close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

65.Использование многокомпонентных данных в процессе проведения мониторинга давления

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
ОПТИМАЛЬНЫЕ
МЕТОДЫ БУРЕНИЯ,
ЗАКАНЧИВАНИЯ И ВЫЗОВА ПРИТОКА
ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА
ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
S. Ramaswamy, W. B. Ayers, S. A. Holditch, Texas A&M University
Статистические данные отраслевых исследований использованы для разработки блок-схем определения наилучших методов добычи метана из угольных пластов
При выборе метода заканчивания скважины для добычи метана
(coalbed methane – СВМ) необходимо учитывать девять факторов:
требуемые капиталовложения; число угольных пластов, через которые
проходит ствол скважины; ожидаемый темп добычи; запасы метана
в различных интервалах угольных
пластов; проницаемость пород и содержание газа в угольном пласте;
тип предполагаемой операции освоения, если оно требуется; проблемы
устойчивости ствола скважины; потребность в механизированной эксплуатации, если она требуется.
Для определения наилучших
практических методов добычи
СВМ была установлена взаимосвязь между выбранными методами бурения, заканчивания, вызова
притока и геологическими характеристиками угольных пластов.
Была проанализирована соответствующая литература и произведен опрос экспертов из этой отрасли для гарантии рассмотрения
в этом исследовании самых последних применяемых на практике
технических решений и методов.
Отраслевые эксперты из добывающих, сервисных и консультационных компаний выбирались с учетом их опыта и СВМ-бассейнов, в
которых они работали.
АНКЕТА
НАИЛУЧШИХ ПРАКТИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ ОСВОЕНИЯ
СВМ-КОЛЛЕКТОРОВ
Сбор исходной информации от
отраслевых экспертов производил30
ся с помощью специальной анкеты.
Для формулирования вопросов в
этой анкете была использована информация, полученная путем анализа литературы по практическим
методам бурения, заканчивания и
вызова притока СВМ-коллекторов
в различных газоносных бассейнах. Опрос отраслевых экспертов
позволил ранжировать параметры,
влияющие на решение выбора методов бурения, заканчивания и вызова притока.
Были определены граничные
геологические параметры, которые
должны учитываться при выборе
технических решений и методов
для освоения СВМ-коллекторов.
Для определения важности каждого параметра были усреднены
ранги, присвоенные им каждым
экспертом. Затем был составлен
список различных практических
методов бурения, заканчивания и
вызова притока СВМ-коллекторах.
Затем экспертов попросили ранжировать геологические параметры, которые они считали важными в своем выборе.
На основе ответов экспертов
составили перечень важных геологических параметров и определили диапазоны их значений. Анкета
также включала отдельную часть
для определения геологических
факторов, влияющих на выбор рабочих жидкостей, используемых
для гидроразрыва пластов в CBMскважинах. Анкеты отправили
22-м экспертам в этой отрасли и
шесть экспертов заполнили их и
послали обратно.
РЕЗУЛЬТАТЫ
ОТРАСЛЕВЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ
Результаты опроса показали,
что при выборе методов бурения и
заканчивания скважин и рабочих
жидкостей для вызова притока,
большинство экспертов учитывали
все геологические параметры. Самыми важными параметрами являются глубина залегания угольных
пластов, их толщина, проницаемость, содержание газа и давление
в коллекторе. Некоторые факторы
такие, как протяженность угольного пласта и смещение угольных
пластов по вертикали, размещение
пластов от водоносных горизонтов,
были добавлены в список параметров, составленный по ответам экспертов.
Методы бурения, заканчивания и вызова притока, используемые в СВМ-коллекторах в США,
выделены по анализу литературы и этой анкеты и приведены в
табл. 1. Были также установлены
геологические параметры и их
конкретные значения, влияющие
на решения экспертов, касающиеся наилучших практических
методов и технологий добычи
СВМ. С помощью этой информации разработали две блок-схемы,
используемые для принятия решений. Одна блок-схема использовалась для выбора наилучших
методов и технологий бурения,
заканчивания и вызова притока
СВМ-скважин (рис. 1), а другая –
для выбора самых лучших рабочих жидкостей для вызова при-
№2 • февраль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Таблица 1. Свойства СВМ-бассейнов в США и практические методы и технологии добычи
Бассейны
Центральные Северные
Аппалачи Аппалачи
Аркома
Сен-Жуан
Блэк
Уориэр
Чероки
Форест
Сити
Паудер
Ривер
Уинта и
Пайсеанс
Ретоун
Западный Канадский
Седиментационный
Глубина, фут
100–3500 1030–6570 611–2300 500–5000 800–3500 400–1350 720–2096 400–1800 2000–60001000–2500
490–2800
Суммарная толщина
2–12
2–20
3–7
20–80
1–10
2–25
2–22
70–150 40–150
2–35
Н/Д
пластов, фут
Разделение по вертикаН/Д
Н/Д
Н/Д
10–50
20–100
Н/Д
Н/Д
Н/Д
3–30
10–50
Н/Д
ли, фут
Число угольных пластов
9
6
7
2
3
6
13
6
3
3
10–30
Степень углефикации
Mv B–
Hv B–
Mv B–
Sub B–
Hv B–
Hv B–
Hv B–
Sub B–
Hv B–
Hv B–
Sub B–
угля
Lv B
Lv B
Lv B
Lv B
Lv B
Lv B
Mv B
Lv B
Lv B
Lv B
Hv B
25–750
4–810
64–448
Содержание газа, фут3/т 285–573 26–445 73–570 100–600 125–680 28–444 50–435 25–75
Пористость
1–3
1–3,5
Н/Д
1–3
1–2
Н/Д
Н/Д
Н/Д
1–3
1–3
Н/Д
Проницаемость, мД
0,01–40 0,01–40 0,01–500 1–60
0,01–10 0,01–100 0,01–100 Н/Д
0,01–100 0,01–120
1–15
Водонасыщеннность, %
50–100
50–100 50–100
100
80–100 50–100 50–100
100
50–100 50–100
0–5
Пластовое давление, psi 0,35–0,43 0,3–0,45
<0,4 1500–2000 70–420
<0,4
<0,4
Н/Д
<0,45
<0,43
0.18–0,5
или psi/фут
Метод вызова притока
ГВП
ГВП
ГСГ
ГСГП
ГСГП
ГВП
ГВП(Б)
ГВП
ГСГП
ГСГП
ГПС(Б)
ГПП
ГПП
ГПП
ГВП
ГП
ГПП
ГВП
ГПП
ГГС
ГЛСП
Метод бурения/
Вертикальная скважина
заканчивания
ОС
ОС
ОС
ОС
ОС
ОС
ОС
РС
ОС
ОС
ОС
ОСМЗ
ОСМЗ
ОСМЗ
ОСМЗ
ОтС
ОСМЗ1 ОСМЗ1
Метод бурения/
Горизонтальная скважина
заканчивания
ОБСХ
ОБСХ
ОБСХ ОБС(Б)Х
ОБС(Б)Х ОБС(Б)Х ОБС(Б)Х
.
НБС
НБС
НБС
ГРС
ГРС
Обозначения:
ГПС(Б) – Гидроразрыв пластов, газ с/без пропанта
Н/Д – нет данных.
ОС – Обсаженный ствол, один пласт, один этап
LvB – битуминозные угли с низким содержанием летучих веществ.
ОтС – Открытый ствол
МvB – битуминозные угли со средним содержанием летучих веществ.
ОСМЗ – Обсаженный ствол, многопластовое заканчивание, несколько
НvB – битуминозные угли с высоким содержанием летучих веществГВП(Б) – этапов
Гидроразрыв, вода с/без пропантом
ОСМЗ1- Обсаженный ствол, многопластовое заканчивание, один этап
ГПП – Гидроразрыв, пена с пропантом
ОБСХ – Один боковой ствол с хвостовиком
ГСГ – Гидроразрыв, структурированный гель
ОБС(Б)Х – Один боковой ствол с/без хвостовика
ГСГП – Гидроразрыв, структурированный гель с пропантом
НБС – Несколько боковых стволов
ГЛСП – Гели с линейными связями с пропантом
РС - Расширение ствола до кровли пласта
ГП – Гидроразрыв, пена
ГРС - Горизонтально-разветвленный ствол
ГГП – Гидроразрыв, газ с пропантом
тока в СВМ-коллекторах с помощью гидроразрыва при заданных
значениях конкретных геологических параметров (рис. 2). Для
облегчения использования этих
блок-схем принятия решений
на их основе была разработана
программа, входящая в систему
компьютерного программного
обеспечения.
ПАРАМЕТРЫ В БЛОК-СХЕМЕ
ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ ДЛЯ
ВЫБОРА МЕТОДА БУРЕНИЯ
И ЗАКАНЧИВАНИЯ
В блок-схеме принятия решения
по выбору оптимальных практических методов бурения и заканчивания СВМ-скважин использованы
следующие параметры газоносного
коллектора: эффективная суммарная толщина угольного пласта; содержание газа в угольном пласте;
степень углефикации угля, опреде-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ляющая его тип; глубина залегания
угольного пласта; угол падения пласта; число угольных пластов и распределение их по вертикали. Ниже
кратко объясняется важность некоторых из этих геологических параметров. В табл. 2 суммированы
граничные значения этих геологических параметров.
Эффективная суммарная толщина пласта влияет на то, будет
ли пробурена горизонтальная или
вертикальная скважина. Она также влияет на выбор метода заканчивания, например, такого как расширение ствола до кровли пласта,
который использовался в угольном
бассейне Паудер Ривер (эффективная толщина пласта больше 30 фут
(1 фут = 0,3048 м). Для бурения
горизонтальных скважин в соответствии с ответами экспертов отрасли суммарная толщина пласта
должна изменяться от 3 до 20 фут.
№2 • февраль 2009
Содержание газа в угольном
пласте является важным параметром, влияющим на рентабельность скважины. Только на угольным месторождении Форт Юнион
в бассейне Паудер Ривер и месторождении Каньона Подкова в Седиментационном бассейне Западной
Канады были успешно разрабатываемые СВМ-коллекторы с содержанием газа меньше 140 фут3/т. В
обоих случаях была высокая проницаемость угольных пластов, небольшая глубина их залегания и очень
большая эффективная толщина
пластов. Эти факторы позволили
уменьшить затраты на заканчивание и вызов притока, что позволило
сделать эти проекты рентабельными. Значение 140 фут3/т на основании ответов отраслевых экспертов
в анкете было выбрано, как граничное, между высоким и низким
СВМ-содержанием.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
I
Очень малая (<3 фут)
II
Средняя, малая,
большая толщина
(<30 фут)
IV
II
III
Очень
большая
толщина
(>30 фут)
Средняя глубина,
глубокое залегание
Низкая
(бурый
уголь)
Высокое
Высокая (антрацит)
V
VI
Неглубокое залегание,
малая глубина
(<1500 фут)
Низкая, средняя
VII
VIII
Средняя,
высокая (>1 мД)
Малая,
средняя
толщина
(3-20 фут)
VI
Очень высокая (>100 мД)
IX
Большая, средняя,
малая толщина
Низкое
(<140 фут3/т)
Неглубокое,
среднее залегание
Высокая (>10 мД)
VII
Средняя (<10 мД)
Высокое (>1000 psi)
II
X
Малая глубина Неглубокое,
глубокое,
(<1500 фут) очень глубокое
залегание
XI
Средняя
Низкое (<1000 psi)
(1psi = 6,9 кПа)
Высокая
Большая (>1500 фут)
Крутое (>15°)
XII
VI
Очень глубокое залегание (>6000 фут)
IV
Пологое (<15°)
Неглубокое, cреднее,
глубокое залегание
XIII
Средняя,
высокая
XVIII
Низкая
(<1 мД)
XVI
Малые интервалы
(<40 фут)
Мало
XVII
Много
XV
XIV
Большие интервалы
(>40 фут)
XX
XIX
XXI
(>1 мД)
Рис. 1. Блок-схема принятия решения при выборе метода бурения и заканчивания СВМ-скважин:
I – запуск программы; II – эффективная толщина пласта; III – содержание газа; IV – нерентабельно при существующей технологии; V – степень
углефикации; VI – глубина; VII – проницаемость; VIII – сопротивление сжатию; IX – вертикальная скважина с заканчиванием с расширением
ствола до кровли пласта; X – вертикальная скважина с заканчиванием без обсадной колонны открытым стоволом или с заканчиванием с обсадной колонной и с вызовом притока гидроразрывом; XI – эффективная толщина; XII – протяженность угольного пласта; XIII – 1. Горизонтальная
скважина с хвостовиком или 2. Вертикальная скважина с заканчиванием с обсадной колонной и с ызовом притока гидроразрывом; XIV – вертикальная скважина с заканчиванием с обсадной колонной и с вызовом притока гидроразрывом; XV – число угольных пластов; XVI – разделение по вертикали; XVII – один боковой ствол; XVIII – если горизонтальная скважина, проницаемость; XIX – расположение боковых стволов по
горизонтально-развлетвленной схеме или по четыре в плоскости; XX – заканчивание в один этап; XXI – заканчивание в несколько этапов
Значения параметров коллектора, использованные в блок-схеме принятия решения
Число угольных Падение угольного Протяженность уголь- Сопротивление
пластов
пласта, град.
ного пласта, фут
сжатию, рsi
Меньше <2
Крутое
<15
Больше >2
Пологое >15
Малая
1500
Большая 1500
Содержание газа,
фут3/т
Высокое 0–1000 Низкое
Низкое
Степень углефикации
(коэф. отражения витринита)
0–140 Низкая
Бурый уголь, суббитуминозный
>1000 Высокое >140 Средняя Битуминозный уголь с
высоким содержанием
летучих веществ HV, со
средним MV и с низким LV
Высокая Полуантрацит, антрацит
Эффективная толщина Проницаемость,
пласта угля, фут
мД
Очень
малая
Малая
>3
Низкая
3–10
Средняя
Средняя
10–20
Высокая
Большая >20
Очень
большая
Степень углефикации угля значительно влияет на содержание
газа и развитие кливажа в угольных пластах и, следовательно, на
их проницаемость. Больше всего
32
добывается СВМ из битуминозных углей с низким и высоким содержанием летучих веществ. К настоящему времени добыча СВМ из
пластов антрацита нерентабельна.
Глубина залегания,
фут
>1
Очень
высокая
>30
Неглубокое 0–500
залегание
1–10 Малая
500–
глубина
1800
10– Средняя
100
>100 Глубокое
залегание
Очень
глубокое
1800–
4000
4000–
6000
>6000
Добыча СВМ была рентабельной
только из углей суббитуминозного
типа в угольном бассейне Паудер
Ривер и в Седиментационном бассейне Западной Канады.
№2 • февраль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
I
Очень высокая
(>100 мД)
III
II
Низкая, средняя, высокая
(<100 мД)
Очень низкая (<5 %)
V
Низкое (<50 %)
IV
Высокое (>50 %)
VI
<0,2 psi/фут
VII
>0,2 psi/фут
Высокая (>10 мД)
Низкая (<1 мД)
VIII
IX
II
Средняя (1-10 мД)
<20 фут
X
>20 фут
<30 фут
XI
>30 фут
IX
Рис. 2. Блок-схема принятия решения по выбору жидкости гидроразрыва в СВМ скважинах:
I – запуск программы; II – проницаемость; III – вода без пропанта; IV – водонасыщенность
пласта; V – газы СО2 или N2 c пропантом; VI – пена СО2 или N2 c пропантом; VII – градиент
пластового давления; VIII – гидроразрыв, вода с пропантом; IX – гидроразрыв, структурированный гель с пропантом; X – расстояние до прочного барьера; XI – расстояние до водоносного горизонта
Значения параметров газоносного коллектора, использованные в блок-схеме принятия решения
Проницаемость, мД
Низкая
Средняя
Высокая
Очень высокая
Водонасыщенность пласта, %
<1
1-10
10-100
>100
Очень низкая
Низкая
Высокая
Глубина залегания угольного
пласта влияет на выбор решений
по бурению и заканчиванию. К
настоящему времени все СВМгоризонтальные скважины пробурены в угольных пластах, находящихся на глубинах от 500 до 4000
фут. Аналогично метод заканчивания с расширением ствола до
кровли пласта успешно применялся только в пластах, находящихся
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
<5
5-50
50-100
Пластовое давление, psi/фут
Низкое
Нормальное/высокое
<0,2
>100
на глубинах меньше 1800 фут. Из
пластов, находящихся на глубинах больше 6000 фут, добыча СВМ
была неуспешной из-за очень
низкой проницаемости угольных
пластов на таких глубинах. Рентабельная добыча СВМ из угольных пластов на глубинах больше
6000 фут возможна только, если
будут найдены полости с высоким
содержанием газа.
№2 • февраль 2009
Проницаемость это самый важный фактор, влияющий на принятие решения о том, где должно быть
заканчивание СВМ-скважины, и он
важен для выбора типа заканчивания и используемых методов вызова притока.
Распространение (протяженность) угольного пласта и угол
падения это важные параметры,
которые должны учитываться при
принятии решения о бурении горизонтальных скважин.
Число угольных пропластков
и разделение их по вертикали используются для принятия решения
об одноэтапном (одно/многопластовом) и многоэтапном заканчивании СВМ-скважин. Однопластовое заканчивание имеет два
недостатка:
• тонкие угольные пропластки
могут быть проигнорированы,
что может привести к тому,
что значительные площади
бассейна останутся неосвоенными;
• требуется значительно большее число СВМ-скважин с
увеличением капиталовложений и разрушения земель для
добычи того же самого количества газа, которое может быть
добыто из меньшего числа
скважин при многопластовом
заканчивании.
Метод многопластового заканчивания скважин использовался в
угольных бассейнах Блэк Уориэр,
Рейтон и Уинта. Вызов притока в
таких скважинах производился с
помощью одной или нескольких
операций гидроразрыва пластов в
зависимости от расстояния между
пластами.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ БЛОКСХЕМЫ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ
РЕШЕНИЯ О ВЫБОРЕ МЕТОДА
БУРЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ
Чтобы использовать блок-схему
принятия решения по выбору метода бурения и заканчивания,
нужно начать с толщины угольного пласта. Во всех случаях, где
эффективная толщина угольного
пласта меньше 3 фут, добыча СВМ
не будет рентабельна. Поэтому
для таких случаев не приводятся
рекомендуемые методы заканчивания.
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Таблица 2. Граничные значения геологических параметров для применяемых на практике
методов добычи СВМ
Применяемые на практике методы
Расширение ствола до кровли пласта
Главные параметры
газоносных коллекторов
Глубина угольного пласта, фут
Толщина угольного пласта, фут
Проницаемость, мД
Открытый ствол без обсадной колонны
Сопротивление сжатию угля, psi
Проницаемость, мД
Cтепень углефикации угля
Горизонтальная скважина
Толщина угольного пласта, фут
Протяженность угольного пласта, фут
Угол падения пласта
Глубина угольного пласта, фут
Заканчивание с обсаженным стволом
Глубина угольного пласта, фут
и с вызовом притока гидроразрывом
Cтепень углефикации угля
Заканчивание с обсаженным стволом и с вызовом Число угольных пластов
притока гидроразрывом (несколько этапов)
Разделение по вертикали, фут
Рабочие жидкости для гидроразрыва
Проницаемость, мД
Вода без пропанта
Водонасыщенность, %
Газ с/без пропанта
Водонасыщенность, %
Пена c пропантом
Градиент пластового давления, psi/фут
Вода с пропантом
Проницаемость, мД
Перекрестный разрыв пластов с помощью геля с Проницаемость, мД
пропантом
Расстояние до прочного барьера, фут
Расстояние до водоносного
горизонта, фут
Далее нужно проверить содержание газа. Для случаев, где содержание газа меньше 140 фут3/т
и степень углефикации угля
хуже, чем у битуминозных углей
с высоким содержанием летучих веществ, добыча СВМ была
рентабельной только в угольных
бассейнах Паудер Ривер и Каньон
Подкова. Следовательно, во всех
случаях, где геологические параметры не похожи на параметры
этих бассейнов, не может быть
обеспечена рентабельная добыча
СВМ.
Если содержание газа низкое
(<140 фут3/т), то нужно проверить
значение эффективной толщины
угольного пласта и глубину его залегания. Если эффективная толщина угольного пласта больше 30 фут
и глубина залегания пласта меньше 1800 фут, то нужно оценить
проницаемость угольного пласта.
Если проницаемость превышает
значение 100 мД, то удовлетворяются условия угольного бассейна
Паудер Ривер, и можно сделать
вывод, что в этом случае подходит
метод заканчивания с расширением ствола до кровли пласта. Если
проницаемость больше 1 мД, но
меньше 100 мД, то удовлетворяются условия Каньона Подкова и
в качестве варианта может использоваться вертикальная скважина
34
Граничные
значения
<1800
>30
>100
<1000
>10 мД
HvB-LvB
3-20
>1500
<15°
500-4000
<6000
HvB–LvB
>2
>40
>100
<5
<50
<0,2
<10
>1
>20
>30
и заканчивание при обсаженном
стволе. Если эффективная толщина угольного пласта меньше
30 фут или глубина его залегания
больше 1800 фут, где содержание
газа меньше 140 фут3/т, то можно
сделать вывод, что в этом случае не
будет обеспечена рентабельная добыча СВМ.
Заканчивание СВМ скважины
расширением ствола до кровли
пласта использовалось только в
угольном бассейне Паудер Ривер,
где угольные пласты характеризуются высокой проницаемостью,
низким содержанием газа, низкой степенью углефикации, неглубоким залеганием и большой
толщиной (табл. 1). Поскольку
угольные пласты находятся неглубоко, поэтому затраты на бурение
были меньше. Скважины не закрепляются обсадными колоннами.
Поскольку угли имеют высокую
проницаемость, поэтому затраты
на вызов притока также уменьшаются. Средняя толщина угольного
пласта в бассейне больше 30 фут
поэтому имеются объемы газа, обеспечивающие рентабельную его
добычу, даже несмотря на очень
низкое его содержание. Основные геологические параметры,
влияющие на выбор этого метода
заканчивания, это глубина залегания угольного пласта, его толщина
и проницаемость. Низкие затраты
на бурение, заканчивание и вызов притока при использовании
этого метода делают его удачным
и обеспечивающим рентабельную
добычу СВМ, даже несмотря на
низкое содержание газа и низкую
степень углефикации угля в этом
пласте. Когда эти параметры низкие, то метод заканчивания с расширением ствола до кровли пласта
является наиболее удачным, если
угольный пласт располагается неглубоко, достаточно мощный и
имеет высокую проницаемость
(>100 мД).
Полуантрацит и антрацит. В
угольных пластах, где по степени
углефикации угли являются антрацитом и полуантрацитом, содержание газа может быть высоким,
но скорости десорбции газа могут
быть очень низкими. До настоящего времени не было отмечено удачных случаев добычи СВМ из таких
пластов. Следовательно, бурение и
заканчивание СВМ-скважин при
таких условиях является нерентабельным.
Если сопротивление сжатию
угля меньше 1000 psi (6,89 × 103 Па),
то нужно контролировать проницаемость. Если проницаемость
больше 10 мД, то удовлетворяются
условия продуктивной части угольного бассейна Сен Жуан и следует
рассматривать варианты заканчивания без обсадной колонны.
Заканчивание без обсадной
колонны открытым стволом.
Были определены главные геологические факторы, при которых
такой тип заканчивания может
обеспечить рентабельную добычу. Это низкое сопротивление
сжатию угля, высокая проницаемость, высокое содержание газа
и избыточное давление в газоносном коллекторе (табл. 1). Кроме
продуктивной части угольного
бассейна Сен Жуан этот тип заканчивания обеспечил успешную
добычу СВМ в одной части угольного бассейна Бауэн, Австралия.
Во всех случаях, где сопротивление сжатию угля было меньше
1000 psi и проницаемость больше
10 мД. этот тип заканчивания обеспечил успешную добычу.
Если сопротивление сжатию
угля меньше 1000 psi и проницае-
№2 • февраль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
мость находится в диапазоне от 10
до 100 мД, то можно использовать
в качестве варианта метод заканчивания без обсадной колонны
открытым стволом. В случаях, где
этот вариант заканчивание был
успешным, варианты заканчивания с обсаженным стволом и с
вызовом притока с помощью гидроразрыва являются также жизнеспособными для СВМ-скважин.
Решение о выборе варианта заканчивания без обсадной колонны открытым стволом или варианта заканчивания с обсадной колонной
принимает сам оператор с учетом
располагаемого оборудования и
капиталовложений.
Там, где проницаемость меньше 10 мД и сопротивление сжатию
больше 1000 psi, то нужно проверять значение эффективной толщины угольного пласта. Если эта
толщина изменяется от 3 до 20 фут,
то должна проверяться глубина залегания, площадь распространения
угольного пласта и его падение.
Если глубина изменяется от 500
до 4000 фут, протяженность пласта
больше 1500 фут и падение пласта
меньше 15°, то такие условия являются хорошими для бурения горизонтальных скважин.
Горизонтальные СВМ-скважины
успешно бурились в угольных
бассейнах в Аппалачах, Аркома и
некоторых частях угольного бассейна Сен Жуан. Толщины угольных пластов изменялись от 500 до
4000 фут, а содержание газа было
больше 140 фут3/т в обоих бассейнах. На основании приведенных в
анкете ответов отраслевых экспертов протяженность угольного пласта от скважины должна быть, по
меньшей мере, 1500 фут, а падение
угольного пласта должно быть меньше 15°. Таким образом, глубина,
толщина, протяженность угольного
пласта и его падение – это главные
геологические факторы, которые
должны учитываться при принятии
решения по бурению горизонтальных скважин.
По результатам исследований
бурение и заканчивание горизонтальной скважины является вариантом, когда толщина угольного
пласта изменяется от 2 до 20 фут,
протяженность угольного пласта
больше 1500 фут, глубина залега-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ния пластов изменятся от 500 до
4000 фут и падение пластов меньше 15°.
Производительность горизонтальных скважин в 5–10 больше
по сравнению с вертикальными
скважинами. Однако, в угольных
бассейнах Сан Жуан, Аркома и
Аппалачах в тех случаях, в которых успешно использовались горизонтальные скважины, также
с успехом использовались вертикальные скважины с обсаженными стволами и с вызовом притока
гидроразрывом.
Если принимается решение бурить горизонтальную скважину,
то затем должны быть приняты
решения о зарезке одного или нескольких боковых горизонтальных
стволов в зависимости от проницаемости угольного пласта.
Многоствольные скважины с
горизонтально-разветвленными
стволами (pinnate pattern) пробурены в угольных бассейнах Аркома и Аппалачах. В дополнение
к условиям, которые необходимы для бурения горизонтальных
скважин, для бурения скважин с
несколькими боковыми стволами
выбираются угольные пласты с
низкой проницаемостью (<1 мД).
Также при выборе скважин с
горизонтально-разветвленными
стволами помимо рассмотренных геологических параметров
должны учитываться и другие параметры, например, отсутствие
интрузий и других геологических
структур в угольных пластах. Если
условия для бурения горизонтальных скважин удовлетворительны
и проницаемость угольного пласта
меньше 1 мД, то лучшим вариантом является бурение скважин
с зарезкой нескольких боковых
стволов.
Для случаев, где глубина пласта больше 4000 фут или меньше
500 фут, протяженность пласта
меньше 1500 фут и/или падение
больше 15°, нужно проверить, не
будет ли глубина пласта больше
6000 фут, и если это так, то на основании имеющегося сейчас опыта
можно сделать вывод, что добыча
СВМ будет нерентабельна. Для
всех других оставшихся условий
самым лучший метод заканчивания
и вызова притока СВМ-скважин –
№2 • февраль 2009
это заканчивание без обсадной
колонны и использование гидроразрыва.
Заканчивание с обсадной колонной. Этот метод использовался для добычи СВМ метана во всех
других угольных бассейнах, кроме
бассейна Паудер Ривер. Этот метод
использовался для добычи метана
из угольных пластов всех других
типов, кроме пластов с низкой и
высокой степенью углефикации,
пластов с высокой проницаемостью (>100 мД) и пластов с низким
содержанием газа (<140 фут3/т).
Этот метод использовался вместе
с вызовом притока гидроразрывом. Типы операций гидроразрыва были различными в разных
бассейнах. Заканчивание с обсадной колонной могло выполняться в
один этап или в несколько этапов.
Заканчивание в несколько этапов использовалось, когда нужно
было выполнять операцию вызова
притока для нескольких пластов,
в случае, если расстояния между
ними были больше 40 фут, как
было в угольных бассейнах Блэк
Уориэр, Ретоун и Уинта. Следовательно, метод заканчивания с
обсадной колонной и с гидроразрывом может использоваться в
качестве варианта, когда содержание газа в угольном пласте больше
200 фут3/т и его проницаемость
меньше 100 мД.
БЛОК-СХЕМА ВЫБОРА
МЕТОДА ВЫЗОВА ПРИТОКА
Блок-схема принятия решения о выборе рабочей жидкости
для вызова притока СВМ-пластов
включает следующие параметры
газоносного пласта: проницаемость, водонасыщенность, пластовое давление, расстояние до водоносного горизонта и расстояние
до прочного барьера. Параметры
выбора рабочей жидкости для вызова притока пластов приведены
в табл. 2.
Гидроразрыв без пропанта.
Этот метод заканчивания был
использован для вызова притока скважин в угольном бассейне
Паудер Ривер, когда использовалось заканчивание с расширением ствола до кровли пласта. Он
использовался для улучшения
взаимодействия кол коллектора со
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
стволом скважины в газоносных
коллекторах с очень высокой проницаемостью. Проницаемость это
главный фактор, влияющие на принятие решения об использования
этого метода. Метод используется
там, где проницаемость больше
100 мД. Далее при выборе с помощью блок-схемы рабочей жидкости для гидроразрыва нужно проверить водонасыщенность. Если
оно меньше 5 %, то самым лучшим
вариантом является разрыв пласта
путем нагнетания газа. Если насыщение меньше 50 %, но больше
5 %, то самым лучшим вариантом
является разрыв пласта с помощью
пены и пропанта. Использование
пены и пропанта также является
самым лучшим вариантом, когда
градиент давления в пласте меньше 0,2 psi/фут.
Разрыв с помощью газа. Водонасыщенность это самый важный
фактор при принятии решения об
использовании этого метода вызова притока. Он используется в пластах с сухими углями или углями,
которые набухают, когда контактируют с водой или с другими жидкостями. Разрыв угольных пластов
с помощью газа был использован
на месторождении Каньона Подкова в Седиментационном Бассейне Западной Канады.
Гидроразрыв с помощью пены
был использован в угольных бассейнах в Аппалачах, Аркома, Чероки, Форест Сити и Ретоун. Все
эти бассейны характеризуются
низким пластовым давлением и
низкой водонасыщенностью, которые являются двумя главными
факторами при принятии решения
об использовании пены в качестве
рабочей жидкости гидроразрыва.
Там, где воднасыщенность угольных пластов высокая (>50 %) и
градиент пластового давления
больше 0,2 psi/фут, в качестве варианта используется гидроразрыв
с помощью воды или загущенных
жидкостей с пропантом.
Вода. Водный раствор с тонкими взвесями использовался в
качестве рабочей жидкости для
гидроразрыва пластов в угольных
бассейнах в Аппалачах, Аркома,
Чероки, Форест Сити, Блэк Уориэр, Ретоун и Сен Жуан. В зонах,
где для вызова притока в уголь36
ных пластах гидроразрыв производился с помощью воды, было
нормальное или избыточное пластовое давление, высокая водонасыщенность и проницаемость –
меньше 10 мД.
Структурированный гель. Такой гель использовался в качестве
рабочей жидкости при гидроразрыве пластов в угольных бассейнах в Аппалачах, Аркома, Чероки,
Форест Сити, Блэк Уориэр, Ретоун, Сен Жуан, Уинта и Пайсеанс.
В зонах, где гидроразрыв производился с помощью структурированного геля, было нормальное
или избыточное пластовое давление, высокая водонасыщенность
и проницаемость – больше 1 мД.
Для случаев, где проницаемость
пласта была в диапазоне 1–10 мД,
в качестве рабочей жидкости гидроразрыва могла использоваться
вода и структурированный гель.
Некоторые другие факторы, такие как расстояние до ближайшего водоносного горизонта и
расстояние до прочного барьера,
также влияют на выбор воды или
структурированного геля в качестве рабочей жидкости гидроразрыва.
Практические методы гидроразрыва. На основе блок-схемы
принятия решения была разработана Visual Basic программа выбора наилучших практических
методов бурения, заканчивания
и вызова притока СВМ-пластов.
По ответам экспертов анкеты для
вызова притока в вертикальных
скважинах обычно используются
следующие стандартные практические методы:
• перед проведением операции
гидроразрыва в скважину
нагнетается объем рабочей
жидкости в количестве приблизительно 30–40 % от суммарного объема создаваемой
подушки;
• объем создаваемой подушки
из рабочей жидкости равен
около 10–20 % от суммарного объема рабочей жидкости,
используемой в операции
гидроразрыва;
• суммарный объем рабочей
жидкости, нагнетаемой в скважину в операции гидроразрыва, равен около 50 брл/фут
эффективной толщины угольного пласта;
• скорость нагнетания рабочей
жидкости в операциях гидроразрыва изменяется от 1 до
2 брл/мин/фут в зависимости от эффективной толщины
угольного пласта;
• тип нагнетаемого пропанта
обычно определяется на основе заданного значения удельной проводимости, которое
должно быть после гидроразрыва;
• размеры частиц обычно используемого пропанта соответствуют размеру сита 20/40,
если значение проницаемости больше 30 мД, то размер
используемого сита равен
12/20.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Методы бурения, заканчивания
и вызов притока, используемые в
СВМ-пластах, различны как в разных угольных бассейнах, так и в
пределах одного бассейна, из-за
изменений геологических параметров. Геологические параметры,
влияющие на выбор и успешность
практических методов бурения,
заканчивания и вызова притока
СВМ-пластов, включают: глубину
залегания угольных пластов, их
толщину, их протяженность, углы
падение пластов, проницаемость,
степень углефикации, содержание газа, пластовое давление, водонасыщенность и сопротивление
сжатию, а также распределение
угольных пластов по вертикали и
расстояние до образующихся при
гидроразрыве барьеров до водоносных горизонтов. Скважины
с расширяющимся к куполу пласта необсаженным стволом использовались главным образом в
угольном бассейне Паудер Ривер.
Параметры газоносного коллектора и соответствующий диапазон их
значений, которые влияют на выбор и успешность этого метода, таковы: глубина залегания угольных
пластов меньше 1800 фут, проницаемость больше 100 мД и толщина
больше 30 фут.
Метод заканчивания СВМ- скважин без обсаживания ствола, открытым забоем успешно применялся главным образом в продук-
№2 • февраль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
тивной части угольного бассейна
Сен Жуан. Параметры газоносного коллектора и соответствующий
диапазон их значений, которые
влияют на выбор и успешность
этого метода, таковы: сопротивление сжатию меньше 1000 psi;
проницаемость больше 10 мД и по
степени углефикации это битуминозные угли с высоким и средним
содержанием летучих веществ.
Горизонтальные СВМ-скважины успешно бурились в угольных бассейнах Аркома, Аппалачах
и Сен Жуан. Параметры газоносного коллектора и соответствующий диапазон их значений, которые влияют на выбор и успешность
этого метода, таковы: толщина от 3
до 20 фут, протяженность больше
1500 фут, углы падения – меньше
15° и глубина залегания – от 500
до 400 фут.
СВМ-скважины с несколькими боковыми стволами успешно
использовались в угольных бассейнах Аркома и Аппалачах. Параметры газоносного коллектора
и соответствующий диапазон их
значений, которые влияют на выбор и успешность этого метода,
подобны аналогичным параметрам для горизонтальных скважин.
Ключевым фактором является то,
что скважины с несколькими боковыми стволами успешно применялись там, где проницаемость была
меньше 1 мД. СВМ-скважины с
горизонтально-разветвленными
стволами, имели самые высокую
эффективность добычи СВМ из
всех СВМ-скважин с любым типом
заканчивания и обеспечивали более чем 85 % извлечения метана.
Наиболее часто используется заканчивание с обсаженным
стволом и вызовом притока с помощью гидроразрыва. Он может
применяться во всех угольных
пластах с проницаемостью меньше 100 мД.
Для угольных пластов с проницаемостью больше 100 мД должен использоваться гидроразрыв путем нагнетания воды без
пропанта. Для сухих углей самым
лучшим методом возбуждения является разрыв пласта путем нагнетания газа. Для угольных пластов
с низкой водонасыщенностью
и низким пластовым давлением
самым лучшим является метод
гидроразрыва с помощью пены.
Для угольных пластов, имеющих
проницаемость 10-100 мД, должен
использоваться гидроразрыв с помощью структурированного геля
с пропантом. Для пластов с проницаемостью меньше 1 мД должен
использоваться гидроразрыв с
помощью воды и пропанта. Для
СВМ-скважин, стволы которых
проходят через несколько угольных пластов, самым лучшим методом вызова притока является
гидроразрыв в несколько этапов,
если расстояния по вертикали
между пластами больше 40 фут.
Перевел В. Клепинин
Sunil Ramaswamy (С. Рамасвами) работает инженером по эксплуатации в консультационном
сервисном подразделении компании Schlumberger Asia Services Limited. Раньше он работал
инженером по внедрению в компании Lasen
and Toubro Limited, Индия, и занимался разработкой открытых угольных карьеров. В настоящее время он занимается освоением нестандартных коллекторов и СВМ коллекторов
в Индии, а также повышением нефтеотдачи
пластов. Он получил степень магистра в Техасском A&M университете по технологии добычи
нефти и степень бакалавра по горной технике
в Национальном технологическом институте
в Карнатака, шт. Сураткал.
Walter B. Ayers (У. Б. Эйрс), профессор факультета технологии добычи нефти в Техасском
A&M Университете. Он ведет курс по оценке
углеводородных пластов, по описанию характеристик коллекторов, по нестандартным нефтяным и газовым коллекторам и по геологии
нефти. Исследования, которыми он занимается, включают: исследования пластов сланцев,
угля и плотных песков, по связыванию CO2 и
увеличению добычи СВМ-метана и оптимизации добычи из стандартных углеводородных
коллекторов. М-р Эйрс получил степень доктора по геологии в Техасском Университете в
Остине, степени магистра и бакалавра по геологии в Университете Западной Виргинии.
Stephen A. Holditch (С. Э. Холдитч), декан факультета технологии добычи нефти в Техасском A&M университете. Раньше он работал в
компании Schlumberger и c 1977 по 2000 гг. был
президентом компании Holditch & Associates.
Его компания занималась технологиями добычи нефти, а также анализом газовых коллекторов с низкой проницаемостью и разработкой
технологий гидроразрыва пластов. Д-р Холдитч
также работал инженером по добыче в компании Shell Oil,занимался ремонтом и заканчиванием скважин. С 1976 г. он читает лекции в
Техасском A&M университете.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания International Logging Inc. (ILI), всемирно
известный провайдер систем каротажа и исследований в
процессе бурения работала по соглашениям с более 1200 заказчиками из 55 стран мира. Компания имеет 30 офисов в
различных регионах. Специалисты компании разрабатывают технологии в области каротажных исследований, оптимизации процессов бурения и выполнения геологических
исследований.
Компания Mountwest Services (Шотландия), производитель
бурового оборудования, открыла филиал в Дубаи (ОАЭ).
Компания Tenaris S.A. объявила об увеличении производства трубных изделий до 450 тыс. т. Реализация этой
программы потребовала инвестиций в размере 1,6 млрд
долл. Завершение модернизации производства намечено
к 2011 г.
Halo LLC открыла новое предприятие по производству и
тестированию буровых установок. Производство будет расположено в Форчоне на территории более 25 акров.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2009
Компания Petrobras has подписала соглашение на строительство плавучей системы добычи, хранения и отгрузки
(Floating Production, Storage and Offloading - FPSO) для использования ее на месторождении Тупи. Разработкой системы заякоривания займется компания Sofec.
Aggreko, специализирующаяся на разработке систем
контроля, оценки и исследования параметров бурения планирует осуществлять проект в Альберте (Канада).
Petrofac планирует проводить оценку активов Caltec Ltd.
По предварительным данным стоимость активов составляет 15 млн долл. Компания специализируется на разработке
технологий повышения добычи на истощенных месторождениях.
Paradigm объявила о заключении контракта с вьетнамским нефтяным институтом Vietnam Petroleum Institute
относительно разработки программы проведения геологических исследований и проведении технических консультаций.
37
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа