Разработка технологии механизированной эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин

Монахов, Вячеслав Викторович

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии механизированной эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

на правах рукописи УДК 622.276.5 УДК 622.243.24

МОНАХОВ ВЯЧЕСЛАВ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17-

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006

Диссертационная работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: д.т.н., профессор Дроздов А.Н.

Официальные оппоненты: д.т.н., профессор Алиев З.С.

(РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

к.т.н., Сазонов Ю.А. (ЗАО НПФ «Джет Системе»)

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

и Министерства образования РФ

Защита состоится » г. в /^$~часов. в ауд. ^^

на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

д.т.н., проф. С Сомов Б.Е.

ЯООбА

г?49

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Опыт внедрения горизонтального бурения показывает, что разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин (ГС) позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу разработчикам при эксплуатации месторождений вертикальными скважинами (ВС).

Возможные направления применения ГС, связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во многих публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся с реальными данными.

Так же необходимо отметить, что механизированная эксплуатация наклонно-горизонтальных скважин, с помощью скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) снижает межремонтный период (МРП) по сравнению с вертикальными скважинами.

На сегодняшний день исследования в области гидродинамики горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные методики расчёта непригодны для определения параметров горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо требуют значительного математического аппарата. При проектировании длины горизонтального участка в большинстве случаев опираются на гидродинамические исследования (ГДИ) уже пробуренных скважин на подобных месторождениях. Наряду с исследованиями гидродинамики ГС существует необходимость создания новой

технологии механизированной эксплуатации ГС, учитывающей существующие осложнения и позволяющей увеличить МРП.

Анализ накопленного материала по гидродинамике ГС как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки нового способа механизированной эксплуатации ГС необходимо выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых экспериментов.

Цель диссертационной работы.

Целью настоящей диссертационной работы является выявление особенностей работы горизонтальных скважин при их механизированной эксплуатации, и создание технологии, исключающей существующие осложнения и позволяющей рационально использовать горизонтальный ствол скважины.

Основные задачи исследований.

1. Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине наклонно-горизонтального участка скважины.

2. Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования. Методы решения поставленных задач

Решение перечисленных задач выполнено автором следующим образом. При помощи специально разработанного лабораторного стенда была исследована гидродинамика горизонтальной перфорированной трубы. Были получены профили притока (приёмистости) и распределения давления, а также была создана математическая модель проведённых экспериментов.

Затем на базе полученных результатов была разработана математическая модель горизонтальной скважины, работающей в слоисто-неоднородном коллекторе.

Научная новизна работы

1. Получена формула для нахождения коэффициента местного гидравлического сопротивления при притоке (оттоке) дополнительных боковых струй в основной поток, характеризующая не потерю полного давления, а переход потенциальной энергии в кинетическую.

2. Разработана новая методика расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине нефтяной наклонно-горизонтальной скважины, позволяющая определить работающую длину горизонтального участка для слоисто-неоднородного пласта. Получено экспериментальное подтверждение разработанной методики.

Практическая значимость

1. Разработана технология эксплуатации нефтяных скважин, включающая:

- беспакерную компоновку гидроструйного насоса с двухрядным лифтом;

- мини-станцию для гидропривода струйных насосов, позволяющую, за счет использования центробежных сепараторов механических примесей и в качестве основных силовых агрегатов электроцентробежные насосы (ЭЦН) увеличить МРП и снизить затраты на обустройство месторождения.

На данную разработку получен патент РФ № 2238443 «Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления».

2. Разработана комплексная технология, учитывающая особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом оптимального размещения насосного оборудования, что позволяет увеличить дебит скважины и рационально использовать каждый метр горизонтального участка.

Апробация работы.

Материалы исследований докладывались и обсуждались на 1-ой конференции молодых специалистов филиала «Кубаньбургаз» ДООО Буровая компания ОАО «Газпром» (2000 г.); 2-ой конференции молодых специалистов

филиала «Кубаньбургаз» ДООО Буровая компания ОАО «Газпром» (2001 г.); 4-ой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» Москва (2001 г.); 56-й Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ -2002», Москва, (2002 г.); Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодёжная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, (2004 г.); Выставке «Архимед-2004» , Москва, (2004 г.); VI международном семинаре «Горизонтальные скважины», Москва, (2004 г.); 6-ой научно-технической конференции-выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, (2005 г).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 статей, из них 6 в материалах научных конференций, получен патент РФ на изобретение № 2238443.

Объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения, списка литературы. Объем диссертационной работы составляет //О страниц, в том числе рисунка и 4 таблиц. Библиографический список

использованной литературы состоит из ■рсЗ-* наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Дроздову А. Н., к.т.н., доц. Дунюшкину И. И. за ряд ценных идей, которые были использованы в работе, а также сотрудникам кафедры РиЭНМ за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы. Особая благодарность выражается главному конструктору ОАО «ОКБ БН КОННАС» Иванову Г.Г., заместителю генерального директора по научно-исследовательским разработкам и развитию технологических работ ОАО «Объединённая энергетическая группа «Петросервис» к.г.-м.н. Кожевникову C.B. за помощь в создании лабораторного стенда.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, перечислены методы решения поставленных задач.

В первой главе проведён анализ приближённых методов определения притока жидкости к горизонтальной скважине при стационарных режимах фильтрации. Показано, что использование постоянной по длине ГС депрессии приводит к завышению дебита скважины по сравнению с промысловыми данными. Вопросами, связанными с теоретическими и экспериментальными исследованиями в области определения притока жидкости и газа к горизонтальным скважинам, занимались многие видные отечественные и зарубежные ученые, среди которых необходимо отметить особый вклад Алиева З.С., Басниева К.С., Борисова Ю.П., Григоряна A.M., Григулецкого В.Г., Джоши С., Меркулова В.П., Просёлкова Ю.М., Пилатовского В,П., Пирвердяна A.M., Сомова Б.Е., Сургучева М.Л., Табакова З.П., Чарного И.А., Черных В.А., Шеремета В.В. и других.

Проанализирован опыт проведения гидродинамических исследований (ГДИ) в 4-х нефтяных и 2-х газовых наклонно-горизонтальных скважинах. На основе ГДИ показаны особенности работы горизонтальных скважин. Доказано существование предельной работающей длины горизонтальной скважины и показан её асимптотический рост при увеличении дебита скважины.

По гидродинамическим исследованиям можно сделать следующие выводы об особенностях эксплуатации горизонтальных скважин:

- На стадии проектирования системы разработки необходимо проводить расчет оптимальной длины горизонтального участка с учетом геологических особенностей эксплуатационного объекта.

- Существует длина горизонтального участка, до которой дебит скважины возрастает прямо пропорционально и выполняются методики расчёта, принимающие постоянным давление по её длине.

- ГДИ показали наличие предельной работающей длины горизонтальной скважины, превышение которой не увеличивает общую производительность скважины. Интервал горизонтального участка после этого значения просто не работает.

- При увеличении объёма закачки (отбора) жидкости (газа) в скважину увеличивается и работающий интервал горизонтального участка.

- На данное время отсутствует простой метод расчёта, работающего интервала горизонтального участка. При проектировании его длины опираются на ГДИ уже пробуренных скважин на подобных месторождениях.

Анализ осложнений при механизированном способе добычи нефти в наклонно-направленных скважинах показал, что использование СШНУ в этих скважинах ведёт к резкому снижению показателей межремонтного периода (МРП) по сравнению с аналогичными показателями вертикальных скважин в идентичных условиях.

Анализ литературных источников показал необходимость разработки как простого метода расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине горизонтальной скважины, так и эффективного механизированного способа, способного успешно адаптироваться к скважинным условиям в широком диапазоне изменения режимных параметров, в том числе при больших углах наклона.

Итогом данного раздела диссертационной работы является постановка основных задач исследований, результаты которых изложены в следующих главах данной работы.

Во второй главе работы приведены результаты экспериментов при физическом моделировании гидродинамики горизонтальной перфорированной трубы и разработан приближённый метод расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине горизонтального ствола скважины.

Рис. 1 Тройник с углом

Т-1-1-1-1

0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 по формуле, полученной автором по формуле Левина

вдува (оттока) струи 90 Рис. 2 Сравнительный график расчёта коэффициента местного

сопротивления от вдува (оттока) струи 90°.

Для решения задачи о профиле притока (оттока) и распределении давления по длине горизонтальной перфорированной трубы был рассмотрен тройник с углом вдува (оттока) струи 90° (рис. 1). В ходе решения задачи была получена формула для коэффициента местного гидравлического сопротивления, характеризующая не потерю полного давления, а переход потенциальной энергии в кинетическую:

Ос

0)

А, м

Это справедливо при соотношении расходов до 0,1. Полученная формула

была сравнена с формулой Левина (рис. 2):

1,55—-Г—-У

а Ш ?)" (-11

ДР

у; 2

(2)

х, м

Рис. 3 Изменения напора по длине трубы при наличии дополнительного бокового потока (I) и без него (2)

На рис. 3 показан характер изменения напора по длине трубы при наличии дополнительного бокового потока (1) и без него (2). На основе полученной формулы для

коэффициента сопротивления бокового потока было получено приближенное решение задачи о притоке (оттоке) по длине бесконечной перфорированной трубы.

Проведённые эксперименты на лабораторном стенде, показанном на рис. 4, позволили получить подтверждение существования предельной работающей длины горизонтальной перфорированной трубы.

Стенд состоит из прозрачного пластикового баллона 13 и закреплённых в нём, с помощью шпилек 10 и крепёжных дисков 4, 5, 12, 14, соосно двух трубок 7, 11. На металлических трубках 7, 11 надеты прозрачные патрубки 8, 9.

горизонтальной перфорированной трубы от суммарной площади ев отверстий.

___

,____

1 1 о о О о о о 1 1 о о о о о о 1 1 О о о о о о

а) б) в)

Рис. 5 Схематичное изображение хода эксперимента.

Патрубок 9 был проперфорирован двумя рядами отверстий по 8 отверстий в каждом. На трубке 7 с помощью гайки 1 закреплялась шайба 2 (эксперимент проводился с использованием шайб с отверстиями различного диаметра - I; 2,7; 4; 5,5 мм). Все опыты проводились с постоянным уровнем воды относительно оси трубки Н - 0,18 м.

На трубке 7 закреплялась шайба 2, баллон 13 заполнялся водой, и с помощью резьбы на трубке 7 изменялась длина щели между патрубками 8 и 9. Для визуального наблюдения за ходом эксперимента с «глухого конца» трубки 11, с помощью укороченной иглы 15 и шприца 16, подавалась полимерная краска. В ходе эксперимента проводилась видеосьёмка. Основной целью эксперимента являлось нахождение длины щели, при которой перфорационные отверстия на патрубке 9 переставали работать. Схематично ход эксперимента изображён на рис. 5 (//</*</««).

Рис. 6 Сравнительный график теоретической и экспериментальной зависимости максимальной площади работающих отверстий от диаметра выходного отверстия

При изменении длины щели визуально наблюдалось уменьшение расхода через отверстия в патрубке 9 и изменение траектории потока проходящего через щель. Примерное изменение траектории показано на рис. 5 (а-в). При достижении определённой длины последние отверстия патрубка 9 рис. 4 полностью переставали работать (рис. 5 в).

АР, -

Па \

0,15 ■ \ ^

0,1 • \ И

0,05 -

0 -

¿, ММ

20 Ь,мм

а)

б)

Рис. 7 Распределение расхода (а) и депрессии (б), с изменением длины щели между

патрубками 8 и 9, при <I« = 2,7 мм: 1 - режим «насыщения», 2 - переходный режим, 3 - при максимальном работающем интервале (Ьщ»), 4 - изменение депрессии в патрубке 9.

На рис. 6 показан сравнительный график экспериментальной и теоретической зависимостей максимальной площади работающих отверстий от диаметра выходного отверстия, при которой отверстия в патрубке 9, изображённом на рис. 4, не работают.

На рис. 7 показано изменение профиля притока и распределения депрессии для эксперимента при увеличении длины щели. Относительная погрешность математической модели экспериментов составляет от 0,6 до 30%.

Для приближённого нахождения зависимости производительности

горизонтальной перфорированной трубы от площади перфорации была решена система уравнений, описывающая приток через отверстия и течение в трубе без перфорации (рис 8):

Рис.8

нс = нл-нс = н,+

( I 1

V "г

1602

г-я-я'-о^

Была получена зависимость суммарного расхода от длины горизонтальной перфорированной трубы (рис. 9):

е=

1

16

где дН, = Н4-Н,

с к) I с;

(4)

Рис. 9 Зависимость общего расхода от суммарной площади отверстий горизонтальной перфорированной трубы.

Гидродинамический расчёт

совместной работы горизонтальной скважины расположенной в полоСообразном анизотропном пласте и течения жидкости в насосно-компрессорных трубах при различных выходных диаметрах штуцера показан

Рис. 10 - Схема притока к горизонтальной скважине, / - зона плоскорадиального притока; 2 - зона нлоскопараллельного течения

на рис. 11. Расчёты проводились по следующей формуле (рис. 10):

__0^4_

" К \Р. -\Р, Р- '

(5)

160

где ДА^ ^

напора по длине НКТ и на местных сопротивлениях.

- коэффициент

сопротивления пласта

В обоих случаях делалось допущение о постоянстве давления по длине горизонтального продуцирующего участка.

1,99 мм

0 100 200 300 400 300

Длина гормзантальыого участка Ц, и

Рис. 11 Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины горизонтального участка. По второй главе были сделаны следующие выводы: 1. Существует три режима работы горизонтальной скважины при изменении

её длины и постоянстве начальной депрессии: - прямо пропорциональная зависимость (режим «насыщения») дебита скважины от длины, когда элементарный расход и давление постоянны по

длине горизонтального участка, при этом выполняются методики расчёта, основанные на постоянстве депрессии по стволу ГС (рис. 7 линия /);

- переходный режим (дебит скважины практически перестает увеличиваться), когда элементарный расход и давление не линейно распределяются по длине, причём депрессия (репрессия) в конце скважины не равна 0 (рис. 7 кривая 2);

- нелинейно убывающая зависимость распределения элементарного расхода и давления по длине горизонтального участка, с максимально возможной длиной работающего участка при данной депрессии (репрессии) (рис. 7 кривая 3).

2. С увеличением начальной депрессии (репрессии) максимальная «работающая» длина (Ь^,,) асимптотически стремится к некоторому значению (рис. 6).

Третья глава работы посвящена разработке технологии, учитывающей особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом.

Перспективным направлением для решения проблемы эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных скважин механизированным способом является применение гидроструйных насосов. Угол наклона не оказывает влияния на работу струйных насосов.

Была разработана технология добычи нефти с применением насосно-эжекторных систем, (рис. 12, 13). При этом струйный насос спускается в скважину на колонне двойных насосно-компрессорных труб.

Задачей разработанной технологии является удешевление монтажа, обслуживания и снижение материалоёмкости.

В варианте выполнения насосно-эжекторной системы скважинная часть установки (рис. 12) содержит струйный аппарат 1 с соплом 2, спущенный на забой скважины 12 на колонне двойных насосно-компрессорных труб 9,11 и манометр 10.

Разработанная беспакерная

компоновка гидроструйного насоса с двухрядным лифтом позволяет:

- вести добычу нефти без подъёма продукции скважины по эксплуатационной колонне;

- оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем замера динамических и статических уровней;

- существенно повысить надёжность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин.

Технологическая схема мини-станции для гидропривода струйных насосов показана на рис. 13. Технологический блок мини-станции предназначен для подготовки

Рис. 12 Схема беспакерной компоновки струйного насоса: 1 - струйный насос; 2 - сопло; 3 -ловильная головка; 4 - фильтр; 5 -уплотнительные кольца; 6 - сбрасываемый клапан; 7 - обратный клапан; 8 - хвостовик; 9 - внутрсняя колонна НКТ; 10 - манометр; II - внешняя колонна НКТ; 12 - обсадная колонна; 13 - пласт.

рабочей жидкости высокого давления из

продукции эксплуатационных скважин в условиях закрытой системы сбора нефти и газа для гидравлического привода и управления работой струйных насосов.

Создание силовых насосных мини-станций для ГСН позволит уменьшить часторемонтируемый фонд (ЧРФ), оборудованный и С111НУ, и снизить затраты на текущий ремонт скважин.

1 - струйный насос; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - сопло струйного насоса; 4 - ЭЦН; 5 -пласт; 6 - центробежный сепаратор мехпримесей; 7, 8, 9, 23 - задвижки; 10 - расходомер; 11

- регулятор давления; 12 - центробежный газосепаратор; 13 - шурф; 14 - регулятор расхода; 15, 16, 17, 18 - обратный клапан; 19 - внешняя колонна НКТ; 20 - внутреняя колонна НКТ; 21 - внешняя колонна НКТ в шурфе; 22 - электропривод ЭЦН; 24 - манометр.

Внедрение экспериментальных образцов проводилось в скважинах 257 и

261 Самотлорского НГДУ № I. До внедрения в скважине эксплуатировалась

пакерная компоновка гидроструйного насоса АНС-4.

Подводя итоги по результатам промысловых испытаний беспакерных

струйных насосов СНА 1-48-89, необходимо отметить следующее:

- Внедрение беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом позволило вести добычу нефти без подъёма продукции скважины по эксплуатационной колонне.

- Беспакерная компоновка позволяет оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем замера динамических и статических уровней, что невозможно при пакерной компоновке.

- Замена струйного насоса при беспакерной компоновке гидравлическим способом производилась без осложнений, в 2-3 раза быстрее, чем при пакерной компоновке.

- Режим работы скважин стал «прозрачным». Как оказалось, дебит скв. № 257 был явно завышен, а дебит скв. № 261 может быть увеличен как за счет оптимального подбора струйной пары, так и за счет перевода на ЭЦН-50.

- Исключение пакера из компоновки позволяет существенно повысить надёжность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин гидроструйного фонда.

Внедрение беспакерной компоновки струйного насоса, показало его прекрасную работоспособность и практичность. Однако для применения данной технологии в наклонных и горизонтальных скважинах необходима её доработка.

Рис. 14 Схема беспакерной компановки струйного насоса для горизонтальных скважин: I - струйный насос; 2 - сопло; 3 - ловнлышя головка; 4 - фильтр; 5 - уплотнительные кольца; 6 - сбрасываемый клапан; 7 - обратный клапан; 8 - хвостовик; 9 - внутреняя колонна НКГ; 10 - манометр; 11 - внешняя колонна НКТ; 12 - фильтр скважины; 13 -пласт; 14-центраторы.

Герметичность посадки струйного насоса будет обеспечено давлением закачки и центрированием за счёт уплотнительных колец. Основной проблемой может стать негерметичность посадки НКТ 1,5" в седло НКТ 3". Для решения данной проблемы необходимо разместить на НКТ 1,5м дополнительные центраторы 14 для обеспечения соосности и исключения перекоса колонн НКТ (рис. 14). Так же для обеспечения нормальной работы необходимо оборудовать обратные клапаны 7 пружинами.

Для увеличения работающей длины горизонтальной скважины струйный насос необходимо размещать непосредственно в горизонтальном участке. Для расчёта распределения притока и давления по длине горизонтального участка использовалась методика, полученная для горизонтальной перфорированной трубы. Схема для расчёта показана на рис. 15. Граничными условиями для расчёта максимальной работающей длины горизонтального участка является минимальный элементарный расход через элементарный отрезок А1 и значение создаваемой депрессии (репрессии) в сечении В.

Сначала находим минимальную депрессию (репрессию) в крайних сечениях А и X горизонтального участка скважины для обеспечения цтп:

ЧТ'И„ . (6)

к,

где я =

(7)

Далее решаем отдельно для участков АВ с насосно-компрессорными трубами и без них ВА', учитывая площадь проходного сечения трубы. Расчёт ведётся от крайних сечений А и а! к сечению В. Алгоритм расчёта: Для сечения А (Л7):

ч, = 0 - элементарный расход (8)

д1 = = о - суммарный расход (9) Для /-го шага находим:

&рм = 0 - изменение давления от втекающих струй (10)

&р„ = 0 - потери давления по длине трубы д/^ = &Ре - депрессия

Я, =-

дя, * д/ -я..

- элементарный расход

£), = ql - суммарный расход Для /-го шага находим:

"(&-,+</-, Ый-, У

(И) (12)

(13)

(14)

=

д/^ = д/^_, +^«, + Дв11 (16); =

(Р 8) (15); &р„ =

(Р «) (16)

_д/__

(17); в-&-+«. (18)

Расчёт заканчивается, когда будет достигнуто депрессии (репрессии) на пласт в сечении В. При этом получаем значение суммарного расхода, длину ГС и точку размещения струйного насоса для работы всего участка скважины.

Пример расчёта однородного анизотропного пласта показан на рис. 16,17. Практичность данной методики заключается в её простоте и возможности расчёта слоисто-неоднородного пласта при изменении коэффициента сопротивления пласта Лш (7) на каждом шаге.

Как видно при сравнении двух вариантов, размещение струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке позволяет не только увеличить дебит скважины, но и её работающий интервал.

По третьей главе были сделаны следующие выводы: 1. Разработанная технология, учитывая особенности работы наклонно-горизонтальных скважин, позволит их эксплуатировать с минимальными затратами.

Рис. 15 Схема для расчета профиля притока и распределения давления.

О 100 200 300 400 ¿гс,М

—при размещении струйного Htcoci непосредственно а горизонтальном участке - - ' при размещая*] струйного насоса в начале горизонтального участка

Рис. 16 Профиль притока по длине ГС

0 100 200 300 4001 ГС."

-при размещении струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке

• • -при размещен»! струйного насоса » начале горизонгапоюго участка

Рис. 17 Распределение депрессии подлине ГС

2. Размещение струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке скважины позволит увеличить её дебит, «работающую» длину и не вызовет дополнительного снижения МРП. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

1. В ходе экспериментально-теоретических исследований выявлены основные особенности работы наклонно-горизонтальных скважин:

■ существует три режима работы горизонтальной скважины при изменении её длины и постоянстве начальной депрессии (репрессии):

- прямо пропорциональная зависимость (режим «насыщения») дебита скважины от длины;

- переходный режим, когда при увеличении длины ГС дебит скважины практически не увеличивается;

- нелинейно убывающая зависимость распределения элементарного расхода и давления по длине горизонтального участка, с максимально возможной длиной работающего участка при данной депрессии (репрессии).

■ ГДИ показали наличие предельной работающей длины горизонтальной скважины, превышение которой не увеличивает общую производительность скважины. Интервал горизонтального участка после этого значения просто не работает;

■ при увеличении объёма закачки (отбора) жидкости (газа) в скважину увеличивается и работающий интервал горизонтального участка.

2. Проведен анализ применимости различных методов для расчета работающей длины горизонтального участка скважины.

3. Разработана технология эксплуатации нефтяных скважин включающая:

- беспакерную компоновку гидроструйного насоса с двухрядным лифтом;

- мини-станцию для гидропривода струйных насосов, позволяющую за счет использования центробежных сепараторов механических примесей и в

качестве основных силовых агрегатов ЭЦН увеличить МРП и снизить затраты на обустройство месторождения.

4. Разработана комплексная технология, учитывающая особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования, которая позволяет увеличить дебит скважины и рационально использовать каждый метр горизонтального участка.

Основное содержание диссертации опубликовано в работа»:

1. Исследование движения жидкости в горизонтальных скважинах / Арутюнян A.C., Горшкова С.И., Корнев Г.А., Монахов В.В. / Сб. научных трудов., Гипотезы Поиск, Прогнозы. Вып. 7. - Краснодар,- 2000 г. - с. 161-163.

2. Монахов В.В. Исследование движения жидкости в горизонтальном участке скважины. Тезисы докладов четвёртой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» Москва2001 г.-с. 69.

3. Монахов В.В. Проект опытно-экспериментальной лабораторной установки для исследования движения жидкости в горизонтальной скважине. Тезисы докладов четвёртой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» Москва 2001 г. - с. 69.

4. Монахов В.В. Распределение расхода жидкости по длине горизонтальной перфорированной трубы. Тезисы докладов «Нефть и Газ -2002» 56-я Межвузовская студенческая научная конференция, Москва, 2002 г. - с. 67.

5. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении / Орлов Д.Г., Териков В.А., Дроздов А.Н., Монахов В.В., Фастовец A.B. // Нефтепромысловое дело - 2003г. - №11 - с. 45-47

6. Патент РФ № 2238443 «Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления» / Дроздов А.Н., Монахов В.В., Цыкин И.В., Орлов Д.Г., Териков В.А., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Агеев Ш.Р., Иванов Г.Г., Дружинин Е.Ю., Ламбин Д.Н., Заявлено 30.12.2003 г., Зарегистрировано 20.10.2004 г.

7. Монахов В.В. Приближённое решение задачи распределения расхода жидкости по длине трубы с проницаемыми стенками. Тезисы докладов Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодёжная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004 г. - с. 16-17.

8. Дроздов А.Н., Монахов В.В. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины. Тезисы докладов. VI международный семинар «Горизонтальные скважины», Москва, 2004 г. - с. 85-86.

9. Монахов В.В. Определение распределения расхода и давления в стволе горизонтальной скважины. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. 6-я научно-техническая конференция, посвященная 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005 г. Тезисы докладов - с. 89

Ю.Погружные насосы и насосно-эжекторные системы - новые возможности в нефтегазодобыче, нефтеотдаче и нефтегазосборе / Дроздов А.Н., Деньгаев A.B., Вербицкий B.C., Монахов В.В., Ламбин Д.Н. / Научно-технический вестник НК «ЮКОС», №10,2004 г. - с. 3-9.

Соискатель: Монахов В.В.

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _Заказ Щ

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

1

r>

«

f¿t>Ob ¡Л

«2-2 7

1 »

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Монахов, Вячеслав Викторович

0 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Введение.

1 Анализ особенностей работы горизонтальных скважин при механизированной эксплутации и постановка задач исследований.

1.1 Анализ литературных источников посвященных определению производительности горизонтальных скважин.

1.2 Оценка моделей определения дебита горизонтальных скважин.

1.3 Анализ гидродинамических исследований горизонтальных скважин.

1.3.1 Определение «работающей» длины горизонтальных скважин по результатам наземных исследований.

1.3.2 Газодинамические исследования наклонногоризонтальных скважин.

1.3.3 Исследования горизонтальных скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

1.4 Анализ осложнений при механизированном способе добычи нефти в наклонно-направленных скважинах.

1.5 Основные задачи исследований.

2 Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине горизонтального ствола скважины.

2.1 Задача о притоке (оттоке) жидкости к бесконечной ft горизонтальной перфорированной трубе.

2.1.1 Аналитическое исследование движения жидкости в ф цилиндрической трубе с периферийным вводом.

2.1.2 Приближённый метод нахождения аналитической зависимости дебита от длины горизонтальной скважины.

2.1.3 Течение со слиянием потоков или разделением потока.

2.1.4 Экспериментальное нахождение предельной «работающей» длины горизонтальной перфорированной трубы.

2.1.5 Приближённое решение задачи о распределении расхода и давления в горизонтальной перфорированной трубе.

2.1.6 Анализ результатов проведённых экспериментов.

2.2 Нахождение зависимости производительности ГС от длины её горизонтального участка.

2.3 Выводы к главе 2.

3 Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом.

3.1 Совершенствование механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин.

3.1.1 Оптимальный профиль ствола наклонно направленной скважины.

3.1.2 Перспективная техника и технология для эксплуатации наклонно направленных скважин.

3.2 Разработка установки для освоения, исследования и эксплуатации скважин струйными насосами на ф колонне сдвоенных труб.

3.3 Разработка технологической схемы мини-станции на

1-4 скважины, эксплуатируемые струйными насосами.

3.4 Анализ результатов внедрения установок беспакерных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом.

3.5 Оптимизация технологии беспакерной компоновки гидроструйного насоса для эксплуатации горизонтальных скважин.

3.6 Разработка методики расчёта размещения гидроструйного насоса в горизонтальной скважине.

3.7 Выводы к главе 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии механизированной эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин"

Актуальность работы

Опыт внедрения горизонтального бурения показывает, что разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин (ГС) позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу разработчикам при эксплуатации месторождений вертикальными скважинами (ВС).

Возможные направления применения ГС, связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во многих публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся с реальными данными.

Так же необходимо отметить, что механизированная эксплуатация наклонно-горизонтальных скважин, с помощью скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) снижает межремонтный период (МРП) по сравнению с вертикальными скважинами.

На сегодняшний день исследования в области гидродинамики горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные методики расчёта непригодны для определения параметров горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо требуют значительного математического аппарата. При проектировании длины горизонтального участка в большинстве случаев опираются на гидродинамические исследования (ГДИ) уже пробуренных скважин на подобных месторождениях. Наряду с исследованиями гидродинамики ГС существует необходимость создания новой технологии механизированной эксплуатации ГС, учитывающей существующие осложнения и позволяющей увеличить МРП.

Анализ накопленного материала по гидродинамике ГС как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки нового способа механизированной эксплуатации ГС необходимо выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых экспериментов.

Цель диссертационной работы

Целью настоящей диссертационной работы является выявление особенностей работы горизонтальных скважин при их механизированной эксплуатации, и создание технологии, исключающей существующие осложнения и позволяющей рационально использовать горизонтальный ствол скважины.

Основные задачи исследований

1. Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине наклонно-горизонтального участка скважины.

2. Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования.

Методы решения поставленных задач

Решение перечисленных задач выполнено автором следующим образом. При помощи специально разработанного лабораторного стенда была исследована гидродинамика горизонтальной перфорированной трубы. Были получены профили притока (приёмистости) и распределения давления, а также была создана математическая модель проведённых экспериментов.

Затем на базе полученных результатов была разработана математическая модель горизонтальной скважины, работающей в слоисто-неоднородном коллекторе.

Научная новизна работы

1. Получена формула для нахождения коэффициента местного гидравлического сопротивления при притоке (оттоке) дополнительных боковых струй в основной поток, характеризующая не потерю полного давления, а переход потенциальной энергии в кинетическую.

2. Разработана новая методика расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине нефтяной наклонно-горизонтальной скважины, позволяющая определить работающую длину горизонтального участка для слоисто-неоднородного пласта. Получено экспериментальное подтверждение разработанной методики.

Практическая значимость

1. Разработана технология эксплуатации нефтяных скважин, включающая:

- беспакерную компоновку гидроструйного насоса с двухрядным лифтом;

- мини-станцию для гидропривода струйных насосов, позволяющую, за счет использования центробежных сепараторов механических примесей и в качестве основных силовых агрегатов электроцентробежные насосы (ЭЦН) увеличить МРП и снизить затраты на обустройство месторождения.

На данную разработку получен патент РФ № 2238443 «Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления».

2. Разработана комплексная технология, учитывающая особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом оптимального размещения насосного оборудования, что позволяет увеличить дебит скважины и рационально использовать каждый метр горизонтального участка.

Апробация работы

Материалы исследований докладывались и обсуждались на 1-ой конференции молодых специалистов филиала «Кубаньбургаз» ДООО Буровая компания ОАО «Газпром» (2000 г.); 2-ой конференции молодых специалистов филиала «Кубаньбургаз» ДООО Буровая компания ОАО «Газпром» (2001 г.); 4-ой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» Москва (2001 г.); 56-й Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ -2002», Москва, (2002 г.); Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодёжная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, (2004 г.); Выставке «Архимед-2004» , Москва, (2004 г.); VI международном семинаре «Горизонтальные скважины», Москва, (2004 г.); 6-ой научно-технической конференции-выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, (2005 г).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 статей, из них 6 в материалах научных конференций, получен патент РФ на изобретение № 2238443.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения, списка литературы. Объем диссертационной работы составляет 113 страниц, в том числе 48 рисунков и 9 таблиц. Библиографический список использованной литературы состоит из 72 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Монахов, Вячеслав Викторович

Основные выводы диссертационной работы сводятся к следующему:

1. В ходе экспериментально-теоретических исследований выявлены основные особенности работы наклонно-горизонтальных скважин: существует три режима работы горизонтальной скважины при изменении её длины и постоянстве начальной депрессии (репрессии): прямо пропорциональная зависимость (режим «насыщения») дебита скважины от длины; переходный режим, когда при увеличении длины ГС дебит скважины практически не увеличивается; нелинейно убывающая зависимость распределения элементарного расхода и давления по длине горизонтального участка, с максимально возможной длиной работающего участка при данной депрессии (репрессии).

ГДИ показали наличие предельной работающей длины горизонтальной скважины, превышение которой не увеличивает общую производительность скважины. Интервал горизонтального участка после этого значения просто не работает; при увеличении объёма закачки (отбора) жидкости (газа) в скважину увеличивается и работающий интервал горизонтального участка.

2. Проведен анализ применимости различных методов для расчета работающей длины горизонтального участка скважины.

3. Разработана технология эксплуатации нефтяных скважин включающая:

- беспакерную компоновку гидроструйного насоса с двухрядным лифтом;

- мини-станцию для гидропривода струйных насосов, позволяющую за счет использования центробежных сепараторов механических примесей и в качестве основных силовых агрегатов ЭЦН увеличить МРП и снизить затраты на обустройство месторождения.

На данную разработку получен патент РФ № 2238443 «Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления».

4. Разработана комплексная технология, учитывающая особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования, которая позволяет увеличить дебит скважины и рационально использовать каждый метр горизонтального участка.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Монахов, Вячеслав Викторович, Москва

1. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. М.: Недра, 1988.

2. Андра П.Д. Более высокая производительность скважин при горизонтальном бурении, // Перевод с англ. Petr. Eng. Incarnation, v.56, N12, 1984. Фонды ВНИИЭГазпрома.

3. Арутюнян А.С., Горшкова С.И., Корпев Г.А., Монахов В.В. Исследование движения жидкости в горизонтальных скважинах./ Сб. научных трудов СКОИА. Краснодар - 2000 - выпуск 7.

4. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами. Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет/Др. ин-та/ВНИИ. 1994.-Вып. 117.-С. 106-113.

5. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. и др. Проведение ГДИ в скважинах с горизонтальным окончанием на Кущёвской и

6. Краснодарской СПХГ Сб. научных трудов., Гипотезы Поиск, Прогнозы. Вып. 20. Краснодар, 2004. - С. 36 - 45.

7. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. и др. Особенности бурения горизонтальной скважины 12 Иссаковская в Калининградской области Сб. научных трудов., Гипотезы Поиск, Прогнозы. Вып. 8. Краснодар, 2000. - с. 7 - 46.

8. Берлин А.В., Миронычев В.Г. Результаты исследования керна из скважины №111 р Верх-Тарского месторождения (работы по договору №181 от 17.11.2000 г.)//Тр. ин-та/УдмуртНИПИнефть. -2001.-С. 30-33.

9. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: «Недра», 1954. - 248с.

10. Бурение горизонтальных скважин. // Новости нефтяной техники N3, 1946.

11. Зайнулин А.И., Федюев В.И. Прогнозирование основных технико-экономических показателей эффективности строительства горизонтальной скважины в условиях разработки реальной залежи нефти//Нефтепромысловое дело. 1995. - №7.-С. 11-12.

12. Ибрагимов А.И., Некрасов А.А. «Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке».// Газовая промышленность, 1997, №6, -с.89 91.

13. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М. «Машиностроение», 1975 г. 559 с.

14. Кабдешева Ж.Е. Разработка технологии эксплуатации скважин и обработки призабойной зоны струйными насосами. Дис. канд. тех. наук. М., 2003. 170 с.

15. Левин С.Р. Сопротивление тройников вытяжных воздуховодов. -«Отопление и вентиляция», 1940 г. №10-11, с 5-10.

16. Лозин Е.В., Шушарин В.П., Баширов И.Р. и др. Гидродинамические и термометрические исследования в горизонтальных скважинах//Нефтепромысловое дело. 2005. - №2.-С. 86-88.

17. Маслянцев Ю.В., Евченко B.C., Майер В.П. Исследование влияния расчлененности пластов на эффективность разработки месторождения горизонтальными скважинами. Тюмень: Тюм. кн. изд-во, 1998. -98с.

18. Меркулов В.П. «Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности».// Изв. вузов: Нефть и газ, 1958, №3, с.24 - 29.

19. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин, // Нефтяное хозяйство N6, 1958.

20. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. // Труды Куйбышев НИИ, вьп. 2, 1960.

21. Меркулов В.П., Сургучев М.Л. Определение дебита и эффеетивности наклонных скважин. // Нефтяное хозяйство, №2, 1960.

22. Мешков В.М, Федоров В.Н., Шешуков А.И. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин//Нефтепромысловое дело. -2002. №8.-С. 92-94.

23. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологийисследования скважин с горизонтальными стволами// Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - с. 93 - 94.

24. Монахов В.В. Распределение расхода жидкости по длине горизонтальной перфорированной трубы. Тезисы докладов «Нефть и Газ -2002» 56-я Межвузовская студенческая научная конференция, Москва, 2002 г. С. 67.

25. Монахов В.В. Приближённое решение задачи распределения расхода жидкости по длине трубы с проницаемыми стенками. Тезисы докладов Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организацийft

26. Молодёжная наука нефтегазовому комплексу», Москва, 2004 г. -С. 16-17.

27. Монахов В.В., Дроздов А.Н. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины. Тезисы докладов. VI международный семинар «Горизонтальные скважины», Москва, 2004 г. С. 85-86.

28. Михайлин А.С., Шнурман И.Г., Писклов С.С. Технология изучения разрезов горизонтальных скважин по данным ГИС на Кущёвском ПХГ Сб. научных трудов., Гипотезы Поиск, Прогнозы. Вып. 14. -Краснодар, 2002. С. 315 - 324.щ

29. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. «Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте».// Нефтяное хозяйство, 1992, №8, с. 10-12.

30. Патент РФ № 2202039. Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин / Авт. изобрет. Дроздов А.Н., Кабдешева Ж.Е., Териков В.А., Якупов А.Ф. М. кл. В 01 D 19/00, заявл. 06.07.2001, опубл. 20.04.2003, Б.И. №11.

31. Патент РФ № 2118719 Насосная установка для освоения и эксплуатации скважин. / Авт. изобрет. Гильманов А.А., Павлов Г.А., Кучумов А.Ф. М, кл. F 04 F 5/54, заявл. 10.01.1996, опубл. 10.09.1998.W

32. Патент РФ № 2131023 Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления. / Авт. изобрет. Шлеин Г.А., Чернов Е.Ю., Семененко Г.Д. М, кл. Е 21 В 43/25, заявл. 17.02.98, опубл. 28.06.99.

33. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Приближенный расчет гидродинамического сопротивления движению колонны штанг в наклонно направленных скважинах// Сб. науч. тр. ВНИИ "Эксплуатация скважин механизированным способом". -1985. -Вып. 93.

34. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Расчет прижимающих сил муфт и штанг в наклонно направленной скважине// Тр. БашНИПИнефти. -1985.-Вып. 72.

35. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Трение штанг в наклонно направленной скважине// Нефтяное хозяйство. 1990. - № 10.

36. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р., Минликаев В.З. Экспериментальное исследование трения муфт и штанг о насосные трубы// Тр. БашНИПИнефти. -1985. Вып. 72.

37. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. // Труды ВНИИ, вып, XXXII, М. Гостоптехиздат, 1960.

38. Погружные насосы и насосно-эжекторные системы новые возможности в нефтегазодобыче, нефтеотдаче и нефтегазосборе / Дроздов А.Н., Деньгаев А.В., Вербицкий B.C., Монахов В.В., Ламбин Д.Н. / Научно-технический вестник НК «ЮКОС», №10, 2004 г. - с. 3-9.W