии бурения горизонтальных скважин одновременно несколькими ведущими нефтегазодобывающими фирмами к концу 1970-х гг. позволило широко применять горизонтальные скважины для освоения новых и доразработки эксплуатируемых вертикальными скважинами месторождений. Наиболее существенные преимущества горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными заключаются:

• в увеличении производительности скважин при любых емкостных и фильтрационных свойствах продуктивных пластов;
• обеспечении рентабельности разработки маломощных, одно- и 
  двухконтактных, низко продуктивных, шельфовых и других нефтегазовых месторождений;
• Увеличении продолжительности периода постоянной добычи газа и доли начальных запасов, отбираемых в периоды нарастающей и постоянной добычи газа до 75-80%.
• увеличении коэффициента извлечения нефти маломощных нефтяных месторождений и нефтяных оторочек;
• увеличении коэффициента газоотдачи маломощных газовых месторождений путем оптимизации длины вскрытия пласта (пропластков), величины депрессии на пласт и расположения горизонтального ствола по толщине и по площади;
• вскрытии каждого объекта (пропластка) пропорционально их 
  емкостным и фильтрационным свойствам, а также удельным запасам газа и нефти;
• обеспечении равномерного дренирования каждого пропластка с учетом последовательности их залегания и профиля горизонтального ствола (горизонтальный, нисходящий и восходящий);
• снижении до минимума возможности образования глубоких депрессионных воронок;
• повышении устойчивой длительной эксплуатации скважин в условиях возможного разрушения призабойной зоны пласта и обвод нения скважин;
• регулировании подъема конуса подошвенной воды путем периодичного изменения конструкции фонтанных труб, спущенных в горизонтальную часть ствола.

      К числу недостатков горизонтальных скважин следует отнести:

• удорожание бурения на 10—50% при бурении горизонтальной части 
  ствола и дополнительные затраты за счет длины горизонтального ствола;
• технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтно-профилактическими работами в горизонтальных скважинах;
• возможность образования гидрозатворов при неправильном выборе профиля горизонтального ствола и оборудованием таких скважин фонтанными трубами;
• существенное влияние параметра анизотропии при вскрытии 
  горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.