Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований"

На правах рукописи

Назимов Нафис Анасович

Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□ОЭОВ5388

Бугульма - 2007

003065388

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении «Азнакаевскнефть» открытого акционерного общества «Татнефть»

Научный руководитель: доктор технических наук, с н с

Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

Хайруллин Мухамед Хильмиевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, с н с

Фазлыев Рабис Тимерханович

кандидат технических наук Шумилов Александр Владимирович

Ведущее предприятие: Общество с ограниченной ответственностью

«НПО Нефтегазтехнология», г Уфа

Защита диссертации состоится 27 сентября 2007 г в 15 часов на заседании диссертационного совета Д222 018 01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу 423236, Республика Татарстан, г Бугульма, ул М Джалиля, д 32

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть

Автореферат разослан 25 августа 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, с н с

Сахабутдинов Р 3

Общая характеристика работы

Актуальность темы. В последние годы одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и повышения степени ее извлечения стало включение в систему разработки скважин, пробуренных по горизонтальным технологиям На практике реализованы схемы комбинаций скважин различной конструкции наклонно - направленные (ННС), с горизонтальной частью ствола (ГС), с несколькими горизонтальными ответвлениями (МГС) и т д Эти схемы позволяют создать максимальную площадь контакта с продуктивным пластом Наличие протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления призабойной зоны таких скважин должно обеспечивать высокий охват продуктивного пласта воздействием Однако анализ эксплуатации скважин, пробуренных по горизонтальным технологиям, показывает, что плановая эффективность достигается не более чем, в 50% случаев

Анализ причин, влияющих на эффективность горизонтальных технологий, показал, что одной из главных проблем является недостаток информации о работе горизонтальной части ствола (ГЧС), вскрывшего продуктивный пласт Поэтому совершенствование технологий и методов исследований скважин, пробуренных по горизонтальным технологиям, является актуальным

Цель работы. Исследование гидродинамических процессов, происходящих в стволе и призабойной зоне ГС и МГС, на основании глубинных измерений

Основные задачи исследований.

1 Разработка технологий доставки контрольно - измерительных приборов в ГЧС скважин для проведения гидродинамических и геофизических исследований в процессе их эксплуатации насосным оборудованием

2 Исследование факторов, влияющих на распределение давлений в горизонтальной части ствола при эксплуатации скважины насосным оборудованием

3 Исследование процессов восстановления давления в горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважинах

4 Создание методики интерпретации результатов гидродинамических исследований МГС, проведенных в режиме их эксплуатации

5 Создание новых технологических решений, направленных на совершенствование методов разработки залежей нефти с применением МГС, на примере залежи № 3 Ромашкинского месторождения

Методы решения задач. Экспериментальные и теоретические исследования Моделирование с применением численных методов и расчетов на ЭВМ Анализ и интерпретация результатов промысловых исследований Научная новизна работы.

1 На основе глубинных исследований по ряду ГС и МГС установлено, что на распределение давлений в горизонтальной части ствола влияют следующие основные факторы профиль горизонтальной части ствола, длина ГЧС и дебит скважины, способ отбора пластовых флюидов Получены зависимости депрессионных потерь от длины горизонтального участка, проведена оценка распределения забойных давлений в горизонтальной части ствола при различных режимах работы скважин

2 Экспериментально установлено влияние работы ШГН (штангового глубинного насоса) на характер создаваемых депрессий в ГЧС Выявлено, что распределение давлений по длине горизонтальной части ствола при работе штангового насоса имеет волновой характер

3 Разработана методика расчета гидродинамических характеристик пласта, вскрытого МГС на основании результатов глубинных измерений

4 Научно обоснован способ разработки залежи нефти на естественном режиме системой ГС и МГС

Основные защищаемые положения. 1 Технологии доставки контрольно - измерительных приборов в горизонтальную часть ствола ГС и МГС

2 Результаты промысловых глубинных исследований гидродинамических процессов в горизонтальной части ствола скважин

3 Новый подход к разработке водоплавающей залежи нефти, основанный на циклической работе горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1 Разработана технология, которая позволяет проводить глубинные гидродинамические исследования ГС и МГС автономными приборами При этом регистрируются давления и температуры в нескольких участках ствола скважины одновременно Решается задача интерпретации КВД, снятых одновременно несколькими глубинными приборами, установленными на расстоянии друг от друга

2 Разработан способ эксплуатации скважины, основанный на двухтрубной компоновке подземного оборудования, который позволяет проводить геофизические и гидродинамические исследования на кабеле в горизонтальной части ствола скважины в режиме ее эксплуатации без подъема насосного оборудования

3. На основании анализа результатов глубинных исследований ГС и МГС на различных режимах работы даны практические рекомендации по проектированию и эксплуатации скважин

4. Разработан и защищен патентом новый способ разработки залежи системой горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин, технологическая эффективность от реализации за 2005-2006 годы составила 14 тыс тонн дополнительно добытой нефти

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на межрегиональной геологической научно -технической конференции (Лениногорск, 2003 г), на научно - технических семинарах главных геологов ОАО «Татнефть» (2003 - 2007 гг ), на научных семинарах - дискуссиях лаборатории подземной гидродинамики Ка-

занского научного центра РАН (Казань, 2004-2006 гг), на заседании ВКРО РАЕН (Азнакаево, 2005 г )

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе патент РФ на изобретение, 5 статей из списка рецензируемых научных журналов ВАК РФ, рекомендованных для опубликования результатов исследования

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения, содержит 162 страницы машинописного текста, включая 65 рисунков и 21 таблицу Список литературы включает 90 наименований

Научное руководство при выполнении диссертационной работы осуществлял доктор технических наук Р Г Абдулмазитов, которому автор признателен за ценные замечания и консультации Автор выражает искреннюю благодарность своему научному консультанту Заслуженному деятелю науки Республики Татарстан доктору технических наук Хайруллину Мухамеду Хильмиевичу, сотрудникам лаборатории подземной гидродинамики Казанского научного центра РАН за помощь в обработке результатов исследований, а также своим наставникам В М Хусаинову, Н И Хаминову Содержание работы Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулирована цель исследований, охарактеризованы основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов

Большой вклад в решение проблем совершенствования принципов и методов гидродинамических и геофизических исследований ГС и МГС внесли отечественные ученые Р Г Абдулмазитов, 3 С Алиев, К С Басниев, Ю П Борисов, С Н Бузинов, Р А Валиуллин, П А Гереш, А В Григорьев, А В Динков, Р Н Дияшев, С Е Ершов, С Н Закиров, Р Р Ибатуллин, В А Иктисанов, В А Киреев, А Г Корженевский, Ю П Коротаев, Л Г Куль-пин, Л С Лейбензон, Е В Лозин, В П Меркулов, Р X Муслимов, Б А Ники-

тин, ВАОсадчий, МБ Панфилов, В П Пилатовский, П Я Полубаринова-Кочина, Р Г Рамазанов, В А Рапин, В В Ремизов, А Д Савич, И Л Скира, В С Славицкий, Б Е Сомов, В П Табаков, В П Тронов, Р Т Фазлыев, В Н Федоров, МХ Хайруллин, РСХисамов, В А Черных, ЛС.Чугунов, Р Г Шагиев, В В. Шеремет, А В Шумилов, и др

В первой главе дается краткий обзор существующих технологий для проведения глубинных исследований в горизонтальных скважинах Описаны технологии доставки контрольно - измерительных приборов, применяемых соискателем для решения поставленных задач

Основной задачей глубинных исследований является возможность длительного контроля термогидродинамических параметров в различных интервалах горизонтальной части ствола при установившихся и неустановившихся режимах притока флюидов Для этого необходимо

- доставка глубинных приборов в любой интервал горизонтальной части ствола скважины,

- длительная регистрация параметров при различных режимах и способах эксплуатации скважины.

В настоящее время для доставки контрольно - измерительных приборов широко применяются следующие технологии использование гибкой трубы (различные варианты), использование давления жидкости для проталкивания прибора (поршневой локомотив), доставка прибора на жестком геофизическом кабеле (ЖГК), применение скважинных «тракторов»

Перечисленные выше технологии служат для проведения геофизических исследований на неустановившихся режимах отбора и не позволяют решать широкий спектр гидродинамических задач С практической точки зрения интерес представляет работа пласта при ее длительной эксплуатации насосным оборудованием, то есть на установившихся режимах

В данной работе для проведения гидродинамических исследований (ГДИ) в горизонтальной части ствола скважины, эксплуатируемой ШГН, была усовершенствована существующая технология доставки автономных

приборов в составе хвостовика А для исследования МГС и скважин, эксплуатируемых погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН), предложена технология доставки автономных приборов в составе специального перфорированного хвостовика, отстегивающегося в заданном интервале В качестве регистрирующей аппаратуры использовались приборы МИКОН -107 Они предназначены для регистрации показаний давления и температуры, имеют сертификат утвержденного типа и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений Предложенные способы доставки приборов позволяют проводить глубинные исследования при различных способах эксплуатации скважин

Конструктивная особенность применяемой технологии. Специальный перфорированный хвостовик представлен колонной НКТ 73 мм (60 мм), длина которой равна горизонтальной части ствола Каждая НКТ имеет сквозные отверстия, равномерно распределенные по всей длине (по спирали), плотность до 20 отверстий на 1 м, диаметр отверстий 10-12 мм На конец первой (ближайшей к забою скважины) трубы наворачивается центратор диаметром 80-100 мм Изготавливается он из металла по группе прочности не ниже применяемых в комплекте насосно - компрессорных труб Наружная форма центратора выполняется в виде сферы - это позволяет безаварийно доставлять НКТ на забой скважины через эксплуатационную колонну или открытый ствол с зенитными углами до 90° В комплекте к трубам изготавливаются патрубки диаметром равным основной колонне и длиной 1000 мм в количестве спускаемых приборов Они же являются контейнерами, куда монтируются автономные приборы Патрубки имеют отверстия той же плотности и диаметра, что и трубы, составляющие основную часть хвостовика Во избежание ударов и повреждений при спуско - подъемных операциях приборы внутри патрубков закрепляются специальными зажимами Эти зажимы вкручиваются с торцов патрубка и обеспечивают жесткую двухстороннюю фиксацию приборов во внутренней полости патрубка в составе всей компоновки На ближайших к патрубкам трубах и на

последней трубе устанавливаются шаровые центраторы, которые обеспечивают ориентацию специального хвостовика вдоль оси скважины Данная конструкция обеспечивает приток (горизонтальный, вертикальный) пластовой жидкости к регистрируемым приборам и к приему насоса с минимальными энергетическими потерями

Описанная технология доставки приборов в составе специального перфорированного хвостовика была применена на ряде скважин НГДУ «Азнакаевскнефть» и показала высокую надежность

Во второй главе дан обзор существующих методов геофизических исследований скважин с горизонтальной частью ствола в продуктивном пласте Проведен анализ геофизических исследований скважин (ГИС) на горизонтальных скважинах НГДУ «Азнакаевскнефть», выполненных по разным технологиям Наиболее информативными оказались исследования, проведенные по технологиям «ЛАТЕРАЛЬ - 2005», ЖГК

На практике применяются технологии геофизических работ, рассчитанные на исследования, проводимые при создании «искусственной» депрессии на пласт (компрессирование, свабирование) Это связано с тем, что проведение ГИС в горизонтальных частях ствола при работе насосного оборудования сопряжено с определенными трудностями, в первую очередь, с работами, связанными с доставкой регистрирующей аппаратуры в интервал продуктивного пласта

Для проведения геофизических исследований в режиме эксплуатации насосным оборудованием была разработана и внедрена технология исследований по двухлифтовой компоновке подземного оборудования При этом первый лифт, несущий насосное оборудование, служил для создания депрессии и эксплуатации скважины По второму лифту производилась доставка геофизических приборов и исследование продуктивного пласта Использование параллельного лифта позволило избежать всевозможных осложнений как при доставке приборов в горизонтальный участок ствола, так и при их подъеме

По данной технологии была исследована скважина № 18326Г залежи № 665 Роман! к и некого месторождения {рнс. I). Данная скважина на момент исследований находилась в эксплуатации ШГН. Фактический дебит скважины составлял \ I м^/сут, обводненность продукции - 68%. Исследования проводи лист, на ЖГК прибором КСАТ-7 на различных режимах работы насоса.

1

__I

Рис. 1. Схема двухтрубной компоновки подъемного оборудования скв. !8326Г.

Проведенный комплекс исследований включал: барометрию, влаго-метрию, термометрию, термокондуктивную де бито метр ню, резистивимет-рню. гамма каротаж, локатор муфт. В результате исследований были определены интервалы притока жидкости, фазовый состав притока. Выявлено, что фазовый состав жидкости с одних и тех же интервалов ствола меняется и зависит от режима работы скважины. На основании данных бароыетрии получено распределение забойных давлений в 15 0-ти метровом горизонтальном интервале ствола скважины в ходе ее эксплуатации. Данное рас-

пределение имеет линейный характер Значения давлений в крайних точках составили 6,97 МПа и 7,11 МПа Регистрация значений проводилась при подъеме прибора с остановками в заданных интервалах по 15 минут

На основании проведенных работ предложены геолого - технические мероприятия по изоляции обводненных интервалов,

В третьей главе дается анализ результатов глубинных гидродинамических исследований Приводятся результаты измерений давления и температур, полученных в разных интервалах ГЧС скважин Исследуется влияние работы насосного оборудования на характер распределения забойных давлений в поднасосном пространстве

Из анализа полученной информации установлено, что на характер распределения забойных давлений в горизонтальной части ствола скважины влияют профиль ствола, длина горизонтальной части ствола и скорости движения флюидов в нем, способ эксплуатации и тип насосного оборудования

Дня изучения влияния профиля ствола скважины на распределение давления по длине горизонтальной части ствола было проведено сопоставление показаний приборов на различных режимах эксплуатации скважин На начальном этапе, до запуска скважины в работу, показания приборов хорошо согласуются с гипсометрическими отметками, на которых они расположены Например, на рис 2 приведено распределение давления в скважине №19749Г

Исследованный ствол МГС № 13091ГР пробурен по нисходящей траектории, с перепадом отметок в крайних точках исследования - 8,6 м, при этом разница забойных давлений по показаниям приборов в этих точках составила 0,08 МПа Показания остальных приборов, согласно гипсометрическим отметкам, распределились между показаниями крайних приборов

Профиль ствола также оказывает влияние на распределение давлений в ГЧС в ходе эксплуатации скважин Это подтверждается по исследованным скважинам, независимо от их режима работы Очевидно, что этот фактор

необходимо учитывать при проектировании и строительстве горизонтальных скважин так, чтобы в процессе эксплуатации скважины происходила компенсация дспрессионных потерь, возникающих в горизонтальной части ствола. Например, если планируется эксплуатация скважины с приложением депрессии в начале горизонтальной части, то строить нужно скважину по нисходящей траектории (с учетом увеличения естественной гидростатической составляющей).

Профиль горизонтального участка скв. N2 19749Г

Распределение давлений в ГЧС скв.№ 19749Г в режиме динамического равновесия

12 3 4

Номер прибора (от устья к забою)

Рис.2. Фрагмент профиля скв.№ Е 9749Г совмещенный с показаниями аабойных давлении (красные линии - места установки приборов).

Для анализа влияния длины ГЧС на характер распределения забойных давлений использовались как прямые замеры приборов, так и их приведенные значения Краткая характеристика исследованных скважин дана в таблице № 1

Табл 1

№Скв. Тип коллектора Время исследования Длина ГУ(м) Констру кцияГУ Режим работы при исспеп овании

нэнало-конец т/суг Обвод % Рпл, (Мпа) Рзаб (Мпа) Ндан И Способ эксплуатации

19749Г карбонаты 23.12.2003 -1601.2004 255 ОПфСТВ 4,2-5,4 2&60 10,1 5,7 537 11ГНН&32

18326Г карбонаты 14.032004 -18.04.2004 313 стар ста 6-28 77-98 9,8 7,6 436 11ГННСН-57

28558Г терригенн 01 112004 - 2911.2004 99 огкрств 57,5 9099 9,3 7,4 416 ЭЦ+50

13091 П= терригенн 1010.2005 -08.01.2006 1СГ234 откр.ств 4 9,1 3,5 780 11ГННВ32

2СТ217 СОТфСТВ

3704Г терригенн 2705.2006 -11072006 154 фильто 58 90-95 13 8,7 950 ЗЦЖЮ

34933Г терригенн 08.112006 - 07123006 34 фильтр 100 12,8 21,6 нагнегаг-ая

Для выявления закономерностей в анализ была введена величина - в

1=2

где Р, - давление, измеренное 1 - ым прибором, п - количество приборов /,- расстояние между г и (г - 1) приборами

Величина 8 представляет сумму разностей показаний соседних приборов в направлении их установки от забоя к устью скважины, измеренных в один и тот же момент времени на единицу длины ГЧС Для скважин с нисходящей траекторией ГЧС (без перегибов профиля ствола) можно принять, что Б = (Рп-Р0/Ь, где Ь — длина ГЧС Величина 8 (Ь), рассчитанная по всему циклу работы скважины, характеризует изменение давлений в ГЧС (депрес-сионные потери) в зависимости от режима работы скважины по всей длине ГЧС

Далее были сопоставлены во времени графики поведения забойных давлений в целом по ГЧС с графиками распределения величины в (Ь)

Пример таких сопоставлений приведен на рис 3, где п =

5

Фрагмент графика Рзаб по скв 19749т

105,00

100,00!

95,00 -

90,00 ■

с s 85,00-

ь 8000-

10 Ч 75,00-

£ 70,00 -

65,00-

60,00 •

55,00-1

119 178 237 296 355 414 473 532 591 650 709 768 827 886 945 10041063 номер точки (условное время, час)

Суммарное отклонение показаний приборов от забоя к началу ГЧС

«80-Wee-

номер точки (условное время, час)

Рис 3 Фрагмент распределения Рзаб в ГЧС сопоставленный с величиной Б (Ь) в момент работы и остановки на КВД скважины 19749Г

Как следует из рис 3, увеличение депрессии на пласт приводит к увеличению разницы давлений между конечными точками ГЧС Аналогичная ситуация наблюдается по всем исследованным скважинам Величина Б зависит от длины горизонтальной части ствола и дебита скважины Из анализа результатов глубинных исследований следует, что увеличение скорости потока жидкости ведет к увеличению депрессионных потерь, при этом они несколько выше, чем рассчитанные по формулам трубной гидравлики На увеличение депрессионных потерь оказывают влияние процессы, связанные с внедрением элементарных струек пластовой жидкости в полое

пространство ГЧС по сс длине. Данные струйки, имея направление течения перпендикулярно основному потоку в стволе, создают дополнительные сопротивления, увеличивая депрессионные потери.

Результаты анализа делресс ионных потерь в зависимости от длины горизонтальной части ствола но ряду скважин сведены в [рафик и показаны на рисунке 4.

Рис.4. Зависимости разницы забойных давлений в краевых точках горизонтальной части ствола от приложенных депрессий на пласт, в скважинах с разно» длиной.

Наибольшая разница забойных давлений в начальной И конечной точках ГЧС на единицу приложенной депрессии наблюдается в скважине с максимальной длиной ГЧС (№ ! 8326Г). При этом для добывающих скважин показания Рм6 в начале ГЧС (в точке приложения депрессии) ниже, чем показания прибора, находящегося на забое, а в нагнетательной скважине наоборот, Pmû в начальной точке ГЧС выше, чем на конце. Нагнетательная скважина № 34933 Г имеет длину ГЧС - 34м. В скважине был создан максимальный (из всех исследованных скважин) перепал давления - 9,0 МПа и максимальный расход жидкости - 100 т/сут. По данной скважине разница Р,и5 между крайними приборами при максимальной репрессии достигала

-*-34933г{ГЧС-34м) —»- 19749г(ГЧС-'255м)

18326г(ГЧС-313м) -*И3091гр[ГЧС-217м)

1,2

Разница Рзаб. в крайних точках ГЧС, 10"1МПа.

0,08 МПа, только со знаком «минус», так как скважииа работала в режиме нагнетания В скважине № 28558Г, с длиной горизонтальной части ствола -99м, разброс давлений по отдельным интервалам ГЧС незначительный и находится в пределах погрешности регистрируемой аппаратуры (0,02 МПа) Таким образом, на исследованных скважинах с ГЧС свыше 100 м или при меньшей длине, но при повышенных депрессиях (репрессиях) наблюдается определенная зависимость распределения забойных давлений по длине ГЧС Максимальные депрессионные потери при этом составили 0,08 МПа по скважине № 34933Г

Также по исследованным скважинам выявлено, что после остановки насосного оборудования не происходит мгновенного выравнивания забойных давлений по ГЧС, как это должно быть в единой замкнутой системе

Можно предположить, что на описанные процессы влияет неоднородность вскрытого пласта (возникают перетоки между отдельными участками с разными фильтрационными свойствами), а также многофазность флюида в ГЧС скважины

Далее в текущей главе рассматривается влияние работы насосного оборудования на динамику забойных давлений в горизонтальной части ствола скважины

Анализ забойных давлений на скважинах, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами, показал, что распределение значений по длине горизонтальной части ствола при работе насоса имеет волновой характер При этом увеличение депрессии на пласт приводит к увеличению амплитуд волновых колебаний забойных давлений. Например, скважина № 18326Г при исследовании эксплуатировалась штанговым глубинным насосом НСН-57 на депрессиях от 0,9 до 2,0 МПа, дебиты жидкости при этом изменялись от 8 до 28 т/сут соответственно Увеличение депрессии в два раза привело к увеличению дебита скважины в 3,5 раза Во столько же раз увеличилась амплитуда колебаний забойных давлений в горизонтальной части ствола

(рис.5). Остановка насосов на скважинах приводила к полному исчезновению волновою характера изменения давлений.

ШшяшшШшШ

я ¡м

1 а 5 1 й 11 13 15 17 1А II 23 : и ' ит: ит-: п ьноо пиомп

Рис.5. Фрагменты распределения Рзаб в ГЧС скв,№ !8326Г при минимальной и максимальной депрессиях созданных на пласт при работе ШГИ (НСН-57).

Для подтверждения источника волновых явлений был проведен подобный анализ результатов Глубинных исследований па скважинах с постоянным режимом отбора флюидов из ГЧС. Анализ распределения Рзай- в ГЧС скважин 3704Г, 28558Г, эксплуатируемых ЭЦН, нагнетательной скважины 34933Г показал, что волновые явления не проявляются. Из этого следует, что волновое распределение забойных давлений инициируется работой ШГН и колебаниями подвески НКТ. Наличие волновых явлений в ГЧС скважин можно рассматривать как положительный момент в ходе эксплуатации. Периодические перепады давлений, возникающие в стволе, создают эффект гидравлического удара, что положительно отражается на притоке нефти из пласга. Однако несовпадение фаз колебаний в разных интервалах ГЧС отрицательно сказывается на общей производительности скважины.

На основании анализа, проведенного в данной главе, видно, что де-пресспя на пласт в момент времени - величина непостоянная по длине ГЧС. Её распределение зависит от многих факторов, как от геометрии ГЧС, так и от эксплуатационных характеристик работы скважин. Степень отрицательного влияния этих факторов в целом на работу пластов, вскрытых по

горизонтальным технологиям, требует дополнительных детальных исследований Тем не менее, результаты, полученные в ходе данной работы, позволяют рекомендовать проектировать горизонтальные скважины так, чтобы в процессе эксплуатации скважины происходила компенсация депрессион-ных потерь, возникающих в ГЧС Учитывая, что забойное давление имеет минимальное значение в начале ГЧС, направление ствола необходимо проектировать в сторону улучшения коллекторских свойств вскрываемых пластов

Для скважин, планируемых к эксплуатации с креплением горизонтального участка эксплуатационной колонной, оптимально применение избирательной системы отбора или закачки жидкости в пласт Избирательность системы может достигаться за счет первоначального регулирования количества перфорационных отверстий в колонне и их площади сечения В этом плане наибольший интерес представляет применение полых срезных или кислоторастворимых заглушек разного диаметра и количества или гидромеханическое вскрытие

В четвертой главе приводятся результаты численного моделирования процессов притока к горизонтальным и многозабойным горизонтальным скважинам Решаются задачи определения коллекторских свойств пласта, вскрытого ГС и МТС. В качестве исходной информации используются кривые восстановления давления, полученные в ходе поверхностных и глубинных исследований Эти задачи принадлежат к классу обратных задач подземной гидромеханики Решение обратных задач находится из минимума среднеквадратичных отклонений между наблюдаемыми и вычисленными значениями забойных давлений

Для решения задач интерпретации результатов ГДИ МГС используются ЗБ численное моделирование и методы регуляризации Предложенная методика интерпретации результатов ГДИ МГС учитывает положение профилей стволов в пласте

Также в данной главе проводится анализ влияния интерференции стволов МТС на кривые восстановления давления Установлено, что интерференция стволов МГС замедляет скорость восстановления давления Влияние интерференции стволов МГС происходит в начальные моменты восстановления давления Далее кривые восстановления давления ведут себя практически одинаково, как для ГС, так и для МГС

Далее в главе приводятся результаты интерпретации кривых КВД ГС № 18326Г, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола

Для расчетов по ГС № 18326Г использовались следующие значения величин пластовое давление 9,85 МПа; дебит до остановки скважины 31,6 м3/сут, упругоемкость пласта /?* = 2*10"4 1/МПа Профиль скважины представлен на рис 6

При проведении расчетов по экспериментальным данным рассматривалась модель неоднородного пласта Моделировался равномерный приток жидкости к отдельным участкам ГЧС Зоны однородности определены согласно установке приборов и разбиты на пять отдельных зон. В качестве исходной информации использовались КВД по пяти приборам Результаты расчетов по ГС 18326Г приводятся в табл 2

Табл.2.

Оценка фильтрационных свойств пласта, вскрытого ГС 18326Г

1 зона к//2 (мкмг/мПа-с) II зона к/ц (мкм3/мПа-с) П1зона к/и (мкм:/мПа-с) 1 Уз он а к/р (мкм3/мПа-с) V зона к/р (мкм3/м11ас)

1,12* 10"* 1,85 * 10"2 1,31 * 10'3 1,26 * 10"г 3,00* 10'3

1,17 * 1СГ3 1,16 * 10"2 6,84 * КГ5 7,75 * 10"3 4,98 * 10"3

Результаты интерпретации кривых КВД по зонам расположения приборов даны в таблице 2 (первая строка). При сравнении полученных данных по КВД с данными промысловой геофизики наблюдается сходимость результатов на качественном уровне. Так геофизические исследования, проведенные в скважине в режиме ее эксплуатации штанговым насосом через двухтрубную компоновку подземного оборудования, показали, что основной приток флюидов в ствол происходит в интервале установки второго и четвертого приборов. Эти интервалы также совпали с зонами наибольшей проницаемости, выявленными в ходе дополнительных исследований ГЧС методами акустического каротажа (АК). Данные по АК получены в результате применения технологии доставки геофизических приборов «ЛАТЕРЛЛЪ-2005» Результаты интерпретации кривых. КВД с учетом геофизических исследований приведены в таблице 2 (вторая строка).

Далее в главе приводятся результаты интерпретации гидродинамических исследований МГС №№ 13091ГР, 19548ГР, 19950ГР, 19970ГР, 28530ГР. ГДИ в МГС № 13091ГР (рис.7) проводились как глубинными приборами, установленными в основном стволе, так и измерениями уровней жидкости, В остальных скважинах измерялись только уровни жидкости.

Рис.7. Траектория стволов МГС №13091ГР.

Табл.3.

Дата исследования дебит. т/сут Пластовое давление, МПа Проницаемость, мкм

10.10.2005 6 9,4 0.0240

02.11.2005 4.1 9.1 0.0147

Рис.9, КВД МГС№. 13091ГР Дата исследования 10.10.05. о - наблюдаемая, 0 - вычисленная КВД (данные глубинных исследований)

На рис.8 приводятся поле давлений и линии тока на момент остановки скважины. В табл.3 и на рис.9 приведены результаты интерпретации КВД, полученные в МГС № 13091ГР в ходе глубинных и поверхностных исследований. Необходимо отметить, что глубинные исследования являются более информативными но сравнению с поверхностными. Поэтому, использование результатов глубинных измерений повышает точность и достоверность определяемых параметров.

В пятой главе выполнен кратким геолого - промысловый обзор состояния разработки залежи № 3 Ромашки некого месторождения. Проведен анализ эффективности применения различных подходов и систем разработки на отдельных участках залежи. Выявлена высокая эффективность способа разработки локальной залежи нефти при её эксплуатации системой горизонтально - разветвленных скважин на естественном режиме (рис. 10).

При разработке данного участка применяется способ, который заключается в следующем. В качестве добывающих используются разветвленные в горизонтальной плоскости МГС. Отбор пластовой жидкости ведется циклически, т.е. одновременной остановкой и включением сразу всех скважин. При включении скважин отбор жидкости всдстся до снижения текущего пластового давления до 60 - 80 % от начального. Далее скважины останавливаются до восстановления пластового давления до 70 - 90 % от начально-

Рис.10 - Карта разработки и структурная карта участка залежи № 3, разрабатываемого системой горизонтально - разветвленных скважин на естественном режиме.

Применение разветвленных в горизонтальной плоскости многозабойных скважин позволяет наиболее полно охватить залежь воздействием за счет одновременного снижения и восстановления пластового давления во всей залежи. Это способствует равномерному, без конусообразования, подъему пластовой подстилающей ноды и соответственно, равномерному верт и-

кальному вытеснению нефти Пределы снижения и восстановления пластового давления подобраны так чтобы характер движения водонефтяного контакта (ВНК) был равномерным

Сопоставление показателей этого участка с залежью в целом и сравнение с участком близкими геологическими характеристиками, но при стандартной системе разработки, приведены в таблице № 4

Применение данного способа разработки позволило увеличить темпы отбора по сравнению с участками, эксплуатируемыми вертикальными скважинами, в несколько раз Ожидаемая нефтеотдача по участку на 15-18% выше, чем прогнозная нефтеотдача в целом по залежи

Табл 4

Сравнительная таблица средних показателей залежи № 3 в целом и ее отдельных локальных участков

Показатели Залежь № 3 Локальный участок с МГС и ГС разрабатываемый методом временной откачки Аналогичный участок, разрабатываемый стандартным методом

1 Действующий фонд нефтяных скважин 137 5(втч 3-МГС 1-ГС) 5(втч 2-ГС)

2 Суточная добыча нефти (т/сут) 749 111 48,6

3 Средний дебит жидкости (т/сут) 16,6 26 40,2

4 Средний дебит нефти (т/сут) 63 22,1 9,7

5 Средняя обводненность (весовая %) 62 4 17,1 76

6 Пластовое давление (МПа) 76 8,8 75

7 Забойное давление (МПа) 5,5 56 66

Основные выводы я рекомендации

Выполненный комплекс исследований позволяет сделать следующие выводы

1 Разработана и внедрена технология проведения глубинных гидродинамических исследований в горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважинах Эта технология позволяет проводить глубинные гидродинамические исследования на различных режимах работы скважины при

разных способах эксплуатации Экономический эффект от внедрения технологии составил 210 тыс руб на одну скважину

2 Разработан и внедрен способ эксплуатации горизонтальной скважины при компоновке подземного оборудования двумя колоннами труб Он позволяет проводить геофизические и гидродинамические исследования на кабеле в режиме насосной эксплуатации скважины Первая колонна труб с насосным оборудованием служит для эксплуатации скважины и создания депрессии на продуктивный пласт По второй колонне труб производится доставка геофизических приборов и исследование интересующего участка ствола скважины

3. Проведен анализ результатов глубинных исследований ряда ГС и МГС при различных режимах и способах их эксплуатации. Определены основные факторы, влияющие на характер распределения забойных давлений в ГЧС Построены зависимости депрессионных потерь от длины горизонтального участка Даны рекомендации по выбору оптимальной траектории и длин горизонтальных частей стволов скважин, планируемых к бурению, а также рекомендации по снижению отрицательных влияний неравномерного распределения забойных давлений в ГЧС

4 Предложена методика интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ГС на основе методов регуляризации, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола, с учетом работающих интервалов по данным ГИС

5 Разработана методика для оценки коллекторских свойств пласта по результатам гидродинамических исследований МГС на основе теории регуляризации Установлено, что интерференция стволов МГС замедляет скорость восстановления забойного давления после остановки скважины Влияние интерференции стволов МГС происходит в начальные моменты восстановления давления

6 Предложен способ разработки водоплавающей залежи МГС на естественном режиме При этом отбор нефти ведется циклически одновременной

остановкой и включением всех скважин Время циклов определяется в зависимости от пластовых давлений на участке Эффект от внедрения данного способа составил за 2005-2006 годы 14 тыс тонн нефти

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1 Назимов Н А, Хусаинов В М, Хаминов Н И Геолого - технологические критерии определения целесообразности работ по поиску техногенных местоскоплений углеводородов в вертикальном разрезе, приграничных зонах Ромашкинского месторождения и сложно построенных участках внутри объектов разработки /Тезисы докладов межрегиональной геологической научно - технической конференции 23 - 25 апреля 2003 - Лениногорск «ТатАСУнефть» - С 61

2 Назимов Н А, Хаминов Н И, Хусаинов В М, Ахметзянов Р Г Выработка запасов нефти локальных участков залежей системой горизонтально - разветвленных скважин - «Нефтяное хозяйство» - 2006 -№7 - С 58-60

3 Назимов Н А Особенности исследования горизонтальных скважин в условиях реальной эксплуатации /Тезисы докладов Семинар главных геологов ОАО «Татнефть» - Бавлы, 2006 -С 12

4 Хусаинов В М , Хаминов Н И , Ахметзянов Р Г , Назимов Н А Вовлечение в разработку коллекторов пониженных кондиций - «Нефтяное хозяйство» - 2006 - № 7 - С 60-62

5 Назимов Н А Технологии глубинных исследований скважин со сложной архитектурой профиля ствола - «Нефтепромысловое дело»-2007 -№ 3 - С 38-40

6 Хисамов Р С , Назимов Н А , Вильданов А А. Некоторые результаты глубинных исследований горизонтальных скважин в НГДУ «Азнака-евскнефть» ОАО «Татнефть» - «Нефтяное хозяйство» - 2007 - № 3 - С 89-91

7. Назимов НА Исследования скважин построенных по горизонтальным технологиям автономными глубинными приборами - «Нефтепромысловое дело» -2007-№4- С 22-27

8 Патент № 2287675 РФ Способ разработки нефтяной залежи (Хисамов Р С, Хусаинов В М, Хаминов Н И, Файзуллин Р Н, Назимов Н А и др ) Бюл № 32 2006

9 Хисамов Р С , Хусаинов В М, Хаминов Н И, Назимов Н А , Халимов Р Р Способ эксплуатации скважины Решение ФИПС о выдаче патента по заявке № 2007105276/03(005729) с приоритетом от 13 02 2007г

Подписано к печати 15 08 2007г Бумага офсетная, формат 60x84/16

Отпечатано на ризографе Тираж 100 экз Заказ № 04-01/030 Множительный участок НГДУ «Азнакаевскнефть» Татарстан, 423300, г Азнакаево, ул Нефтяников д 24

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Назимов, Нафис Анасович

Введение.

Глава 1. Техника и технология глубинных исследований скважин построенных по горизонтальным технологиям.

1.1 Краткий обзор современных технологий доставки измерительных приборов в горизонтальную часть ствола скважин.

1.2 Обзор техники и технологий исследований ГС и МТС для решения гидродинамических задач.

1.2.1 Современные глубинные приборы, используемые для проведения гидродинамических исследований скважин.

1.3 Технология глубинных гидродинамических исследований ГС и МГС при различных способах эксплуатации.

1.4 Выводы к главе.

Глава 2. Технологии геофизических исследований горизонтальной части ствола скважин.

2.1 Технологии доставки приборов в горизонтальную часть ствола.

2.2 Результаты интерпретации геофизических исследований горизонтальной части ствола скважины № 18326Г. Информативность применяемых технологий.

2.3 Выводы к главе.

Глава 3. Анализ результатов глубинных гидродинамических исследований ГС и МГС.

3.1 Влияние длины горизонтальной части ствола и скоростей движения потока жидкости на распределение забойных давлений.

3.2 Влияние профиля горизонтальной части ствола на динамику давлений в скважине.

3.3 Влияние работы насосного оборудования на динамику забойных давлений в горизонтальной части ствола скважины.

3.5 Выводы к главе.

Глава 4. Современные методы интерпретации результатов

ГДИ горизонтальных скважин.

4.1 Численное моделирование притока жидкости к скважинам, построенным по горизонтальным технологиям.

4.2 Интерпретация гидродинамических исследований, зарегистрированных в различных точках ствола ГС

4.2.1 Постановка обратной задачи.

4.2.2 Метод решения обратной задачи.

4.2.3. Результаты интерпретации гидродинамических исследований ГС № 183 26Г

4.3 Интерпретация ГДИ в многозабойных горизонтальных скважинах.

4.3.1 Постановка задачи.

4.3.2 Интерпретация результатов ГДИ МГС № 13091ГР по данным глубинных и поверхностных исследований.

4.3.3 Результаты интерпретации гидродинамических исследований МГС №№ 19548ГР, 19950ГР, 19970ГР, 28530ГР.

4.4 Анализ влияния интерференции стволов на КВД

4.5 Выводы к главе.

Глава 5. Некоторые особенности эксплуатации ГС и МГС при разработке локальных участков залежей нефти в НГДУ «Азнакаевскнефть».

5.1 Выводы к главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований"

Актуальность темы. Повышение коэффициента нефтеизвлечения является одной из главных задач любого нефтегазодобывающего предприятия. Эффективность применяемых методов извлечения нефти обеспечивает коэффициент нефтеотдачи до 0,50, что явно не достаточно для увеличения ресурсной базы углеводородов. В связи с этим, повышение степени извлечения нефти из залежей разрабатываемых месторождений с применением эффективных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей.

В последние годы перспективным методом интенсификации добычи нефти и повышения степени ее извлечения из недр стало включение в систему разработки скважин со сложным профилем ствола -горизонтальной конструкцией призабойной части (ГС), многозабойной горизонтальной конструкцией ствола в продуктивном пласте (МГС). Наличие протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления призабойной зоны таких скважин должно обеспечивать высокий охват продуктивного пласта воздействием. На практике реализованы различные схемы комбинаций вертикальных и сложнопостроенных скважин, позволяющие включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти [64].

Общее количество скважин, пробуренных по горизонтальным технологиям как самостоятельно, так и со скважин тиражного фонда, в целом по России достигло нескольких тысяч. Результаты эксплуатации таких скважин свидетельствуют об определенном приросте добывных возможностей по сравнению с вертикально пробуренными скважинами. Однако, анализ эксплуатации скважин, пробуренных по горизонтальным технологиям, показывает, что плановая эффективность достигается не более чем в 50% случаев.

Изучение причин, влияющих в целом на эффективность горизонтальных технологий и, в частности, на эксплуатацию скважин, показало, что одной из главных проблем является отсутствие информации о работающих интервалах по всей длине ствола.

По настоящее время ответить на вопрос, какая должна быть оптимальная длина горизонтального ствола, сколько стволов могут работать одновременно, какая часть ствола работает в режиме реальной эксплуатации скважины, не представляется возможным по причине отсутствия надежной отечественной техники и технологии исследования. Подбор насосного оборудования и выбор режима эксплуатации проводится на основании поверхностных малоинформативных исследований. Результаты работ отечественных специалистов в этой области базируются на теоретических решениях и единичных исследованиях, проводимых на отдельных участках горизонтального ствола.

В связи с этим совершенствование технологий и методов глубинных исследований скважин, построенных по горизонтальным технологиям, является актуальным.

Цель работы. Изучение гидродинамических процессов, происходящих в стволе и призабойной зоне ГС и МГС, на основании глубинных исследований.

Основные задачи исследований.

1. Разработка технологий доставки контрольно - измерительных приборов в ГЧС скважин для проведения гидродинамических и геофизических исследований в процессе их эксплуатации насосным оборудованием.

2. Исследование факторов, влияющих на распределение давлений в горизонтальной части ствола при эксплуатации скважины насосным оборудованием.

3. Исследование процессов восстановления давления в горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважинах.

4. Создание методики интерпретации результатов гидродинамических исследований МГС, проведенных в режиме их эксплуатации.

5. Создание новых технологических решений, направленных на совершенствование методов разработки залежей нефти с применением МГС, на примере залежи № 3 Ромашкинского месторождения.

Методы решения задач.

Экспериментальные и теоретические исследования. Моделирование с применением численных методов и расчетов на ЭВМ. Анализ и интерпретация результатов промысловых исследований.

Научная новизна работы.

1. На основе глубинных исследований по ряду ГС и МГС установлено, что на распределение давлений в горизонтальной части ствола влияют следующие основные факторы: профиль горизонтальной части ствола, длина ГЧС и дебит скважины, способ отбора пластовых флюидов. Получены зависимости депрессионных потерь от длины горизонтального участка, проведена оценка распределения забойных давлений в горизонтальной части ствола при различных режимах работы скважин.

2. Экспериментально установлено влияние работы ШГН (штангового глубинного насоса) на характер создаваемых депрессий в ГЧС. Выявлено, что распределение давлений по длине горизонтальной части ствола при работе штангового насоса имеет волновой характер.

3. Разработана методика расчета гидродинамических характеристик пласта, вскрытого МГС, на основании результатов глубинных измерений.

4. Научно обоснован способ разработки залежи нефти на естественном режиме системой ГС и МГС.

Основные защищаемые положения.

1. Технологии доставки контрольно - измерительных приборов в горизонтальную часть ствола ГС и МГС.

2. Результаты промысловых глубинных исследований гидродинамических процессов в горизонтальной части ствола скважин.

3. Новый подход к разработке водоплавающей залежи нефти, основанный на циклической работе горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Разработана технология, которая позволяет проводить глубинные гидродинамические исследования ГС и МГС автономными приборами. При этом регистрируются давления и температуры в нескольких участках ствола скважины одновременно. Решается задача интерпретации КВД, снятых одновременно несколькими глубинными приборами, установленными на расстоянии друг от друга.

2. Разработан способ эксплуатации скважины, основанный на двухтрубной компоновке подземного оборудования, который позволяет проводить геофизические и гидродинамические исследования на кабеле в горизонтальной части ствола скважины в режиме её эксплуатации без подъема насосного оборудования.

3. На основании анализа результатов глубинных исследований ГС и МТС на различных режимах работы даны практические рекомендации по проектированию и эксплуатации скважин.

4. Разработан и защищен патентом новый способ разработки залежи системой горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин, технологическая эффективность от реализации за 2005-2006 годы составила 14 тыс. тонн дополнительно добытой нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на межрегиональной геологической научно - технической конференции (Лениногорск, 2003 г.), на научно -технических семинарах главных геологов ОАО «Татнефть» (2003 - 2007 гг.), на научных семинарах - дискуссиях лаборатории подземной гидродинамики Казанского научного центра РАН (Казань, 2004-2006 гг.), на заседании ВКРО РАЕН (Азнакаево, 2005 г.).

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулирована цель исследований, охарактеризованы основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

Большой вклад в решение проблем совершенствования принципов и методов гидродинамических и геофизических исследований ГС и МГС внесли отечественные ученые: Р.Г.Абдулмазитов, З.С.Алиев, К.С.Басниев, Ю.П.Борисов, С.Н.Бузинов, Р.А.Валиуллин, ПА.Гереш, А.В.Григорьев,

A.B. Динков, Р.Н.Дияшев, С.Е.Ершов, С.Н.Закиров, Р.Р.Ибатуллин,

B.А.Иктисанов, В.А.Киреев, А.Г.Корженевский, Ю.ПКоротаев, Л.Г. Кульпин, Л.С.Лейбензон, Е.В.Лозин, В.П.Меркулов, Р.Х.Муслимов, Б.А. Никитин, В.А.Осадчий, М.Б.Панфилов, В.П.Пилатовский,

П.Я.Полубаринова-Кочина, Р.Г.Рамазанов, В.А.Рапин, В.В.Ремизов, А.Д.Савич, И.Л.Скира, В.С.Славицкий, Б.Е.Сомов, В.П.Табаков, В.П. Тронов, Р.Т.Фазлыев, Р.Г.Фархуллин, В.Н.Федоров, М.Х. Хайруллин, Р.С.Хисамов, В.А.Черных, Л.С.Чугунов, Р.Г.Шагиев, В.В. Шеремет, А.В.Шумилов и др.

В первой главе дается краткий обзор отечественной практики в области технологий проведения глубинных исследований в скважинах со сложным профилем ствола, представленными горизонтальными и горизонтально - разветвленными окончаниями в продуктивном пласте. Описаны новые технологические приемы гидродинамических исследований автономными приборами, применяемые соискателем для решения исследовательских задач.

Во второй главе приводится краткий обзор технологий по геофизическим исследованиям горизонтальных частей стволов скважин. Описывается технология эксплуатации скважины, разработанная и внедренная соискателем, для проведения геофизических и гидродинамических исследований. Дается оценка успешности и информативности различных подходов применяемых при геофизических исследованиях скважин построенных по горизонтальным технологиям.

В третьей главе рассматриваются результаты глубинных гидродинамических исследований, проведенных в промысловых условиях при различных способах эксплуатации горизонтальных скважин. Проводится анализ приборных показаний полученных непосредственно в ходе эксплуатации скважин на различных режимах работы. Дается оценка влияния на характер распределения забойных давлений в горизонтальной части ствола: работы насосного оборудования; профиля ствола скважины; расхода жидкости и скорости движения потока.

В четвертой главе на основе теории регуляризации приводятся расчеты определения фильтрационных параметров пластов, вскрытых горизонтальными и многозабойными горизонтальными скважинами. В качестве исходной информации используются кривые восстановления давления и откачки, полученные как в ходе поверхностных, так и глубинных исследований. По предложенной методике проведены интерпретации КВД, снятых в МГС №№ 13091ГР, 19548ГР, 19950ГР, 19970ГР, 28530ГР.

В пятой главе выполнен краткий геолого - промысловый анализ состояния разработки локального участка залежи № 3 Ромашкинского месторождения. Данный участок эксплуатируется системой горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин на естественном режиме способом, разработанным соискателем в соавторстве с другими специалистами ОАО «Татнефть». Для проведения гидродинамических исследований многозабойной горизонтальной скважины данного участка была применена технология, описанная в первой главе. Результаты исследований использованы при определении режима работы скважин.

В заключении приводятся основные результаты диссертации и формулируются выводы.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, отпечатанных на 162 страницах машинописного текста, включая 65 рисунков и 21 таблицу. Список литературы включает 90 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Назимов, Нафис Анасович

5.1 Выводы к главе.

1. Предложенная технология разработки локальных участков залежей системой горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин позволяет обеспечить эффективную выработку пластов без активной системы поддержания пластового давления - на естественном режиме.

2. Предложенная технология строительства многозабойных горизонтальных скважин базируется на серийном отечественном оборудовании и является технически простой и менее затратной по сравнению с зарубежными аналогами.

Заключение

Выполненный объем практических работ и исследований позволяет сделать следующие выводы:

1. Разработана и внедрена технология проведения глубинных гидродинамических исследований в горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважинах. Эта технология позволяет проводить глубинные гидродинамические исследования на различных режимах работы скважины при разных способах эксплуатации. По предложенной технологии проведены исследования на 5-и горизонтальных (одна из них нагнетательная) и одной многозабойной горизонтальной скважинах. Экономический эффект от внедрения технологии составил 210 тыс. руб. на одну скважину.

2. Разработан и внедрен способ эксплуатации горизонтальной скважины при компоновке подземного оборудования двумя колоннами труб. Он позволяет проводить геофизические и гидродинамические исследования на кабеле в режиме насосной эксплуатации скважины. Первая колонна труб с насосным оборудованием служит для эксплуатации скважины и создания депрессионной нагрузки на продуктивный пласт. По второй колонне труб производится доставка геофизических приборов и исследование любого участка ствола скважины.

3. Проведен анализ результатов исследований горизонтальных участков на различных режимах и способах эксплуатации ряда горизонтальных и многозабойной горизонтальной скважин в НГДУ «Азнакаевскнефть». Определены основные факторы, влияющие на характер распределения забойных давлений. Построены зависимости депрессионных потерь от длины горизонтального участка. Даны рекомендации по выбору оптимальной траектории и длин горизонтальных участков планируемых к влияний неравномерного распределения забойных давлений в ГЧС скважин.

4. Предложена методика интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ГС на основе методов регуляризации, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола ГС, с учетом работающих интервалов по данным ГИС.

5. Разработана методика для оценки фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований МТС на основе теории регуляризации. Установлено, что интерференция стволов МГС замедляет скорость восстановления забойного давления после остановки. Влияние интерференции стволов МГС происходит в начальные моменты восстановления давления.

6. Предложен способ разработки водоплавающей залежи МГС и ГС на естественном режиме. При этом отбор нефти ведется циклически одновременной остановкой и включением всех скважин. Время циклов определяется в зависимости от пластовых давлений на участке. Эффект от внедрения данного способа составил 14 тысяч тонн дополнительно добытой нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Назимов, Нафис Анасович, Бугульма

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1972. - 408 с.

2. Алифанов О.М. Обратные задачи теплообмена. М.: Машиностроение, 1988.-280 с.

3. Алифанов О.М., Артюхин Е.А., Румянцев C.B. Экстремальные методы решения некорректных задач. М.: Наука, 1988. - 286 с.

4. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.-415 с.

5. Басниев К.С., Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Садовников Р.В., Гайнетдинов P.P. Интерпретация результатов газогидродинамических исследований вертикальных скважин на основе теории некорректных задач //Газовая промышленность. 2001. № 3. С. 41- 42.

6. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.-154 с.

7. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Егурцов H.A. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах. //Тезисы 3-го Международного семинара: Горизонтальные скважины. М.: 2000.-С.25.

8. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964. - 272 с.

9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 246 с.

10. Валиуллин P.A., Вахитова Г.Р., Назаров В.Ф., Рамазанов А.Ш., Федотов В .Я., Яруллин Р.К. Термогидродинамические исследования пластов и скважин нефтяных месторождений: Учебно методическое пособие. - Уфа: РИО БашГУ, 2004.- С.190-193.

11. П.Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М.Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 2.- С.88-90.

12. Васильев Ф.П. Методы решения экстремальных задач. М.: Наука, 1981.-400 с.

13. Вольпин A.C., Пономарев А.К. Обзор современных автономных глубинных манометров, используемых при исследованиях скважин // Нефтяное хозяйство,- 2003,- № 12,- С.57.

14. Голов A.B., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. -1997.- №3. -С.29-31.

15. Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Материалы семинара-дискуссии Волго-Камского регионального отделения РАЕН, Актюба 2-3 декабря 1999г. Казань: Мастер Лайн, 2000.-256 с.

16. Григулицкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте.// Нефтяное хозяйство.- 1994.- №1. -С.29- 30.

17. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: Недра, 1995. - 523 с.

18. Зенкевич О., Морган К. Конечные элементы и аппроксимация. М.: Мир, 1986.- С.43

19. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. 2002. - №2. - С.56-59.

20. Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х., Фокеева JI.X. Современные подходы к интерпретации КВД // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть.- Москва, 2006. С. 108-115.

21. Корженевский А.Г., Дубровский B.C., Наумов В.Г. и другие. Исследования горизонтальной скважины через межтрубное пространство. // Нефтяное хозяйство. 2003. -№8. - С.65.

22. Корженевский А.Г., Иктисанов В.А., Мазитов К.Г. Нуриахметов Л.Г., Маннапов И.З., Корженевская Т.А. Исследование горизонтальныхскважин, оборудованных штанговыми насосами. // Нефть Татарстана. -2001.-№2.-С.10-12.

23. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. - 200 с.

24. Кундин A.C. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелкачева // Нефтяное хозяйство. -1973. № 7. - С. 7-9.

25. Курочкин Б.М., Стерлядев Ю.Р., Ахметшин P.M. Новая технологическая схема исследования горизонтальных скважин расходомером. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 4. -С.71-73.

26. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 6.-С.28.

27. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями // Тр. ин-та/КуйбышевНИИ. -1960. Вып. 8.

28. Меркулов В.П, Сургучев И.А. Определение дебита и эффективности наклонных скважин // Нефтяное хозяйство. 1960. - JV° 21.-С.24

29. Морозов П.Е., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Хайруллин М.Х. Оценивание фильтрационных параметров пласта по даннымнестационарного притока жидкости к вертикальным скважинам // ИФЖ.- 2003. Т.76. - No 6. - С. 142-146.

30. Морозов П.Е., Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Численное решение прямой и обратной задачи при фильтрации флюида к горизонтальной скважине. // Вычислительные методы и программирование. Т.6, 2005. -№2.-с. 139-145.

31. Муслимов Р.Х., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е., Хисамов P.C., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 10. - С. 76-77.

32. Муслимов Р.Х., Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Гайнетдинов P.P., Фархуллин Р.Г. Интерпретация кривой восстановления давления на основе теории регуляризации. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 11. -С.19-20.

33. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х., и др. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. -2003. № 7. С.74-75.

34. Непримеров H.H., Молокович Ю.М., Штанин A.B. Особенности гидродинамических методов определения фильтрационных характеристик продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. -1977. № 8.-С. 45-50.

35. Никитин Б.А., Григулицкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной наклонно направленной многозабойной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство.- 1993.- №7- С.8-10.

36. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. - 335 с.

37. Осадчий В.А., Теленков В.М. Состояние и перспективы развития технологий исследования горизонтальных скважин при испытании и эксплуатации. // Каротажник, 2001. № 79. - С. 107-119.

38. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт // Тр. ин-та/ ВНИИ. -1961. Вып. 32. -С. 29-57.

39. Полубаринова Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПмиМ,20.-1956.-Вып.1.

40. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. М.: Наука, 1977.-664 с.

41. Рапин В.А., Чесноков В.А., Евдокимов В.И., Лежанкин С.И. Новая технология проведения промыслово геофизических исследований горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство.- 1999.-№ 9. С.14-16.

42. Регламент геофизических исследований и испытаний горизонтальных скважин. АО «Татнефть», АО «Татнефтегеофизика». Бугульма, 2000г.-С.4.

43. Савич А.Д., Семенцов A.A., Растегаев A.B., Попов Л.Н., Лаврухин Ю.М. Геофизические исследования горизонтальных скважин при помощи насосно-компрессорных труб малого диаметра //Нефтяное хозяйство.-1998,- № 6. -С.41-43.

44. Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на современном уровне. Сборник трудов ОАО «Татнефть».Альметьевск: ТатАСУнефть, 2005.- 0,21.

45. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте. НТС по добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1961. - № 13.

46. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: ФЭН. Академии наук Р.Татарстан, 2004.-С.387.

47. Фархуллин Р.Г. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин (на примере месторождений республики Татарстан): Автореферат диссертации канд. техн. наук.- Уфа, 2003. С.8.

48. Федоров В.Н., Мешков В.М., Лушпеев В.А. Технология термогидродинамических исследований многопластовых объектов. // Нефтяное хозяйство. 2006,- №4. С.80-82.

49. Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Лушпеев В.А. Оценка качественного состава пластового флюида в горизонтальном стволе скважины. // Нефтяное хозяйство. 2006.- №4. С.76-78.

50. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. 2002.-№8. - С.92-94.

51. Хайруллин М.Х., Хисамов P.C., Шамсиев М.Н., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. Москва Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. 172 с.

52. Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А.Ш.Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 -С. 435.

53. Хисамов P.C., Ибатуллин Р., Дияшев Р.Н., Фазлыев Р.Т. Применение горизонтальной технологии при разработке нефтяных месторождений Татарстана // Нефтеотдача. 2002. -№5, -С. 14-16

54. Хисамов P.C., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев O.A., Губайдуллин A.A., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999г.- С.49-52.

55. Хисамов Р.С., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И., Файзуллин Р.Н., Ахметзянов Р.Г., Назимов Н.А., и д.р. Пат. RU 2287675 С1. Способ разработки нефтяной залежи. Заявлено 21.10.2005; 0публ.20.11.2006.-Бюл. №32. Приоритет от 21.10.2005. 2005132505/03.

56. Черных В.А. Научные основы нестационарных гидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин и математические модели пласта, дренируемого системой горизонтальных скважин. М.: ВНИИГАЗ, 1997.-58 с.

57. Черных В.А. Гидромеханика нефтегазодобычи. М.: ВНИИГаз, 2001. -277 с.

58. Чесноков В.А., Рапин В.А., Вержбицкий В.В., Беляков Н.В. Технология промыслово геофизических исследований действующих скважин. Информационно - коммерческий вестник АИС «Каротажник» 1995. № 15. С. 15-17.

59. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по KB Д. М.: Наука, 1998. -304 с.

60. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2-х частях. М.: Нефть и газ, 1995.- С.252-264.

61. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well, SPE18334, 1988, November 1989, SPEFE, pp.417-421.

62. Butler R.M. The potential for horizontal wells for petroleum production // JCPT. 1989. May-June, № 3. pp. 39-47.

63. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. Petroleum Society Monograph, 1997, p. 224.

64. Earlougher R.S. Advances in well test // Monogr. Ser. Soc. Petrol. End. Dallas.- 1977.-Vol.5.-264 p.

65. Economides M.J., Ehlig- Economides C.A., Discussion of formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. JPT, December 1991, pp. 1521-1522.

66. Giger F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs. SPE 13710,1985.

67. Goode P.A., Thambynaygan R.K.M. Pressure drawdown and buildup analysis of horizontal wells in anisotropic media. // SPE FE. 1987. Dec. P.683 -699.

68. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells //JPT, 1988 June, pp. 729-739.

69. Joshi S.D. Horizontal well technology: Penn Well, Tulsa, OK, 1991.

70. Kuchuk F.J., Goode P.A., Brice B.W. et al. Pressure transient analysis and inflow preformance for horizontal wells // JPT. 1990. Aug. P. 974-1031.

71. Kuchuk F.J., Lenn C., Hook P., Fjerstad P. Performance Evaluation of Horizontal Wells. // SPE 39749,1998, P. 231-243.

72. Mukherjee H., Economides M.J. A parametric comparison of horizontal and vertical well performance // SPE FE. 1991. June. pp. 209-216.

73. Odeh A.S., Babu D.K., Transient flow behavior of horizontal wells: Pressure drawdown and buildup analysis // SPE FE. 1990. Mar. P. 7-15.

74. Raghavan R., Joshi S.D. Productivity of multiple drainholes or fractured horizontal wells // SPE FE. 1993. Mar. pp. 11-16.

75. Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. Elliptical flow in composite reservoir //JCPT. 1992 Vol. 31, № 10. pp. 47-50.

76. Suprunowicz R., Butler R.M. The productivity and optimum pattern shape for horizontal wells arranged in staggered rectangular arrays.// JCPT, June 1992. V.31,№6, pp.41-46.

77. Wolfsteiner C., Durlovsky L.J., Aziz K. Approximate model for productivity of nonconventional wells in heterogeneous reservoirs // SPE J., №5, June, 2000, p.218-226.