Особенности строительства горизонтальных скважин, применяемых при добыче сланцевого газа

Июль 24, 2022

Главная
Разное
Особенности строительства горизонтальных скважин, применяемых при добыче сланцевого газа

Содержание

2. Цель дипломной работы: анализ, расчет и формирование решений для строительства горизонтальных скважин на месторождениях сланцевого газа
3. Для выполнения поставленной цели необходимо решение следующих задач: выбор и обоснование способа бурения для проводки горизонтального
4. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ Оценочные мировые запасы сланцевого газа приведены в таблице:
5. Обзорная карта месторождений сланцевого газа и нефти в США приведена на рисунке
6. Перспективы добычи сланцевого газа в России Распространение сланцевого газа на основных черносланцевых формациях на территории России
7. Для того, чтобы добыча газа из сланцев была эффективной, необходимо соблюдение следующих условий: Содержание глин не
8. Основные особенности строительства скважин на месторождениях сланцевого газа следующие: 3. Наиболее эффективная длина горизонтального участка ствола
9. Рассмотрим типовой профиль горизонтальной скважины на месторождении Вудфорд
10. Для выбора диаметра хвостовика для заканчивания скважины с горизонтальным окончанием ствола используем рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной
11. Характеристика КНБК для проводки горизонтального участка ствола скважины. Предлагаемую КНБК, с учётом опыта проводки скважин по
12. Режим бурения горизонтального участка ствола скважины, с учётом опыта проводки скважин по горным породам с аналогичными
13. Технологию проведения работ с использованием пакерных компоновок рассмотрим на оборудовании для проведения многостадийного ГРП, компоновке ГРП-И,
14. Компоновка нецементируемого хвостовика включает в себя следующее оборудование: Башмак хвостовика; Обратный клапан; Порты ГРП в комплекте
15. Схема спускаемого хвостовика с компоновкой ГРП-И приведена на рисунке
16. Система многостадийного гидроразрыва пласта PosiFracTM Комплекс оборудования включает, следующее оборудование: пакер подвески хвостовика; циркуляционный активирующий клапан;
17. Схема компоновки многостадийного ГРП PosiFracTM
18. Технология многостадийного гидроразрыва пласта Coil-Jet
19. ВЫВОД: Наиболее оптимальной системой для заканчивания скважин на месторождениях сланцевого газа будет использование системы PosiFracTM. Данная
21. Скачать презентацию

Слайд 2

Цель дипломной работы: анализ, расчет и формирование решений для строительства горизонтальных

скважин на месторождениях сланцевого газа

Объект исследования: горизонтальные скважины месторождения сланцевого газа Вудфорд (США)

Слайд 3

Для выполнения поставленной цели необходимо решение следующих задач:
выбор и обоснование способа

бурения для проводки горизонтального участка ствола скважины;
обоснование класса и типа долот для бурения горизонтального участка;
выбор расхода промывочной жидкости при бурении;
расчёт гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины при бурении горизонтального участка;
выбор компоновки низа бурильной колонны для бурения горизонтального участка ствола скважины;
выбор способа заканчивания скважины;

Слайд 4

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
Оценочные мировые запасы сланцевого газа приведены в

таблице:

Слайд 5

Обзорная карта месторождений сланцевого газа и нефти в США приведена на

рисунке

Слайд 6

Перспективы добычи сланцевого газа в России
Распространение сланцевого газа на основных черносланцевых

формациях на территории России

Слайд 7

Для того, чтобы добыча газа из сланцев была эффективной, необходимо соблюдение

следующих условий:
Содержание глин не должно превышать 50%, иначе сланец будет подвержен пластическим деформациям и не сможет образовывать трещины, необходимые для миграции газа;
Количество органического вещества (ОВ) должно превышать 1% для того, чтобы генерировалось достаточное для промышленной разработки количество газа;
Степень зрелости органического вещества в сланцах должна быть выше 1%;
Пористость сланцевых отложений – не менее 3%;

Слайд 8

Основные особенности строительства скважин на месторождениях сланцевого газа следующие:
3. Наиболее эффективная

длина горизонтального участка ствола скважины в продуктивном горизонте составляет 1300-1500 м;
4. Основная схема заканчивания скважины – применение технологии многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта;
5. Применение забойного каротажа в режиме реального времени, когда оператор «видит» оптимальное направление бурения в тонком слое сланца и место для проведения гидроразрыва.

1. Разбуривание месторождения осуществляется кустовым способом

2. Основной профиль проектируемых скважин – горизонтальный

Слайд 9

Рассмотрим типовой профиль горизонтальной скважины на месторождении Вудфорд

Слайд 10

Для выбора диаметра хвостовика для заканчивания скважины с горизонтальным окончанием ствола

используем рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Для данного дебита скважины по газу диаметр эксплуатационной колонны (хвостовика), в соответствии с рекомендациями таблицы, составит 114 мм.

Слайд 11

Характеристика КНБК для проводки горизонтального участка ствола скважины. Предлагаемую КНБК, с

учётом опыта проводки скважин по аналогичным отложениям на месторождениях России, приведём в таблице

Слайд 12

Режим бурения горизонтального участка ствола скважины, с учётом опыта проводки скважин

по горным породам с аналогичными прочностными свойствами, приведём в таблице

Слайд 13

Технологию проведения работ с использованием пакерных компоновок рассмотрим на оборудовании для

проведения многостадийного ГРП, компоновке ГРП-И, выпускаемую ОАО «Тяжпрессмаш».

Существуют две основные технологии проведения многостадийных ГРП:
Общая технология;
Технология с использованием пакерных компоновок

Слайд 14

Компоновка нецементируемого хвостовика включает в себя следующее оборудование:
Башмак хвостовика;
Обратный

клапан;
Порты ГРП в комплекте с шарами;
Якорь гидравлический;
Подвеску хвостовика нецементируемую;
Герметизирующее устройство УГРХ

Слайд 15

Схема спускаемого хвостовика с компоновкой ГРП-И приведена на рисунке

Слайд 16

Система многостадийного гидроразрыва пласта PosiFracTM
Комплекс оборудования включает, следующее оборудование:
пакер

подвески хвостовика;
циркуляционный активирующий клапан;
муфты (порты) ГРП;
разбухающие пакера FREECAP®.

Слайд 17

Схема компоновки многостадийного ГРП PosiFracTM

Слайд 18

Технология многостадийного гидроразрыва пласта Coil-Jet

Слайд 19

ВЫВОД:
Наиболее оптимальной системой для заканчивания скважин на месторождениях сланцевого газа будет

использование системы PosiFracTM. Данная система позволит провести гарантированное количество стадий ГРП в стволе скважины (10-11 операций).