СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 1997 года по МПК E21B29/06 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ликвидаций аварий на скважинах врезкой второго ствола.

Известен способ ликвидации аварий на скважинах врезкой второго ствола [1] с предварительным расчетом параметров врезки, а именно: проектного профиля ствола, отклоняющих компоновок бурильного инструмента, режимных параметров забуривания, но без предварительной оценки экономической эффективности ремонта с учетом состояния участка.

Наиболее близок предлагаемому способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах [2] при котором практическую целесообразность врезки второго ствола, направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного определяют путем оценки экономической эффективности ремонта с учетом данных разведки участка.

Решаемая предлагаемым изобретением задача обеспечение эффективности работы скважины со вторым стволом за счет прогнозирования дебита скважины по нефти и правильного выбора параметров врезки.

Поставленная задача решается тем, что предварительно решение о целесообразности принимают по величине остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на аварийную скважину, после чего определяют направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с учетом того, что в предполагаемой точке вскрытия вторым стволом пласт должен обладать максимальной нефтенасыщенностью, минимальной обводненностью и пониженным охватом фильтрацией, с привлечением карт состояния разработки, долей остаточных извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков, прогнозируют начальный дебит по нефти скважины со вторым стволом и окончательное решение о целесообразности бурения второго ствола принимают, исходя из рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом, причем для определения последнего дополнительно проводят промысловые и лабораторные фильтрационные исследования с построением кривых относительно фазовых проницаемостей и зависимостей обводненности F продукции и относительной продуктивности θ от водонасыщенности призабойной зоны

а также изменения относительной продуктивности скважины вида:

где K_прод(S_t), K_прод(S_св) коэффициенты относительной продуктивности скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны S_t и S_св соответственно, м³/МПа•М•сут;
S_t текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед;
S_св насыщенность пористой среды связанной водой, д.ед;
μ_o относительная динамическая вязкость;

μ_н, μ_в динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, Мпа•с;
относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды S_t, д.ед;
F(S_t) функция Леверетта;
и последовательно определяют: водонасыщенность в районе аварийной скважины по функции Леверетта, степень падения продуктивности аварийной скважины и ее удельную потенциальную продуктивность Kудпот

прогнозируют обводненность продукции скважины со вторым стволом f_в по функции Леверетта и степень падения продуктивности в новой точке вскрытия θ₁ относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны, а прогнозируемый начальный дебит скважины со вторым стволом по нефти определяют по формуле;
Q_н= Kудпот•θ₁•H•(1-f_в)•ΔP (2),
где H эффективная нефтенасыщенная мощность, предлагаемая для вскрытия в новой точке, м;
ΔP предлагаемый перепад давления между пластовым и забойным в новой скважине, МПа;
θ₁ -степень падения продуктивности в новой точке вскрытия относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны;
Kудпот удельная потенциальная продуктивность м³/МПа•М•сут;
f_в обводненность продукции скважины со вторым стволом,
Прогнозирование дебита скважины оказалось возможным вследствие установленной авторами зависимости (1).

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1) Предварительное определение целесообразности врезки второго ствола по величине остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗН), приходящихся на каждую скважину.

2) Определение направления врезки и смещения второго ствола относительно аварийного с привлечением карт состояния разработки, долей ОИЗН, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков.

3) Прогнозирование продуктивности скважин, отобранных по пп.1 2, в случае врезки второго ствола, с учетом зависимости прогнозной продуктивности от водонасыщенности.

4) Выбор скважин для ремонта по максимальному из прогнозных дебитов нефти.

5) Врезка второго ствола по определенным параметрам направления и смещения, при условии рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом.

Пример конкретного осуществления способа ограничения по выбору скважин.

Рассматривается возможность проведения работ по врезке второго ствола на аварийных скважинах Южно-Сургутского месторождения.

Оценивается потенциальная возможность существования технических и технологических осложнений при проведении данного вида работ.

Для работ по зарезке второго ствола из ряда существующих скважин для первоочередных работ были выбраны три N 5019, N 5354 и N 5357, в зоне дренирования которых пласт имеет значительные возможности для довыработки и благоприятные геологические условия залегания.

Определение точки аварии дало для скважины N 5019 2530 м по стволу скважины, что соответствует абсолютной отметке в 2380 м; для скважины N 5354 те же величины составляют: 2080 и по стволу и 1990 м абсолютной глубины; для скважины N 5357 2109 м и 1943 м соответственно.

Обоснование выбора направления и определение новой точки вскрытия пласта БС₁₀.

По сведениям о кривизне данных скважин строятся планы скважин по азимуту и зенитному углу.

На основании построенных блок-диаграмм, отражающих геологическое строение пласта в районе аварийной скважины, карт долей остаточных извлекаемых запасов и остаточной нефтенасыщенности выбирается направление врезки как направление от старого забоя аварийной скважины в сторону области, характеризующейся максимальным ростом нефтенасыщенности пласта, наибольшими величинами остаточных извлекаемых запасов и пониженным охватом пласта фильтрацией с учетом местного геологического строения пласта.

Оптимальное направление зарезки второго ствола с определением точного угла зарезки по азимуту и координат новой точки вскрытия пласта выбирается по карте текущей нефтенасыщенности из условий меньшей обводненности пласта в данной точке и минимума требуемых буровых работ с учетом возможности вовлечения в разработку "застойных" зон между прилегающими к аварийной добывающими скважинами.

Для скв. N 5019 направленное бурение второго ствола по азимуту от точки врезки (точка аварии минус не менее 40-50 м вверх по стволу) определено в 87^o, для скв. N 5354 320^o, для скв. N 5357 34^o.

Новую точку вскрытия пласта выбирают из ряда возможных в данном направлении как точку с минимальной водонасыщенностью (а следовательно, согласно установленной авторами зависимости, с максимальной продуктивностью по нефти) с учетом естественных ограничений: минимума требуемых буровых работ, сохранения сетки скважин и возможностей имеющегося у исполнителя бурового оборудования.

Таким образом, горизонтальное расстояние от точки аварии до новой точки вскрытия пласта составит соответственно 115 м для скважины N 5019, 90 м для скважины N 5354 и 95 м для скважины N 5357, что разносит новый и старый забой друг от друга на расстояние порядка 135 м для скважины N 5019, 100 м для скважины N 5354 и 115 м для скважины N 5357.

Абсолютная и относительная отметка точки врезки в обсадную колонну определяется, исходя из технических возможностей имеющегося у исполнителя бурового оборудования.

Промысловые и лабораторные фильтрационные исследования позволили получить кривые относительных фазовых проницаемостей, а также зависимостей обводненности f_в продукции и относительной продуктивности от водонасыщенности призабойной зоны фиг.1 и 2 соответственно.

1. Используя карты долей остаточных извлекаемых запасов и по фактически отобранному объему нефти Q_отб определяем объем остаточных запасов, приходящихся на скважину:

где n доля остаточных извлекаемых запасов нефти, доли ед.

Скв.5019
n=0,5
Q_ост=58,2/(1-0,5)•0,5=58,2 тыс.т
Скв.5354
n=0,4
Q_ост=57,5/(1-0.4)•0,4=38,3 тыс.т
Скв.5357
n=0,5
Q_ост=51,2/(1-0,5)0,5=51,2 тыс.т
По всем трем скважинам величины остаточных запасов являются достаточными для проведения операции, т.к. минимально рентабельная величина остаточных запасов, приходящихся на аварийную скважину, для данного ремонта месторождения и данной операции, управлением капитального ремонта скважин установлена в 20 тыс.т.

2. Рассчитаем удельную на 1 м продуктивность

По фиг. 1 определяем среднюю водонасыщенность призабойной зоны: по скв. 5019 для обводненности 60% S_t=0,57; по скв.5354 для обводненности 67% S_t= 0,58; по скв.5357 для обводненности 49% S_t=0,55.

Из фиг. 2 для данной S_t=0,57 для скв.5019, S_t=0,58 для скв. 5354 и S_t= 0,55 для скв.5357 определяем степень снижения продуктивности ПЗП.

Для скв.5019 θ_%=0,05, скв.5354 θ_%= 0,06, скв.5357 θ_%= 0,05
3. Удельную потенциальную продуктивность в аварийной точке рассчитываем по формуле

Скв.5019
K_прод(S_св)=0,63/0,05=12,6 т/сут МПа•м
Скв.5354
K_прод(S_св)=0,63/0,06=10,5 т/сут МПа•м
Скв.5357
K_прод(S_св)=0,32/0,05=6,4 т/сут МПа•м
Расчетная потенциальная продуктивность является максимальной для этих скважин.

4. Для вскрытия вторым стволом предлагается эффективная нефтенасыщенная мощность
H=14,0 м по скв.5019,
H=9,6 м по скв.5354,
H=18,0 м по скв.5357
5. Определяем по карте текущей нефтенасыщенности в предполагаемой точке вскрытия нефтенасыщенность
Скв.5019 S_н=0,44
Скв.5354 S_н=0,5
Скв.5357 S_н=0,55
6. На фиг.1 для значений f_в, соответствующих текущей нефтенасыщенности, определяем прогнозную обводненность для скв.5019 S_н=0,44 при f_в=55% для скв. 5354 S_н=0,5 при f_в=25% для скв.5357 S_н=0,55 при f_в=10%
7. Определяем прогнозный начальный средний дебит скважины по нефти
Q_н= K_прод(S_t)•H•(1-f_В)•ΔP;
где удельный K_прод(S_t) = Kelпот

•θ₁.

В пределах аварийной зоны удельная потенциальная продуктивность Kудшот

в предполагаемой точке вскрытия считается равной K_прод(S_в), т.к. ее действительное значение может быть определено только после бурения и запуска в работу новой скважины.

Скв.5019.

Из фиг.2: θ₁=0,05 при S_t=0,56; ΔP = 5,0 МПа
K_прод(S_t)=12,6•0,05=0,63 т/сут•МПа•м
Q_н=0,63•14,0•0,45•5,0=19,8 т/сут
Скв.5354
K_прод(S_t)=10,5•0,05=0,53 т/сут•МПа•м
Из фиг.2: при S_t=0,5 θ₁= 0,05
Q_н=0,53•9,6•0,75•5,0=19,1 т/сут
Скв.5357
K_прод(S_t)=6,4•0,045=0,3 т/сут•МПа•м
Из рис.2: при S_t=0,45 θ₁= 0,045
Q_н=0,3•18,0•0,90•5,0=24,0 т/сут
Уточняем рассчитанный прогнозный начальный средний дебит скважины с учетом уменьшения поверхности стока за счет уменьшения диаметра долота
При использовании долота марки "6":
Скв.5019
Q_н=19,8 0,938=18,6 т/сут
Скв.5354
Q_н=19,1 0,938=17,9 т/сут
Скв.5357
Q_н=24,0 0,938=22,5 т/сут
При использовании долота марки "5":
Скв.5019
Q_н=19,8 0,922=18,3 т/сут
Скв.5354
Q_н=19,1 0,922=17,6 т/сут
Скв.5357
Q_н=24,0 0,922=22,1 т/сут
Прогнозируемые величины дебитов по нефти всех трех скважин показывают целесообразность врезки вторых стволов по предложенным параметрам. К настоящему времени осуществлен ремонт врезкой второго ствола скважины N 5019. Второй ствол проводился долотом марки "5" (диам.118 мм). Скважина работает со средним текущим дебитом по нефти 22,1 т/сут, обводненность продукции 58%
Таким образом, предлагаемый способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах врезкой второго ствола обеспечивает эффективность работы отремонтированных скважин за счет прогнозирования дебитов по нефти и правильного выбора параметров врезки.

Способ промышленно применим, не требует специальных исследований и оборудования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам ликвидации аварий на нефтяных скважинах врезкой второго ствола. Сущность изобретения: для обеспечения эффективности работы скважины со вторым стволом путем прогнозирования дебита скважины по нефти и правильного выбора параметров врезки предварительно решение о целесообразности врезки второго ствола принимают по величине остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на аварийную скважину. После чего определяют направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с учетом того, что в предполагаемой точке вскрытия вторым стволом пласт должен обладать максимальной нефтенасыщенностью, минимальной обводненностью и пониженным охватом фильтрацией. Привлекают карты состояния разработки, долей остаточных извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков. Прогнозируют начальный дебит по нефти скважины со вторым стволом и окончательное решение о целесообразности бурения второго ствола принимают, исходя из рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом. Причем для определения прогнозного дебита дополнительно проводят промысловые и лабораторные фильтрационные исследования с построением кривых относительно фазовых проницаемостей и зависимостей обводненности F продукции и относительно продуктивности θ от водонасыщенности призабойной зоны, а также изменения относительной продуктивности скважины, и последовательно определяют водонасыщенность в районе аварийной скважины - по функции Леверетта, степень падения продуктивности аварийной скважины и ее удельную потенциальную продуктивность Kудпот

, прогнозируют обводненность продукции скважины со вторым стволом f_B - по функции Леверетта и степень падения продуктивности в новой точке вскрытия θ₁ относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны, а прогнозируемый начальный дебит скважины со вторым стволом определяют по формуле. 1 табл., 2 ил.

Способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах, при котором определяют целесообразность врезки второго ствола, направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с последующим бурением второго ствола, отличающийся тем, что предварительно решение о целесообразности принимают по величине остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на аварийную скважину, после чего определяют направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с учетом того, что в предполагаемой точке вскрытия вторым стволом пласт должен обладать максимальной нефтенасыщенностью, минимальной обводненностью и пониженным охватом фильтрацией, с привлечением карт состояния разработки, долей остаточных извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков, прогнозируют начальный дебит по нефти скважины со вторым стволом и окончательное решение о целесообразности бурения второго ствола принимают, исходя из рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом, причем для определения последнего дополнительно проводят промысловые и лабораторные фильтрационные исследования с построением кривых относительных фазовых проницаемостей и зависимостей обводненности F продукции и относительной продуктивности θ от водонасыщенности призабойной зоны
,
а также изменения относительной продуктивности скважины вида

где K_{п р о д}(S_t), K_{п р о д}(S_cв) коэффициенты относительной продуктивности скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны S_t и S_c в соответственно, м³/МПа • м • сут;
S_t текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед.

S_c в насыщенность пористой среды связанной водой, д.ед.

μ_o- относительная динамическая вязкость;
μ_н, μ_в- динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, МПа • с;
относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды S_t, д.ед.

F(S_t) функции Леверетта,
и последовательно определяют водонасыщенность в районе аварийной скважины по функции Леверетта, степень падения продуктивности аварийной скважины и ее удельную потенциальную продуктивность Kудпот

, прогнозируют обводненность продукции скважины с вторым стволом f_в по функции Леверетта и степень падения продуктивности в новой точке вскрытия θ₁ относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны, а прогнозируемый начальный дебит скважины с вторым стволом по нефти определяют по формуле
Q_н= Kудпот•θ₁•H•(1-f_в)•ΔP,
где Н эффективная нефтенасыщенная мощность, предлагаемая для вскрытия в новой точке, м;
ΔP- предлагаемый перепад давления между пластовым и забойным в новой скважине, МПа;
θ₁- степень падения продуктивности в новой точке вскрытия относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны;
Kудпот- удельная потенциальная продуктивность, м³/МПа • м • сут;
f_в обводненность продукции скважины с вторым стволом,