авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Исследование оптимальных конструкций и схем размещения перфорационных отверстий в горизонтальных и пологих скважинах

-- [ Страница 2 ] --

Рассмотренная в работе серия задач позволяет сделать заключение, что накопление воды в стволе скважины происходит при малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса), что соответствует малодебитным скважинам. Картина течения в стволе малодебитной скважины не отражает действительное соотношение фаз в пласте. В частности, обводненность продукции в стволе скважины не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе пласта, но значительно выше ее, что является результатом скольжения фаз. Поэтому данные об обводненности поступающей из малодебитной скважины продукции не являются достоверными.

В ходе проведенного исследования по определению влияния скорости несущего потока на накопление водной фазы в стволе было выявлено следующее: большая скорость потока препятствует формированию зон концентрации воды, присутствующей в поступающей смеси, вода оттесняется к стенкам ствола скважины и выносится вместе с нефтью.

Более низкие значения скоростей способствуют формированию центров накопления воды и их последующему продвижению вдоль ствола скважины. Еще большее уменьшение скорости потока способствует все большему расслоению структуры потока на воду и нефть с последующим продвижением получившейся снарядной структуры по стволу скважины. Крайним случаем является заполнение ствола водой с пробулькиванием нефтяной фазы.

Для определения влияния конфигурации перфорационных отверстий на процессы, происходящие в стволе горизонтальной скважины, был рассмотрен ряд модельных задач, различающихся углами входа потока из пласта в ствол скважины. На рисунке 3 представлена модель участка ствола скважины с перпендикулярным подводом, когда поток флюда из пласта направлен перпендикулярно стенкам скважины. Также для моделирования были выбраны случаи, когда перфорационные отверстия обеспечивали приток в скважину под углами 45 градусов (направление против потока) и 135 градусов (направление по потоку). Контрольные точки, в которых определяются усредненные по сечению скважины параметры потока, показаны на рисунке 3 сечениями и пронумерованы от 1 до 11.

Рисунок 3 – Твердотельная модель рассматриваемого участка скважины (перпендикулярный приток
в перфорационные отверстия)

На рисунке 4 показана ситуация, соответствующая входу в перфорационные отверстия по потоку.

а) продольный срез б) поперечный срез

Рисунок 4 – Векторное поле потока флюида в стволе горизонтальной скважины при угле притока жидкости из пласта через перфорационные отверстия 135 градусов (по потоку)

В работе показано, что минимальными потерями энергии характеризуется приток под углом 135 градусов (по потоку). Для него также меньше турбулентность движения жидкости. Для оценки удельных потерь давления в стволе ГС при различных углах наклона притока жидкости из пласта в перфорационные отверстия построена диаграмма (рисунок 5), показывающая, что максимальными потерями характеризуется случай, когда жидкость из пласта втекает в перфорационные отверстия с продольной компонентой скорости, направленной против основного потока жидкости. В этом случае потери давления составляют 800 Па/м. В оптимальном случае (по потоку) эти потери почти в 2 раза ниже.

Рисунок 5 – Удельные потери давления
при различных углах наклона притока жидкости из пласта
в перфорационные отверстия

Полученные результаты говорят о следующем:

1. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия.

2. Создание условий, когда продольная (вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления.

В третьей главе рассматриваются особенности притока пластовой жидкости к стволу пологой или горизонтальной скважины. Исследования проведены на основе простой модели, в которой каждое перфорационное отверстие моделируется точечным стоком с координатами (xi,yi,zi). Для пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой профиль притока к стволу скважины определяется на основе решения системы линейных уравнений вида

, j=1…N, (1)

где ;

;

;

– интеграл ошибок; Pz – забойное давление на нижнем перфорационном отверстии; – вязкость жидкости; K – проницаемость коллектора по напластованию; z, x – коэффициенты пьезопроводности соответственно по вертикали и латерали; qi – дебит точечного стока; H – толщина пласта; N – число точечных стоков; n – число отображений i-ого стока относительно кровли и подошвы пласта; – плотность жидкости; g – ускорение свободного падения; z – вертикальная координата перфорационного отверстия; P – давление в стволе скважины; v – скорость потока в стволе скважины в окрестности перфорационного отверстия; plocii+1 – потери давления в стволе скважины между соседними перфорационными отверстиями. В данной системе уравнений неизвестными являются дебиты перфорационных отверстий. В общем случае данная система уравнений не является линейной, так как скорость жидкости в окрестности j-ого перфорационного отверстия зависит от объема флюида, поступившего в ствол скважины через
1…j-1 отверстий. Однако для малодебитных скважин, в которых скорость движения флюида невелика, вкладом динамического давления можно пренебречь.

Система уравнений (1) решалась методом Гаусса с использованием LU-факторизации.

Рассмотрен бесконечный по латерали пласт мощностью
H = 50 м. Проницаемость пласта составляет Kx = Ky = 10-3 мкм2,
Kz = 10-4 мкм2. Вязкость нефти  =1 мПас,  = 10-10 Па-1,  = 800 кг/м3, Pz = 5 МПа.

Пусть ствол скважины проходит по середине пласта (абсолютная отметка пологого участка скважины изменяется на 10 м). Длины проекций ствола скважины на оси 0X и 0Y составляют по 100 м соответственно. Длина ствола равна 142 м.

Рассчитанные профили притока к пологому стволу скважины при различном числе перфорационных отверстий показали, что максимальная интенсивность притока наблюдается на краях ствола скважины, в середине ствола приток к перфорационным отверстиям минимален. Такая зависимость объясняется интерференцией перфорационных отверстий, которая имеет максимум именно в центре ствола скважины. Чем больше перфорационных отверстий, тем больше их интерференция, тем ниже интенсивность притока флюида к отверстиям. Рассмотрим теперь, как изменится профиль притока к пологой скважине, если забой скважины расположен у подошвы пласта. Для этого параллельно сместим ствол скважины вниз на 30 м. Расчеты показывают, что влияние непроницаемой подошвы пласта проявляется в снижении дебита перфорационных отверстий, расположенных вблизи непроницаемой границы. Более того, сама величина дебитов перфорационных отверстий ниже соответствующих значений для скважины, расположенной в середине толщи пласта.

Таким образом, расположение ствола скважины в толще пласта может значительно повлиять на ее технологические показатели.

Рассмотрим зависимости дебита скважины от плотности перфорационных отверстий при различном положении ствола скважины в толще пласта.

На рисунке 6 представлены расчеты дебита скважины при различной плотности перфорационных отверстий для двух положений ствола. Хорошо видно, что зависимость дебита скважины от плотности перфорационных отверстий имеет экстремум при плотности перфорационных отверстий от 2 до 3 штук на метр (здесь имеются в виду не сами отверстия, а элементарные стоки). При дальнейшем увеличении числа стоков происходит снижение дебита скважины, что вызвано резким возрастанием их интерференции. Расположение ствола скважины вблизи подошвы пласта снижает дебит скважины, при этом это уменьшение также зависит от плотности перфорационных отверстий (рисунок 6, б).

Таким образом, результаты исследований позволяют сделать следующие выводы.

  1. Профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта.
  2. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий. Для рассмотренной в работе задачи максимальный дебит нефти скважины наблюдается при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола.
  3. Относительное уменьшение дебита скважины, связанное с расположением ствола возле непроницаемой границы (кровли или подошвы пласта), также зависит от плотности перфорационных отверстий и достигает максимального по абсолютной величине значения при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. Для условий рассмотренной задачи ошибки в проводке ствола пологой скважины в толще пласта могут привести к снижению потенциального дебита скважины на 14…15 %.

а) б)

Рисунок 6 – Зависимости дебита (а) и относительного изменения дебита скважины, связанного
с расположением ствола относительно подошвы пласта (б), от плотности перфорационных отверстий

В работе показано, что для пологой скважины в анизотропном по проницаемости коллекторе зависимость дебита от латеральной проницаемости не является линейной. Для условий сильно анизотропного пласта горизонтальная скважина характеризуется дебитом в два раза ниже, чем пологая скважина при всех равных условиях. В пластах с незначительной анизотропией проницаемости коллектора дебит пологой скважины почти равен дебиту горизонтальной скважины. Сильно анизотропные слоистые пласты необходимо разрабатывать пологими скважинами.

Исследование динамики дебита пологой скважины показало, что для конечного (квазистационарного) дебита зависимость от проницаемости изотропного коллектора практически совпадает с линейной. Для начального дебита эта зависимость не является таковой. Отношение конечного дебита к начальному существенно зависит от проницаемости и имеет минимум в области значений проницаемости от 10 до 100 мД. Таким образом, для условий рассмотренной задачи в интервале значений проницаемости коллектора от 10 до 100 мД начальный дебит жидкости с течением времени снижается в большей степени, чем в других проницаемостных диапазонах.

В анизотропных коллекторах зависимость отношения конечного дебита к начальному от компонент тензора проницаемости имеет достаточно сложный характер (рисунок 7). В области низких значений Kz практически отсутствует зависимость от Kx, при этом начальные и конечные дебиты близки по величине. В области низких значений Kx наиболее резкая зависимость отношения дебитов наблюдается в области малых величин Kz. В остальной области значений Kz зависимость от вертикальной составляющей тензора проницаемости незначительная. При этом в данной области разница между начальным и конечным дебитами жидкости максимальна.

Рисунок 7 – Зависимость отношения конечного (квазистационарного) значения дебита жидкости пологой скважины к начальному значению
от компонент тензора проницаемости Kx и Kz

Показано, что, изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность в профиле притока пологой скважины. При этом влияние на суммарный дебит разных распределений перфорационных отверстий невелико, поэтому дебит скважины, в основном, определяется числом перфорационных отверстий. Однако наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола.

Рассмотренные типы перфорационных отверстий и положения их размещения на стволе горизонтальной скважины показали, что наилучшими характеристиками обладают типы отверстий, позволяющие потоку жидкости из коллектора входить в скважинный поток под острым углом (между векторами скорости притекающей жидкости и направлением движения потока в стволе скважины). При этом наилучшим расположением перфорационных отверстий на стволе горизонтальной скважины является расположение «сверху» или «сбоку».

Проведенные расчеты показывают, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями. Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации «под углом к направлению потока» является предпочтительным.

В четвертой главе рассмотрены основные проблемы выработки запасов нефти объектов разработки Ибряевского месторождения. Анализ состояния разработки и эффективности проводимых на месторождении геолого-технических мероприятий показывает следующее.

1. Высокие темпы роста обводненности связаны с неравномерной выработкой запасов послойно и зонально неоднородных по проницаемости коллекторов, наличием большого числа заколонных перетоков, совместной разработкой объектов с разными условиями залегания, фильтрационно-емкостными свойствами и степенью выработки запасов.

2. Разобщение объектов на основе бурения боковых наклонно направленных стволов (БННС) скважин позволит снизить неконтролируемое обводнение, увеличить объем дренирования подвижных запасов нефти объектов разработки.

3. Гидроразрыв пласта приводит к установлению гидродинамической связи между нефтяными и заводненными пластами, что способствует увеличению обводненности добываемой продукции и снижению охвата воздействием на пласт.

4. Основным направлением доразработки месторождения следует считать создание отдельных сеток скважин для разработки объектов Б2 и В1 на основе бурения БННС, забуренных из действующих и бездействующих скважин в области коллектора с повышенным (или начальным) нефтенасыщением. В связи с этим особую актуальность приобретают поиск оптимального расположения БННС и оптимизация плотности перфорационных отверстий. Результаты были применены при проведении геолого-технических мероприятий на Ибряевском месторождении.

Для интенсификации выработки запасов и увеличения охвата воздействием было предложено бурение БННС из скважины № 1546 на пласт В1.

При проектировании профиля БННС исходили из следующих принципов.

  1. Пологий участок скважины на проектный пласт (В1) должен иметь максимальную длину, при этом проходить в центре (по толщине) нефтенасыщенного пласта с максимальной нефтенасыщенной толщиной. Остальные пропластки вскрываются участками ствола с большей кривизной (наклоном).
  2. По латерали ствол скважины должен располагаться в центре области коллектора с максимальной (желательно равной начальной) нефтенасыщенностью.
  3. Плотность перфорационных отверстий обсаженного ствола скважины рассчитывалась таким образом, чтобы получить достаточно равномерный профиль притока в ствол скважины из каждого вскрытого нефтенасыщенного пропластка.

На рисунке 8 показано расположение ствола в толще пласта В1. Видно, что продуктивный пласт В1 в рассматриваемой области представлен двумя прослоями 1,5 м и 5,0 м нефтенасыщенной толщины. Прослои гидродинамически не связаны друг с другом из-за наличия непроницаемой перемычки. Проницаемость прослоев составляет Kx = Ky = Kz = 8010-3 мкм2. Проницаемость обоих слоев бралась одинаковой. Данное предположение обосновывается следующими соображениями. Коллектор пласта В1 относится к трещиноватым коллекторам, проницаемость которых определяется проницаемостью системы трещин. Поэтому данные по проницаемости определялись по результатам гидродинамических исследований на основном стволе скважины № 1546. Так как из описания керна следует, что ориентация трещин не обладает какой-либо упорядоченностью (распределены хаотично), то будем считать, что пласт изотропен.

Рисунок 8 – Схематическое изображение БННС скважины № 1546 Ибряевского месторождения
(скважина вскрывает два пропластка пласта В1)

Были рассмотрены различные варианты перфорации ствола скважины: 1 вариант – 20 шт./м, 2 вариант – 12 шт./м, 3 вариант –
8 шт./м, 4 вариант – 4 шт./м. Показано, что, хотя перфорация наименьшей плотности обладает наибольшей интенсивностью в профиле притока, суммарный дебит скважины определяется в большей степени числом перфорационных отверстий. Однако здесь зависимость не прямая. Так, уменьшение плотности перфорационных отверстий в
1.7 раза приводит к снижению дебита жидкости на 0.8 %, а уменьшение плотности перфорационных отверстий в 5 раз – на 12 %. Очевидно, что вопрос об оптимальности плотности перфорационных отверстий должен решаться на основе анализа некоторой целевой функции, отражающей как технологическую эффективность мероприятия, так и ее затратную часть. Для анализа была построена целевая безразмерная функция, являющаяся отношением безразмерного технологического эффекта (дебита жидкости по вариантам, отнесенного к максимальному значению) к безразмерной затратной части мероприятия (стоимости проведения ГТМ по вариантам, отнесенной к максимальному значению). На рисунке 9 приведена данная целевая функция, показывающая, что оптимальными характеристиками обладает вариант 3, обеспечивающий достаточно высокий технологический эффект при невысоких затратах на проведение ГТМ.

Рисунок 9 – Значения дебита жидкости и целевой функции по вариантам
с различной плотностью перфорационных отверстий

Представленные выше модельные варианты были проанализированы, и на основе проведенного анализа предложено в скважине № 1546 Ибряевского месторождения (пласт В1) применить следующую схему перфорации продуктивных пропластков: первый пропласток мощностью 1.5 м перфорируется полностью с плотностью перфорационных отверстий 8 шт./м; второй пропласток мощностью 5 м перфорируется неполностью, отступив от кровли и подошвы пропластков по 0.5 м по стволу скважины, с плотностью перфорационных отверстий 8 шт./м. В результате перфорации пропластков пласта В1 в скважине был существенно увеличен дебит нефти, улучшились показатели вытеснения нефти (рисунок 10).



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.