СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА В УСЛОВИЯХ КАВЕРНОВО-ТРЕЩИННОГО КАРБОНАТНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/16 E21B43/30 

Описание патента на изобретение RU2617820C2

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, в частности к определению максимальной длины горизонтального ствола при бурении в каверново-трещинных карбонатных породах с углеводородной системой с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

Известен способ определения оптимальной длины горизонтального ствола с учетом гидропроводности, промысловых данных, нефтегазонасыщенности пласта (Патент РФ 2093669, кл. E21B 43/20, 1995). Данный способ позволяет определить оптимальную длину из учета коллекторских свойств продуктивного пласта, то есть максимального дебита проектируемой нефтегазодобывающей скважины.

Также известен способ определения оптимальной длины ствола добывающей скважины в продуктивном пласте, основывающийся на прямой зависимости от запасов нефти и обратно пропорциональный их продуктивности (Патент РФ 2474678, кл. E21B 43/16, 2011).

Основным недостатком данных способов является невозможность точного расчета максимально возможной технологической длины горизонтального ствола добывающей скважины. То есть оптимальная длина горизонтального ствола (ГС), обоснованная методами выше, может оказаться технологически недостижимой.

Наиболее близким способом оценки горно-геологических условий, определяющих технологически достижимую максимальную длину горизонтального ствола, является способ, основывающийся на построении графиков совмещенных давлений (Леонов Е.Г., Федин Д.С. Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №5, 2013, стр. 15-21 (прототип)). В данном способе учитываются коэффициенты аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, более точно разграничивающие диапазон совместимых по условиям бурения зон. Способ по прототипу имеет один существенный недостаток, а именно: не учитывается коэффициент, характеризующий диапазон колебаний эквивалентной циркуляционной плотности в процессе бурения скважины. Расчет горно-геологических условий и длины горизонтального ствола без данного критерия может привести к неверным технологическим решениям и в итоге к удорожанию стоимости строительства скважины за счет увеличения сроков и стоимости дополнительных материалов, то есть к неоправданным затратам.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы, приводящее к технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти и газа.

Техническим результатом является технологическая и экономическая эффективность разработки залежи нефти и газа.

Задача решается путем определения коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, при этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. Диапазон ЭЦП всегда наклонен, так как характеризует рост забойного давления по мере углубления скважины. Диапазон допустимых репрессий и депрессий при горизонтальном расположении газо- и водонефтяного контакта всегда горизонтален. При этом максимальная длина горизонтального ствола определяется на пересечении диапазонов ЭЦП и допустимых диапазонов депрессии и репрессии.

ПРИМЕР использования предложенного способа определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта на примере одного из месторождений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонасыщения в природном резервуаре рифея.

Авторами были определены фактические горно-геологические условия в продуктивном карбонатном пласте рифея применительно к задаче бурения горизонтального ствола длиной 1000 м, представленные на рис. 1.

По данным, представленным на рис. 1, выделено три диапазона барических условий (1, 2, 3), границы каждого из которых удалены в область репрессии (1), равновесия (2) и депрессии (3) и соответствуют для депрессии значениям Pзаб 21,1 МПа (4); 20,7 МПа (5) и 19,9 МПа (6) соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскрытостью трещин, выделено три градации. 4 - самый проницаемый, аномально-трещиноватый, 5 - промежуточный; 6 - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения в первичном вскрытии горизонтальным стволом. На практике каждому из коридоров (диапазонов) соответствует своя гидравлическая программа бурения, применимая для бурения с поглощением «не выше заданного, допустимого». Таким образом, интенсивность вскрываемой горизонтальным бурением трещиноватости и просвет фильтрующих трещин (каверн) как единичных, так и групп трещин, кластеров трещиноватости, являются естественным природным фактором, ограничивающим диапазон текущих динамических давлений на забое горизонтального ствола для любой технологии первичного вскрытия (открытый или закрытый контур). Зона репрессии (1) в свою очередь характеризуется зоной неприемлемой при бурении интенсивности поглощения более 10-12 м3/час (7) и зоной приемлемой при бурении интенсивности поглощения до 10-12 м3/час (8).

По мнению авторов предлагаемого изобретения, методика школы Леонова Е.Г и др. (прототип) наиболее полно описывает гидродинамические процессы, происходящие при бурении скважин. Способ определения оптимальной длины горизонтального ствола отличается тем, что авторами данного изобретения предложено добавить один дополнительный критерий, который при бурении в каверново-трещинных карбонатных пластах с АНПД играет определяющую роль. Речь идет о допустимом диапазоне колебании ЭЦП на забое в конкретной точке горизонтального ствола.

Выполним количественную оценку диапазона колебания ЭЦП в каждой конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров забойного давления в скважине (рис. 2), где введен один дополнительный критерий (характеризующий на графике диапазон колебаний - толщину линии с учетом амплитуды колебаний ЭЦП). На рис. 2 показана амплитуда колебаний забойного давления при бурении горизонтального ствола (на основе фактических замеров, 1% от гидростатического давления бурового раствора) в карбонатах рифея, которая и будет являться диапазоном колебаний эквивалентной циркуляционной плотности.

Таким образом, выбранная методика (с дополнением) позволяет исключить ошибки при проектировании, возможные при использовании более старых методик, благодаря учету всех значимых критериев (рис. 3). Уточненный график совмещенных давлений, показанный на рис. 3, с учетом колебания ЭЦП (в интервале горизонтального ствола 1000 м в нефтегазонасыщенной части карбонатного рифея), позволяет оценить максимальную длину горизонтального ствола. На рис. 3 показаны ограничения совместимых по условиям бурения зон в горизонтальном стволе, а именно градиент допустимой депрессии на пласт (синий), допустимый индекс поглощения (красный), коэффициент аномальности (серый), плотность бурового раствора со шламом (зеленый). Эквивалентная циркуляционная плотность показана широкой линией желтого цвета. Пересечение линии ЭЦП с линиями допустимого индекса поглощений и допустимой депрессии на пласт характеризует максимальную длину горизонтального ствола.

По полученным на графике данным (см. рис. 3) можно сделать вывод о том, что при плотности бурового раствора 0,84 г/см3 в рассматриваемых горно-геологических условиях бурение горизонтального ствола в 1000 м становится невозможным без поглощений БР даже при соблюдении заданных нами условий. Это обусловлено тем, что в башмаке предыдущей колонны колебания ЭЦП выходят за максимально возможную границу допустимой депрессии на пласт. В это же время на забое горизонтального ствола (1000 м от башмака предыдущей колонны) колебания ЭЦП превышают выбранный нами допустимый индекс поглощения (до 12 м3/час). Построим график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола, на основе рис. 1, соблюдая строго все заданные условия (рис. 4). График на рис. 4 также характеризуется тремя диапазонами барических условий (1, 2, 3), границы каждого из которых удалены в область репрессии (1), равновесия (2) и депрессии (3) и соответствуют для депрессии значениям Рзаб 21,1 МПа; 20,7 МПа и 19,9 МПа соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскрытостью трещин, выделено три градации. 4 - самый проницаемый, аномально-трещиноватый, 5 - промежуточный; 6 - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения в первичном вскрытии горизонтальным стволом. Зона репрессии (1) в свою очередь характеризуется зоной неприемлемой при бурении интенсивности поглощения более 10-12 м3/час (7) и зоной приемлемой при бурении интенсивности поглощения до 10-12 м3/час (8). Диапазон эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) (9) показан пунктирными линиями. Пересечение линий диапазона ЭЦП (9) с линиями допустимого индекса поглощений (зона неприемлемой при бурении интенсивности поглощения) (7) и допустимой депрессии на пласт (для трещин более 10 мм) (4) характеризует максимальную длину горизонтального ствола. Все расчеты ведутся исходя из применения технологии горизонтального бурения на комбинированном регулируемом давлении.

На основании графика при заданных условиях (предельные значения репрессии и депрессии) максимально возможная длина горизонта составляет около 500 м. Так, мы можем вычислить технологически максимально возможную длину горизонтального ствола для каждой из трех градаций проницаемости кластеров трещин. С учетом предполагаемого диапазона проницаемости трещинной системы, вскрываемой горизонтальным стволом, эта величина будет отличаться и также может быть вычислена (оценена), при этом диапазон возможных значений забойного давления при приближении к критической точке (максимально возможному забою) равномерно сужается и превращается в точку.

Для выбранных условий бурения горизонтального ствола колебания эквивалентной циркуляционной плотности варьируются в диапазоне 0,01 г/см3, что составляет ориентировочно 1% от гидростатического давления. Для других природно-технических условий данная величина должна определяться опытным путем проведения фактических замеров в скважине, либо по данным с ранее пробуренных скважин.

Способ определения максимальной технологически возможной длины горизонтального ствола с учетом всех значимых критериев позволяет учитывать сложное геологическое строение продуктивного карбонатного рифейского резервуара и позволяет оценить технико-технологические возможности бурения горизонтальных скважин на этапе проектирования.

Способ основывается на прототипе, с учетом введения дополнительного критерия, предложенного авторами, и позволяет оперативно оценить технологически возможную длину горизонтального ствола для различных градаций трещинных систем.

Похожие патенты RU2617820C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ СЛОЖНОГО КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩИННОГО КАРБОНАТНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СТВОЛОМ БОЛЬШОЙ ПРОТЯЖЕННОСТИ 2015
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сираев Рафаил Улфатович
RU2598268C1
Экспрессный способ закрепления естественных и искусственных трещин в призабойной зоне продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия горизонтальным, наклонным или вертикальным бурением 2020
  • Асадуллин Роберт Рашитович
  • Иванишин Владимир Мирославович
  • Акчурин Ренат Хасанович
  • Низамов Даниил Геннадьевич
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
RU2755600C1
СПОСОБ СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ БОЛЬШОЙ ПРОТЯЖЕННОСТИ 2017
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Иванишин Владимир Мирославович
  • Сираев Рафаил Улфатович
  • Заливин Владимир Григорьевич
  • Акчурин Ренат Хасанович
  • Маликов Данил Александрович
  • Сотников Артем Константинович
RU2640844C1
СПОСОБ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ БУРЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА В ТРЕЩИННОМ ТИПЕ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ 2015
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Иванишин Владимир Мирославович
  • Сираев Рафаил Улфатович
  • Разяпов Радий Киньябулатович
  • Сотников Артем Константинович
  • Чернокалов Константин Александрович
RU2602437C1
Способ бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом 2022
  • Зуйков Вадим Викторович
  • Ганиев Ильшат Гаптелгазизович
  • Назимов Нафис Анасович
RU2787163C1
Способ строительства скважины с протяженным горизонтальным или наклонным участком в неустойчивых породах 2022
  • Мухлиев Ильнур Рашитович
  • Гаризов Рамиль Раисович
  • Емельянов Виталий Владимирович
  • Салихов Айрат Дуфарович
  • Насыров Алик Радикович
RU2779869C1
СПОСОБ РАННЕГО ОБНАРУЖЕНИЯ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ В УСЛОВИЯХ СИЛЬНОТРЕЩИНОВАТОГО КАВЕРНОЗНОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА 2016
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
RU2620690C1
Способ спуска потайной обсадной колонны в горизонтальные стволы большой протяженности в условиях возникновения дифференциального прихвата 2019
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Иванишин Владимир Мирославович
  • Заев Константин Анатольевич
  • Акчурин Ренат Хасанович
  • Маликов Данил Александрович
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Мартынов Николай Николаевич
  • Заливин Владимир Григорьевич
RU2714414C1
Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами 2020
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Лисицин Максим Алексеевич
  • Смирнов Александр Сергеевич
  • Горлов Иван Владимирович
  • Ружич Валерий Васильевич
  • Ташкевич Иван Дмитриевич
RU2735504C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ, ДОБЫВАЕМЫХ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ 2007
  • Дыбленко Валерий Петрович
  • Кузнецов Олег Леонидович
  • Чиркин Игорь Алексеевич
  • Рогоцкий Геннадий Викторович
  • Ащепков Юрий Сергеевич
  • Шарифуллин Ришад Яхиевич
RU2357073C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 617 820 C2

Реферат патента 2017 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА В УСЛОВИЯХ КАВЕРНОВО-ТРЕЩИННОГО КАРБОНАТНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин. Техническим результатом является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы. Способ включает определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу. При этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. 4 ил.

Формула изобретения RU 2 617 820 C2

Способ определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением, включающий определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, отличающийся тем, что проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2017 года RU2617820C2

ЛЕОНОВ Е.Г
и др., Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, N5, 2013, с
Прибор для нагревания перетягиваемых бандажей подвижного состава 1917
  • Колоницкий Е.А.
SU15A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ 2011
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Низаев Рамиль Хабутдинович
  • Музалевская Надежда Васильевна
  • Бакиров Ильдар Ильшатович
RU2474678C1
WO 2011115600 A1, 22.09.2011
WO 2013165437 A2, 07.11.2013
АЛИЕВ З.С
и др., Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки
Газовая промышленность, 2005, N12
АЛИЕВ З.С
и др., Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин, Москва, Техника, 2001 с
Приспособление в пере для письма с целью увеличения на нем запаса чернил и уменьшения скорости их высыхания 1917
  • Латышев И.И.
SU96A1

RU 2 617 820 C2

Авторы

Сверкунов Сергей Александрович

Вахромеев Андрей Гелиевич

Сираев Рафаил Улфатович

Даты

2017-04-27Публикация

2015-09-11Подача