Анализ эффективности применения горизонтальных скважин на Степном месторождении

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА СТЕПНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Жмаев Н.Ю.

Жмаев Николай Юрьевич — магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: данная статья является частью магистерской диссертации на тему «Анализ методов повышения нефтеотдачи на Степном месторождении».

Цель данной статьи - произвести расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием, вертикальных скважин и скважин с ГРП и доказать целесообразность использования рассмотренных технологий. Произведен расчет начальных, входных дебитов горизонтальных, вертикальных с ГРП и вертикальных скважин в условиях Степного месторождения. Проведено сравнение фактических и расчётных показателей, прирост дебита от использования данной технологии.

Ключевые слова: степное нефтяное месторождение, горизонтальный участок, расчет дебита скважины.

УДК 622.323

На данный момент развитие нефтяной отрасли в России характеризуется вводом в разработку месторождений и залежей ранее не целесообразных для разработки: низкопроницаемых, с малой толщиной пласта, с вертикальной трещиноватостью, неоднородных как по горизонтали, так и по вертикали и прочих трудно извлекаемых запасов, на которых эффективная добыча углеводородов на прямую зависит от применяемых технологий. Эксплуатация горизонтальных скважин (ГС) может решить некоторые из текущих проблем разработки. Эксплуатация ГС позволит достигнуть запроектированных коэффициентов извлечения нефти. В настоящее время это особенно актуальная технология в России, которая позволяет: снизить сроки окупаемости скважин, увеличить охват выработки запасов, уменьшить количество запроектированных вертикальных скважин, увеличить КИН и уменьшить затраты на инфраструктуру [1].

Эксплуатация горизонтальных скважин актуальна для Степного месторождения. Для обоснования эффективности необходим расчет для каждого эксплуатационного объекта.

Для решения вопроса об эффективности эксплуатации ГС произведены расчеты начальных дебитов в скважине в пластовых условиях Степного месторождения, по каждой отдельной скважине, на каждый пласт и сравнены полученные расчетные дебиты горизонтальной, вертикальной и скважины с ГРП. Также проведено сравнение с начальными дебитами на уже пробуренных скважинах.

В таблице № 1 указаны исходные данные.

Таблица 1. Исходные данные для расчетов

Наименование параметра Условное обозначение (Единицы измерения) Э3р1 скв №1 Э3рэ верх. скв №3 Э3рэ верх. скв №6 Э3рэ ниж. скв №1 Э3рэ ниж. скв №6 Э2УОГ скв. №7

Нефтенасыщенная толщина И (м) 4,5 6 3 5 6 6,6

Фазовая проницаемость к (м2)-1015 110,08 5,44 5,44 13,2 39,44 2,672

Вязкость нефти р (Па с) 0,00038 0,00046 0,00046 0,00038 0,00038 0,00103

Пластовое давление Р„л (Па) 106 25,62 28,96 22,6 22,154 26,978 29,175

Забойное давление Рзаб (Па) 106 24,15 19,1 9,6 18,274 23,628 16,685

Радиус скважины Гс (м) 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11

Радиус контура питания Як (м) 500 100 100 220 320 90

Добавочное фильтрационное сопротивление с, 2,5 1,5 1 1 5 1

Длина горизонтального участка Ь (м) 100 100 100 100 100 100

Длина трещины ГРП Ьтр (м) 64,4 71 71 64,4 50 100

Пример расчета выполнен по данным скважины №1 на Петинский пласт D3pt. Расчет выполнен по методике Телкова А.П., Грачева С.И. [2,3].

Для расчета входного дебита горизонтальной скважины добавочные фильтрационные сопротивления Л, J2) определим по формулам (4) ,(5), (6).

Р=^=1

где ae*=5 - коэффициент анизотропности; h0 - нефтенасыщенная толщина, м; где rc - радиус скважины, м

sinh * h" * h*) * ———j * sinh [(1 — h*) * ———j — 2 * cosh [(1 — 2 * h*) * ———j

ft* = = о .0628

К

ft'=r = 0 . 5;

ae* * p2 j —_L_

1 n * h*

I-

ae* * p2

h =-—

12 7Г *h*

, . , (m * 7i\

ms * sinh —-—J =4,048

где m=1

" sinh * [(1 * h*) * m* * sinh m * p * ^ j + 2 * cosh [(1 — 2 * h*) * —jj—]

/ ,* Ö . ,(m*n\

rn m *sinh[ - J

=3 5,368

J0=Jj+J2= 39,416 (6) Формула дебита горизонтальной скважины:

^ =-¡^-=4,606 м2 / сут

где K - фазовая проницаемость, (м2)1015; ДР - депрессия на пласт, Па; ß - вязкость нефти, Па с

<3 гс = <?гс * L =460,63 м3 / сут (8) где L - длина горизонтального участка, м Находим дебит вертикальной скважины с ГРП: Формула добавочных фильтрационных сопротивлений:

U i И 2

где I - длина трещины, м

Формула дебита вертикальной скважины с ГРП:

<?тР =-¡—;-=5,0637 м2 /сут

<3тр = <7тр * ¿тр =326,1 м3 /сут (11) Находим дебит вертикальной скважины: Формула дебита вертикальной скважины:

=21,166 м2/ сут

где Rk - радиус контура скважины, м; - радиус скважины, м

<2вер = <7вер * ^ о =95,247 м3 /сут (13) Результаты расчетов по скважинам №1,3,6,7 приведены в таблице № 2.

Таблица 2. Результаты расчетов дебитов скважин по нефти

Наименование параметра Условное обозначение (Единицы измерения) D3pt скв №1 D3ps верх. скв №3 D3ps верх. скв №6 D3ps ниж. скв №1 D3ps ниж. скв №6 D2vor скв. №7

Расчетный начальный дебит вертикальной скважины Qвер (м3/сут) 95,247 45,691 32,049 42,535 87,280 15,063

Фактический начальный дебит вертикальной скважины Qвер (м3/сут) 94,9 44,1 43 43 86,4 19,2

Отношение погрешности в % 0,366 3,609 -25,468 -1,082 1,019 -21,547

Наименование параметра Условное обозначение (Единицы измерения) D3pt скв №1 D3ps верх. скв №3 D3ps верх. скв №6 D3ps ниж. скв №1 D3ps ниж. скв №6 D2vor скв. №7

процентах, расчетного дебита от фактического

Расчетный начальный дебит скважины с ГРП Q^, (м3/сут) 326,102 118,683 78,962 114,488 351,192 36,423

Фактический дебит скважины до ГРП Qnq) (м3/сут) 5 15,6 15,6 15 4 5,1

Фактический дебит скважины после ГРП Q^, (м3/сут) 13 53 53 80 20,3 -

Отношение погрешности в процентах, расчетного дебита от фактического % 2408,480 123,931 48,985 43,110 1630,008 -

Расчетный начальный дебит горизонтальной скважины Q„ (м3/сут) 460,631 126,133 166,301 145,792 376,105 35,049

По данным, полученным в ходе расчетов, можно сделать вывод, что расхождения между начальными расчетными и фактическими дебитами вертикальных скважин не значительные, следовательно, исходные данные верны. На основании данных изменения начальных дебитов и расчетных дебитов можно сделать вывод о том, что в начале добычи получили безводные высокие дебиты, но в процессе эксплуатации продукция обводнилась и дебиты снизились вследствие различия между абсолютной и фазовой проницаемостью, а также возможного загрязнения пласта. Сравнивая начальные фактический дебит и дебит до ГРП видно, что есть внушительное различие, следовательно, причиной отклонения начального дебита от дебита до ГРП может являться большое число факторов, которые сложно предусмотреть во время проведения расчетов (обводненность, падение пластового давления, загрязнение призабойной зоны и пр. причины падающей добычи) по которым проницаемость пласта и, как следствие, дебит стал ниже

Различия между расчетными и фактическими дебитами в скважинах с ГРП можно объяснить тем, что трещиной ГРП были вскрыты непроницаемые пропластки, что нельзя предусмотреть в расчетах, вследствие данной неоднородности расчетные дебиты отличаются от фактических.

На рисунке 1 показано сравнение расчетных дебитов для вертикальной, вертикальной с ГРП и горизонтальной скважины с фактическим дебитом у вертикальных скважин и прирост дебита в процентах, который возможно получить при эксплуатации горизонтальных скважин и скважин с ГРП.

Данные дебитов скважин

600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

D3pt D3ps верх. D3ps верх. D3ps ниж. D3ps ниж. D2vor

скв №1 скв №3 скв №6 скв №1 скв №6 скв. №7

Н Цгс-расчетный ü Цтр-расчетный В Цвер-расчетный И Цвер-фактический

Рис. 1. Сравнение расчетных и фактических дебитов скважин 26

Выводы: в результате анализа расчетных и фактических данных, трещинами ГРП были вскрыты непроницаемые пропластки, что влияет на фактические дебиты скважин с ГРП, а также расчетные дебиты скважин с горизонтальными окончаниями выше, чем у скважин с ГРП, что позволяет сделать вывод, что эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием на Степном месторождении позволит вовлечь в эксплуатацию дополнительные запасы нефти; увеличить дебиты скважин. Технология является перспективной для данных геологических условий и рекомендуется к использованию. Как альтернативу ввода в эксплуатацию новых горизонтальных скважин, стоит рассмотреть эксплуатацию боковых стволов с горизонтальным окончанием на старом фонде скважин, что может быть более экономически выгодным решением и рассмотреть многостадийное ГРП в горизонтальных стволах.

Также в процессе расчетов обнаружена недостаточная изученность причин падения начальных дебитов и дебитов скважин после ГРП. Вследствие чего трудно сравнить эффект от проведения ГРП, так как фактические данные до и после ГРП сильно отличаются от начальных фактических и расчетных дебитов. В связи с этим данную проблему следует изучить более детально.

Список литературы

1. Идиятуллина З.С. Применение скважин с горизонтальным окончанием для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах на месторождениях ПАО «Татнефть». Альметьевск, 2015. 28 с.

2. Телков А.П., Грачев С.И. «Гидромеханика пласта применительно к нефтегазопромысловым задачам разработки месторождений наклонно-направленными и горизонтальными стволами». Часть 2. С. 24-26.

3. Телков А.П., Грачев С.И. «Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений». Часть 2. Стр. 269-271.

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УВС НА СОВХОЗНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Жмаева О.В.

Жмаева Ольга Вадимовна — магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: данная статья является частью магистерской диссертации на тему «Проектирование разработки Совхозного газового месторождения» и знакомит с краткой характеристикой применяемых методов интенсификации добычи углеводородов, а также приводится обоснование применения дальнейших методов.

В данной статье автором рассматриваются применяемые методы интенсификации добычи углеводородов на Совхозном газовом месторождении, а также проводится анализ эффективности применения данных методов. Итогом работы является предложение возможных путей решения имеющихся осложнений.

Ключевые слова: методы интенсификации, перфорация, кислотная обработка, заколонный переток, водоизоляция.

УДК 622.323

Учитывая текущее состояние разработки и изученности Совхозного месторождения, дать достоверную оценку эффективности применения тех или иных методов увеличения производительности скважины и повышения газоотдачи является сложной задачей.

В процессе разработки месторождения для интенсификации добычи газа и повышения его извлечения проводились единичные технологические операции, направленные на изоляцию водопритока из-за негерметичности эксплуатационной колонны и плохого сцепления цементного камня с колонной, а также на повторную перфорацию существующих интервалов и дополнительную, с целью подключения к разработке незадействованных вышезалегающих продуктивных пластов. Другие мероприятия, такие как гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты (многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.), солянокислотная обработка (СКО) и её варианты; гидропескоструйная [1] и сверлящая перфорации и их сочетания с соляной обработкой, не нашли должного применения на Совхозном месторождении.

Принимая во внимание тот факт, что месторождение разрабатывается в режиме истощения, а также наличие осложнений с качеством цементного кольца и герметичностью колонн, повышение