Зона гно в бурении что это

Вертикальный участок в профиле скв. обусловлен конструк­цией наземного БО, а также эксплуатационного и ремонтного оборудования, глубиной спуска ОК большого диаметра, форми­рующих направление и кондуктор, определением интервала зале­гания устойчивых пород, где за 1 рейс можно набрать проект­ное значение зенитного угла.

Глубиной расположения ГНО, регламентирующими документами, радиус искривления в интервале набора зенитного угла также регламентируется.
Например: интенсивность набора зенитного угла на этом интер­вале не должна превышать 1.5град/10м. За рубежом в этом ин­тервале рекомендуется поддерживать интенсивность не более 1град/10м, при этом в зоне расположения электропогружных насосов, зенитный угол £ 20-30град.

Величина зенитного угла оказывает влияние на образование желобных выработок, а скорость их образования зависит от числа СПО, физико-химических св-в г.п., величины давления бурильного инструмента (БИ) на стенку ствола скв. Сила дав­ления БК на стенку скв. зависит от зенитного угла, конструк­ции БК, радиуса искривления ствола скв., геометрии нижних участков профиля. Поэтому для глубоких скв., где значитель­ное кол-во СПО, необх. иметь минимальные значения зенитного угла в верхних интервалах и, следовательно профиль следует выбирать “J”-образный или “тангенциальный”.

2. Проектирование 3-х интервального профиля в наклонной сква­жине.

При проектировании 3-х интервального профиля, обязательным является знание глубины точки зарезки [h₀].

Заданными величинами является глубина по вертикали [H_в] и проектное отклонение ствола скв. от вертикали [A], а также радиус [R] и интенсивность искривления [i] на участке набора зенитного угла [a].

h₂, a₂ – соотв. вертикальные и горизонтальные проекции ствола на интервале стабилизации кривизны, а l₂ – длина ствола на этом участке. h, a и l – на интервале набора кри­визны.

3. Проектирование и расчет профиля ГС

Существует несколько типов ГС, отличающихся др. от др. в основном кол-вом интервалов, параметрами искривления ствола скв. на соотв. интервалах.

Особенностью проектирования профиля ГС является то, что его параметры должны быть рассчитаны во взаимосвязи с пара­метрами конструкции скв. С учетом обеспечения нормальных условий по проходимости и эксплуатации внутрискважинного оборудования, существует ряд ограничений на проектирование профиля ГС.
Например: При проектировании профиля ГС, интенсивность на­бора кривизны [i_a] в интервалах спуска кондуктора d=324-508мм не должна превышать 1град/10м, a_max при этом не более 20-25град. При спуске ОТ=244.5мм, допустимые значения a_max =60град(до72град); i=2-2.5град/10м. А внутрискв. оборудова­ние должно устанавл. в интервалах стабилизации или малоин­тенсивного изменения зенитного угла с интенсивностью i 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Источник

Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании

30 Апреля 2016 А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев, к.х.н., Н.З. Гильмутдинова, С.В. Есипов, А.А. Карачев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

На стадии концептуального проектирования систем разработки и обустройства нефтегазового месторождения, когда инженерные решения максимально влияют на экономические результаты всего проекта, ключевыми задачами являются определение наиболее эффективного варианта кустования, рейтинга ввода скважин в экплуатацию и формирование профиля добычи на месторождении.

Данные задачи должны решаться в комплексе с выбором оптимальной системы разработки, определением технологии добычи, разработкой схемы поверхностного обустройства месторождения, так как технические решения, принимаемые по каждому из перечисленных блоков, влияют на всю систему в целом.

Постановка задачи

В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» реализуется проект по разработке информационной системы интегрированного концептуального проектирования [1] по новым месторождениям компании. Информационная система объединяет функционалы по выбору системы разработки, расчету профиля добычи, определению параметров объектов поверхностного обустройства, оценке капитальных вложений и экономических показателей проекта.

Одной из задач, которую планируется решать с помощью данной системы, является выбор оптимальной системы кустования скважин, определение рекомендуемого типа и числа буровых станков, расчет темпов бурения. С этой целью рассматривались варианты интеграции системы с различными коммерческими программными продуктами, но ни один из них не смог удовлетворить функциональным требованиям в полном объеме. С учетом накопленного опыта выполнения концептуальных проектов кустования скважин [2] и имеющейся в ООО «Газпромнефть-НТЦ» методической базы было принято решение о создании собственного алгоритма в рамках разрабатываемой информационной системы.

На первом этапе выполнения работ задача кустования скважин была решена методом кластеризации с использованием алгоритма k-средних (k-means), точнее его современной версии k-means++, которая направлена на оптимальный выбор начальных значений центров кластеров. Алгоритм предложен в 2007 г. Д. Артуром и С. Вассильвитским. Пример автоматического кустования наклонно направленных скважин по алгоритму k-means++ показан на рис. 1.

Рис. 1. Пример кустования наклонно направленных скважин с использованием алгоритма k-means++ (КП — кустовая площадка)

Однако были выявлены серьезные ограничения применения данного метода. Алгоритм k-means++ может быть использован для решения задачи кустования наклонно направленных скважин, тогда как все больше месторождений разрабатывается скважинами с горизонтальными окончаниями. При бурении таких скважин имеются более существенные технические ограничения, которые не могут быть учтены при использовании алгоритма k-means++.

В связи с этим потребовалась разработка собственной методики реализации алгоритма. Задачу определения оптимальной системы кустования скважин можно разделить на два блока:

— расчет профилей скважин (или их геометрии) исходя из ограничений по бурению;

— выбор числа и координат размещения кустовых площадок на основе допустимых профилей скважин.

Построение профилей скважин

Построение профилей скважин выполняется с целью определения возможных положений устья скважины относительно заданного забоя. При этом необходимо решить так называемую обратную задачу проектирования профиля скважины с началом расчета от ее забоя [3]. Профиль скважины был рассчитан методом минимальной кривизны [4] на основе следующих исходных данных:

— глубина залегания пласта — расстояние по вертикали до точки установки эксплуатационной колонны, которая может совпадать с кровлей целевого интервала (точка Т1), м;

— максимальная протяженность скважины до точки Т1 по стволу скважины, м;

— минимальная глубина вертикального участка от устья скважины до точки начала набора параметров кривизны, м;

— максимально допустимый зенитный угол на участке (интервале) установки глубиннонасосного оборудования (ГНО), градуc;

— расстояние от точки Т1 до интервала установки ГНО по вертикали, м;

— длина участка для установки ГНО, м;

— интенсивность набора параметров кривизны, градус/10 м;

— максимальный зенитный угол на участке стабилизации, градус;

— для наклонно направленных скважин:

• максимальный зенитный угол на кровлю продуктивного пласта, градус;

• зона успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), м;

— для горизонтальных скважин:

• длина горизонтального участка скважины, м;

• угол наклона горизонтального участка, градус.

Расчет выполняется как для наклонно направленных, так и для горизонтальных скважин. Для разработанного алгоритма построения профиля скважин выполнена проверка на соответствие получаемых результатов расчетам в ПО Landmark (Compass), получена полная сходимость.

Изменение параметров кривизны в допустимых пределах позволяет рассчитать область допустимых значений параметров размещения устья относительно забоя для каждой скважины. Данная область затем используется для выбора варианта кустования скважин.

Изменение максимальной протяженности скважины по стволу до точки Т1 дает возможность рассчитать различные варианты областей возможного размещения устья скважин относительно забоя и, следовательно, провести вариантную проработку по определению рекомендуемого типа буровой установки.

Кустование скважин

На основе заданных целей проектной системы размещения забоев скважин и рассчитанных областей возможного размещения устьев скважин относительно их забоя формируется интегральная карта возможного размещения кустовых площадок на поверхности (рис. 2).

Рис. 2. Карта возможного размещения кустовых площадок

При формировании данной карты реализована возможность задания зон запрета на размещение кустовых площадок для учета поверхностных ограничений, таких как существующие или запроектированные объекты обустройства, гидрография, природоохранные зоны и др.

Исходя из пересечения зон возможного размещения устьев скважин определяется число кустовых площадок и распределяются скважины между ними. Реализованная методика позволяет выполнять расчет по следующим алгоритмам:

— расчет минимального числа кустовых площадок при условии минимизации суммарной проходки при бурении с целью сокращения капитальных вложений;

— кустование скважин с учетом их геологического рейтинга и максимизацией темпов добычи на начальном этапе разработки месторождения за счет ввода в эксплуатацию в первую очередь наиболее перспективных скважин.

В обоих вариантах расчета сначала выполняется первое приближение по размещению кустовых площадок с последующей оптимизацией с учетом соответствующего критерия оптимальности.

Для алгоритма с минимизацией суммарной проходки в качестве основного критерия для получения первого приближения принято условие, что каждая скважина должна быть привязана к кустовой площадке. Оптимизация проводится двумя циклами:

— последовательным перебором всех скважин с поиском варианта строительства скважины с меньшей проходкой относительно текущего профиля;

— последовательным перебором всех кустовых площадок с поиском варианта размещения кустовой площадки с меньшей суммарной проходкой по всем относящимся к ней скважинам относительно текущего положения (процедура реализована по алгоритму Нелдера — Мида, хорошо зарекомендовавшему себя для решения задачи оптимизации негладких функций с большим числом переменных).

После выполнения оптимизации размещения кустовых площадок и распределения скважин между ними рассчитывается рейтинг бурения скважин и определяется последовательность строительства кустовых оснований. Пример кустования скважин по алгоритму с минимизацией суммарной проходки представлен на рис. 3.

Рис. 3. Пример кустования скважин по алгоритму минимизации суммарной проходки при бурении

При сравнении результатов расчетов по данному алгоритму и расчетов, выполненных в специализированном ПО Landmark для определения схем кустования DSD WellPlanning, получены сопоставимые координаты размещения кустовых площадок и расчетная проходка.

Кустование скважин с учетом их геологического рейтинга подразумевает, что в первую очередь на кустовую площадку добавляются скважины с большим рейтингом, который рассчитывается исходя из значений проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и начальной нефтенасыщенности по каждой добывающей скважине. Рейтинг для нагнетательных скважин рассчитывается через коэффициент влияния, определяемый как отношение числа нагнетательных скважин к общему числу скважин. Таким образом, при кустовании скважин по данному алгоритму одновременно формируются рейтинг бурения скважин и последовательность строительства кустовых площадок.

Оптимизация кустования по второму варианту рассчитывается, так же как и по первому, с учетом дополнительного ограничения изменения срока ввода скважин в эксплуатацию: при оптимизации строительство скважины с более высоким рейтингом не может быть отнесено на более поздний период, чем строительства скважин с меньшим рейтингом.

К преимуществам данного подхода следует отнести то, что уже на стадии кустования скважин учитываются наиболее перспективные зоны на месторождении, и в кусты на начальном этапе объединяются те скважины, которые позволяют максимизировать темпы добычи, к недостаткам — то, что в результате расчета суммарная проходка и число кустовых площадок могут увеличиться относительно расчета по первому варианту кустования (с минимизацией суммарной проходки).

На результаты расчета по принципу максимизации темпов добычи существенно влияют следующие исходные параметры:

— число буровых установок;

— общее число скважин;

— динамика ввода скважин;

— динамика добычи скважин;

— сценарные условия (ставка дисконтирования, цена нефти).

Пример кустования скважин с использованием алгоритма, учитывающего рейтинг скважин, представлен на рис. 4.

Рис. 4. Пример кустования скважин с учетом их геологического рейтинга

Рекомендуемый вариант кустования выбирается на основе вариантной проработки и сравнения технических и экономических параметров по вариантам. Варианты формируются исходя из двух алгоритмов расчета и на основе следующих параметров:

— тип бурового станка (варианты, учитывающие максимальную протяженность скважин);

— ограничение максимального числа скважин на кустовой площадке.

Выводы

1. Объединение представленной методики кустования скважин с системой выбора оптимального варианта разработки месторождения и системой расчета схем поверхностного обустройства позволит выполнять разработку интегрированных концептуальных моделей месторождений.

2. С помощью данных моделей и при использовании модуля кустования скважин можно решить следующие задачи:

— определение оптимального числа кустовых площадок на месторождении;

— выбор рекомендуемого типа бурового станка и числа буровых станков, расчет оптимального темпа бурения;

— формирование профиля добычи на месторождении.

При этом будет анализироваться влияние числа кустовых площадок на экономику проекта, когда с уменьшением их числа снижаются затраты на обустройство, но кратно повышаются затраты на бурение и, наоборот, при увеличении числа кустовых площадок снижаются затраты на бурение, но повышаются затраты на обустройство (рис. 5).

Рис. 5. Влияние числа кустовых площадок на структуру капитальных вложений по проекту

3. При кустовании скважин будут учитываться неоднородность территории, глубины залегания пластов, изменение стоимости кустовой площадки в зависимости от изменения числа скважин на ней.

4. Объединение разработанной методики с инструментами стоимостного инжиниринга 5, 6 повышает точность выполняемых расчетов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что обеспечивает принятие наиболее эффективных решений с точки зрения экономики проекта.

Список литературы

1. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений/Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — № 12. — 2014. — С.

2. Оптимизация капитальных вложений в строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождений/В.А. Карсаков, С.В. Третьяков, С.С. Девятьяров, А.Г. Пасынков//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — C.

3. Харламов К.Н., Шешукова Г.Н., Кушманов П.В. Особенности профилирования стволов горизонтальных и многоствольных скважин при автоматизированном проектировании схем кустования их устоев//Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 4. — С.

4. Amorin R., Broni-Bediako E. Application of minimum curvature method to wellpath calculations//Res. J. Appl. Sci. Eng. and Technol. — 2010. — № 2(7). — Р.

5. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть»/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С.

6. Повышение точности оценки капитальных затрат на ранних стадиях реализации проектов/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 22–27.

Источник

Применение глубинных исследовательских комплексов длительного мониторинга давления и температуры на скважинах с компоновками гно для изоляции негерметичности эксплуатационных колонн

Применение пакерных установок для изоляции интервалов негерметичности эксплуатационных колонн предполагает необходимость контроля параметров отсеченных пластов. Для этой цели может применяться глубинный исследовательский комплекс длительного мониторинга давления и температуры СОЮЗ-ФОТОН.

Состав глубинного исследовательского комплекса длительного мониторинга давления и температуры

Компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ- ФОТОН

КОМПОНОВКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСА СОЮЗ-ФОТОН

Комплекс СОЮЗ-ФОТОН применяется в трех компоновках.

Первая – типовая компоновка ГНО скважины УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны (см. «Компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). Компоновка содержит глубинный прибор с датчиками давления, температуры и удельного сопротивления жидкости. Он располагается под пакером на кровле нижнего объекта разработки. Кабельный хвостовик спускается во внутреннюю полость НКТ ниже пакера, соединяя глубинный прибор с устройством герметичного перевода кабеля (УГПК-02) и позволяя располагать глубинный прибор на любом расстоянии от пакера. УГПК-02 с глубинным прибором (датчиками давления и температуры) находится выше пакера и служит для герметичного перевода кабеля хвостовика и замера давления и температуры напротив интервала негерметичности. О герметичности пакера в данной компоновке можно судить по динамике давления: при срыве пакера в стабильном режиме работы скважины на диаграмме отображается скачок давления.

Двухпакерная компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН

Вторая компоновка по конструкции во многом повторяет первую, но содержит два пакера (см. «Двухпакерная компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). В данном случае мы предлагаем использовать нижний глубинный прибор с датчиками, а верхнее устройство герметичного перевода кабеля – без датчиков. Это позволяет удешевить весь комплекс.

Компоновка ГНО скважины с УЭЦН для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением компоновки 1ПРОК-ИВЭ-1 и исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН

Третья компоновка предназначена для скважин, эксплуатируемых посредством УЭЦН (см. «Компоновка ГНО скважины с УЭЦН для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением компоновки 1ПРОК-ИВЭ1 и исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). В данном случае УГПК-02-3 с глубинными датчиками давления и температуры устанавливается на приеме и выкиде насоса. По имеющимся напорным характеристикам УЭЦН на основании показаний давления на приеме и выкиде насоса возможно определение деби-

та скважины. В составе компоновки используется пакер 1ПРОК-ИВЭ-1. Эта конструкция обеспечивает герметичное прохождение как геофизического, так и силового кабеля КРБП – были проведены соответствующие испытания на герметичность. УГПК-02-2 с глубинным прибором (датчиками давления и температуры) расположенное снаружи НКТ выше пакера, производит замер давления и температуры для контроля герметичности пакера.

ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПЛЕКСА СОЮЗ-ФОТОН

Технические характеристики комплекса СОЮЗФОТОН (см. «Технические характеристики комплекса СОЮЗ-ФОТОН») определяют следующие его возможности и преимущества:

Источник

Наклонно-направленное бурение

Бурение таких скважин отличается тем, что вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от прямолинейного направления.

Рост объемов ННБ скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований.

Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.

Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения.

Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные.
При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.

Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ.

Искусственное отклонение скважин делится на:

Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:

1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2 я параллельными сбросами;

2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;

4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;

5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов

6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;

7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);

8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;

9) при забуривании 2 го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;

10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;

11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;

12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;

13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;

14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др.

Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном бурении.

Основные способы искусственного отклонения скважин.

-Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс).

В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин.

Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению.

Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля.

— Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента.

В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины.

Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения.

— Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.

Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий.

К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов.

Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов.

Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения.

Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.

Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м.

К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.

Преимущества параллельного 2-ствольного бурения скважин:

— возможность совмещения отдельных операций: подъем бурильного инструмента из одной скважины со спуском его в другую;

— промывка, выравнивание раствора и механическое бурение в одной скважине с геофизическим исследованием в другой.

— с одним комплектом бурильных труб и с одного подвышечного постамента осуществляют одновременную проходку 2 х наклонных или 1 й вертикальной и 2 й наклонной скважин.

При этом вместо обычного ротора применяют спаренные роторы типа РМБ-560, перемещающийся крон-блок типа К.

Источник