Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65
Telegram: sibac
Прием заявок круглосуточно
График работы офиса: с 9.00 до 18.00 Нск (5.00 - 14.00 Мск)

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 31(201)

Рубрика журнала: Науки о Земле

Секция: Геология

Скачать книгу(-и): скачать журнал часть 1, скачать журнал часть 2, скачать журнал часть 3, скачать журнал часть 4

Библиографическое описание:
Султанов А.М. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН С БОКОВЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА // Студенческий: электрон. научн. журн. 2022. № 31(201). URL: https://sibac.info/journal/student/201/265109 (дата обращения: 07.02.2023).

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН С БОКОВЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

Султанов Айдар Маратович

студент, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Удмуртский государственный университет,

РФ, г. Ижевск

АННОТАЦИЯ

В работе проводится оценка эффективности строительства скважин с боковыми горизонтальными стволами, основанной на анализе эффективности уже пробуренных БГС.

 

Ключевые слова: боковой ствол; эксплуатационный объект; технологические показатели разработки.

 

Краткий анализ и обобщение отечественного опыта применения скважин с горизонтальным окончанием

В настоящее время наибольшая доля углеводородного сырья в России приходится на трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), которые составляют около 66% [1]. К трудноизвлекаемым запасам относят высоковязкие нефти (с вязкостью более 30 мПа∙с), подгазовые запасы, запасы в низкопроницаемых и маломощных коллекторах и запасы водоплавающих залежей.

Для вовлечения в разработку данных категорий запасов, а также для увеличения нефтеотдачи на многих нефтегазодобывающих предприятиях активно применяются системы разработки с использованием скважин с горизонтальными окончаниями. Вскрытие продуктивных пластов данными скважинами дает ряд преимуществ перед вертикальными скважинами, которые заключаются в значительном увеличении охвата залежи вытеснением, более равномерном стягивании контура нефтеносности, большими значениями производительности и др. [2].

Технологические аспекты бурения боковых горизонтальных стволов

Для определения эффективности строительства скважин с боковыми стволами, для начала необходимо поэтапно рассмотреть методику бурения БГС. Каждая стадия строительства БГС характеризуется своими особенностями, которые могут определить их эффективность в последующей эксплуатации.

Зарезка бокового горизонтального ствола из ранее пробуренных скважин на примере скважины на турнейские отложения осуществляют согласно профилю, состоящему из пяти участков:

1. Участок выхода из эксплуатационной колонны;

2. Участок набора зенитного угла до 70° и разворота по азимуту с пространственной интенсивностью до 4°/10м;

3. Участок условной стабилизации;

4. Участок набора зенитного угла до 88-90°с интенсивностью до 4°/10м;

5. Условно горизонтальный участок.

Схематично профиль бокового горизонтального ствола на примере турнейских отложении представлен на рисунке 1.

 

Рисунок 1. Профиль бокового горизонтального ствола на примере турнейских отложении

 

Оценка влияния длины горизонтального участка на эффективность эксплуатации скважин

Принято считать, что с увеличением длины горизонтального участка должно происходить увеличение дебитов. Однако, фактическая динамика работы некоторых скважин с большим значением проходки по коллектору не способствует большей накопленной добыче нефти и лишь ухудшила экономические показатели. Как правило, длина горизонтального участка скважин определяется исходя из обоснованной плотности сетки скважин путем замены минимум двух наклонно-направленных на одну горизонтальную скважину и может составлять 250-500 м для анализируемых объектов разработки. Необходимо отметить, что ввиду геологических особенностей и технологических причин на анализируемых объектах разработки имеется фактический опыт строительства скважин различных профилей: горизонтальных, нисходящих, восходящих, волновых и различной длиной горизонтальных участков: от нескольких десятков до нескольких сотен метров.

Для проведения анализа выбрано 84 скважин с горизонтальным окончанием Пермского края. Скважины были разделены на пять групп с общей длиной ГС до 100 м, от 100 до 200 м, от 200 до 300 м, от 300 до 400 м, и более 400 м. Текущие и накопленные показатели работы скважин взяты за 10-и летний период из поскважинной технико-экономической оценки. Самыми эффективными по всему фонду оказались четвертая и пятая группы по 21 и 12 СГО (от 300 до 400 м и от 400 до 500 м), при средней длине 346 м и 438 м, их средний начальный дебит нефти составлял 24,6 т/сут. и 22,9 т/сут. (текущий дебит 7,7 т/сут. и 13,0 т/сут.). Наибольшей накопленной добычей нефти, приходящейся на одну горизонтальную скважину, характеризуется пятая группа (от 400 до 500 м) и составляет 51 тыс.т. Необходимо также отметить, что данный интервал ГС характеризуется наибольшим NPV, приходящимся на скважину. (табл. 1).

Таблица 1

Зависимость технологических параметров от длины горизонтального участка

Показатели

от 0 до 100 м

от 100 до 200 м

от 200 до 300 м

от 300 до 400 м

от 400 до 500 м

Параметры

по всему фонду

Кол-во скважин, шт.

1

5

45

21

12

Средняя длина ГС, м

34

173

254,7

346

438

Средний нач. дебит нефти, т/сут

15,0

14,2

23,1

24,6

22,9

Средний тек. дебит нефти, т/сут

9,9

7,0

7,1

7,7

13,0

Средняя тек. обводненность,%

2,7

39,5

43,6

30,5

39,1

Накопленная нефть, тыс.т

20,8

152

1637,6

793,7

612,1

Накопленная нефть на 1 скважину, тыс.т

20,8

30,0

36,4

37,8

51,0

Накопленная жидкость, тыс. т

21,4

189,7

2210,7

472,25

427,3

NPV (в баз ценах), у.е./скв.

0,21

0,63

0,90

0,98

1,45

 

Таким образом, выполненный в работе анализ по имеющимся в выборке скважинам оптимальной длиной горизонтального участка является интервал от 400 до 500 м, который характеризуется наибольшей накопленной добычей нефти и NPV приходящимся на скважину.

Анализ дополнительной добычи нефти в зависимости от объекта разработки.

Для определения удельной накопленной добычи нефти и среднего прироста дебита нефти выбрано 37 БГС пробуренных в Пермском крае. Боковые горизонтальные скважины пробурены на объекты Т, Тл-Бб, Бш-Срп и Бб (табл. 2-5).

Таблица 2

БГС пробуренные на объекте Т

№ скв.

год бурения

Месторождение

Объект

Время работы, сут.

Начальный дебит нефти, т/сут.

Накопленная добыча нефти, т

411

1998

Опалихинское

Т

3495

1,9

6800,3

415

1999

Опалихинское

Т

3786

4,0

15195,3

1052

2000

Павловское

Т

7170

3,0

21326,5

733

2008

Павловское

Т

409

6,7

2744,3

1047

2008

Павловское

Т

4312

4,9

21055,1

331

2009

Павловское

Т

4389

5,1

22419,8

940

2009

Павловское

Т

1039

4,5

4687,2

888

2009

Павловское

Т

104

2,3

237,5

136

2009

Краснояро-Куединское

Т

99

1,9

186,7

311

2009

Краснояро-Куединское

Т

4213

6,3

26448,0

940

2008

Шагиртское

Т

123

8,6

1062,1

9968

2009

Шагиртское

Т

816

3,8

3116,2

1068

2009

Шагиртское

Т

4418

1,8

8134,4

800

2019

Дороховское

Т

948

4,1

3867,9

69

2019

Таныпское

Т

871

8,7

7572,7

132

2018

Аспинское

Т

1192

8,2

9766,6

201

2020

Аспинское

Т

554

11,3

6253,2

885

2018

Батырбайское

Т

1024

0,7

697,1

453

2018

Батырбайское

Т

1125

10,8

12169,8

303

2018

Кокуйское

Т

1136

4,7

5298,5

Среднее значение

2061

5,2

8952

 

 

Таблица 3

БГС пробуренные на объекте Тл-Бб

№ скв.

год бурения

Месторождение

Объект

Время работы, сут.

Начальный дебит нефти, т/сут.

Накопленная добыча нефти, т

138

2016

Падунское

Тл2-Бб

1750

3,6

6371,9

342

2019

Краснояро-Куединское

Тл-бб

1074

10,2

10971,8

124

2021

Аспинское

Тл-Бб-

195

16,0

3124,2

885

2018

Батырбайское

Тл-бб

1024

1,3

1345,5

483

2019

Сосновское

Тл2-а

744

16,8

12507,0

Среднее значение

957

9,6

6864

 

 

 Таблица 4

БГС пробуренные на объекте Бш-Срп

№ скв.

год бурения

Месторождение

Объект

Время работы, сут

Начальный дебит нефти, т/сут

Накопленная добыча нефти, т

643

1993

Уньвинское

Бш-Срп

9150

23,5

241598,0

644

1994

Уньвинское

Бш-Срп

9500

25,9

245942,9

510

2002

Уньвинское

Бш-Срп

6735

9,3

62951,6

511

2003

Уньвинское

Бш-Срп

934

17,1

15959,0

565

2012

Уньвинское

Бш-Срп

549

1,2

661,2

520

2001

Сибирское

Бш-Срп

4167

4,9

20549,6

709

2001

Шагиртское

Бш

2008

1,1

2120,9

840

2000

Краснояро-Куединское

Бш

987

6,0

5883,5

Среднее значение

1729

6,1

9035

 

 

Таблица 5

БГС пробуренные на объекте Бб

№ скв.

год бурения

Месторождение

Объект

Время работы, сут.

Начальный дебит нефти, т/сут.

Накопленная добыча нефти, т

415

2003

Уньвинское

Бб

6158

12,0

74023,9

206

2011

Уньвинское

Бб

3748

34,2

128175,6

109

2013

Уньвинское

Бб

2705

0,6

1598,8

129

2018

Уньвинское

Бб

1165

5,4

6269,0

Среднее значение

3444

13,1

52517

 

Наибольшее количество БГС приходится на объект Т со средним начальным приростов по нефти 5,2 т/сут, накопленная добыча нефти на скважину составила 8952 т/скв. Наименьшее количество БГС приходится на объект Бб со средним начальным приростом нефти 13,1 т/сут, накопленная добыча нефти – 52517 т/скв.

 

Список литературы:

  1. https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147767-trudnoizvlekaemye-zapasy-nefti-triz/
  2. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Издательство «Техника», 2001. - 191 с.
  3. Абасов М.Т., Везиров Д.Ш., Стреков А.С. Особенности разработки слоистонеоднородного пласта системой горизонтально-вертикальных скважин. // Нефтяное хоз-во. - 2000. -№ 12.

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом