Оценка перспективности бурения боковых горизонтальных стволов и совершенствования системы разработки на турнейском объекте Черновского месторождения

Таблица 2.4. Исходные данные для математического моделирования процесса разработки турнейского объекта.

Давление на забое скважины подбиралось по следующим соображениям. S.D. Joshi предлагает формулу для расчета критического дебита, при превышении которого наблюдается образование конуса обводнения [10, с. 316]. С учетом перевода единиц из американских промысловых и обозначений, принятых в данной работе, она выглядит следующим образом:

 (12)

где q - дебит скважины, м³/сут;

L - длина горизонтального ствола, м;

a - большая полуось эллипса (контура питания), м;

- разность плотностей жидкостей, г/см³;

К - абсолютная проницаемость, мкм²;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

м_н - вязкость нефти, мПа*с,

b - объемный коэффициент;

F - безразмерный коэффициент, .

Однако, подставляя исходные данные в формулу (12), получаем, что критический дебит составляет 0,27…0,45 м³/сут. Поддержание такого дебита нерентабельно для данного объекта разработки, поэтому было принято решение поддержания забойного давления на уровне 9 МПа, что дает компромисс между дебитом скважины по нефти и риском быстрого образования конуса обводнения.

Определение оптимальной длины горизонтального ствола и расчет добывных показателей скважины

Согласно методике, приведенной в п. 2.9.1, сначала был определен поправочный коэффициент F. Для этого были проанализированы дебиты скважин за последний месяц их работы. Скважина 304 не рассматривалась, т.к. по ней отсутствуют данные по забойному давлению на турнейском объекте.

Таблица 2.5 Теоретический и фактический дебиты по скважинам турнейского объекта Черновского месторождения (за последний месяц работы).

Далее, с учетом коэффициента эксплуатации и объемного коэффициента, путем расчетов с применением программы Excel пакета Microsoft Office были проведены расчеты до 2050 года и получены следующие данные (табл. 2.6). В данной таблице добыча нефти (тыс. т./год) приведен к поверхностным условиям с учетом объемного коэффициента и плотности нефти на поверхности. При расчетах полагалось, что при обводненности продукции скважины более 98% эксплуатация неэффективна.

Были проведены расчеты для значений длины горизонтального ствола, указанных в таблице 2.4. Для выбора оптимальной длины горизонтального ствола были построены зависимости КИН от года и от обводненности.

Как видно, бурение БГС заметно увеличивает КИН, однако при значениях длины ствола от 90 до 150 м КИН возрастает незначительно. Это позволяет нам выбрать длину горизонтального ствола равной 90 м ввиду уменьшения экономических затрат на бурение БГС и риска попадания в водонасыщенную зону.

Анализ результатов математического моделирования показывает следующее. Бурение БГС из ствола скв. 306 позволяет добыть дополнительно 26,0 тыс. т. нефти и сократить срок достижения проектного значения КИН на 13 лет (с 2056 до 2043 гг.). В таблице выделены значения КИН, превышающие проектный. Однако ввиду высокой вязкости добываемой продукции, скважина быстро обводнится, и к 2037 году ее эксплуатация будет нерентабельна. Таким образом, проектный срок эксплуатации скважины составляет 23 года.

Рисунок 2.9. Зависимость КИН от года и от обводненности.

За счет увеличения коэффициента охвата пласта процессом дренирования увеличится конечный КИН. Планируемое превышение текущего КИН над проектным на 2050 год составляет 0,012 или 3,3%.

Рисунок 2.10. Сравнение проектных и планируемых показателей добычи нефти турнейского объекта Черновского месторождения до 2050 г.

Для добычи рекомендуется использование на начальном этапе насоса НВ1Б-44 либо НГН-2-56, с переходом на ЭЦН-80. Данные насосы были выбраны по той причине, что они широко используются на данном месторождении, позволяют добывать жидкость в проектных объемах и не представляют сложности в замене на аналогичное оборудование при отказах и ремонтах. Наиболее оптимальная глубина спуска насоса составляет 680…1070 м при условии зарезки окна из скважины ниже этого уровня. Обуславливается это тем, что на данном участке набор кривизны минимален, что позволяет эксплуатировать насосы в наиболее благоприятных условиях. При заданном забойном давлении динамический уровень предполагается на уровне 400…500 м по вертикали от устья в зависимости от изменения плотности продукции скважины по мере ее обводнения, что равно 540…650 м по глубине скважины.

При эксплуатации БГС глубинными насосами между штангами и трубами возникают значительные силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что снижает их межремонтные периоды [11]. Для предотвращения истирания труб и штанговых муфт рекомендуется применение роликовых, каленых либо шлифованных муфт, устанавливаемых в местах искривления ствола скважины. При наличии песка рекомендуется применять специальные скребки-завихрители, закаленные токами высокой частоты. Для борьбы с односторонним истиранием штанг и муфт рекомендуется использование штанговращателей. Число неполадок в скважинах значительно уменьшается при переводе станка-качалки на малое число двойных ходов (качаний) при большой длине хода.

С другой стороны, погружные центробежные насосы не имеют длинной колонны штанг между насосом и приводом, что позволяет передавать насосу значительно большую мощность, чем штанговой установке, тем самым увеличивая добычу пластовой жидкости. ЭЦН устанавливают в интервале ствола скважины с набором кривизны не более 2 град/10 м и при отклонении оси скважины от вертикали не более 45 град, что исключает отказы агрегата из-за несоосности движущихся узлов и деталей.

Таблица 2.6. Результаты математического моделирования процесса разработки. Сравнение с проектными показателями.

Заключение

Черновское нефтяное месторождение находится на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, в 15 км северо-западнее г. Воткинска и в 60 км северо-восточнее г. Ижевска. Открыто в 1979 году. Месторождение включает в себя три поднятия: Западное, Центральное и Восточное. Добыча нефти ведется из верейско-башкирского, визейского и турнейского объектов; каширский объект является возвратным.

Турнейский объект приурочен к пористым известнякам, относится к пластово-сводовому типу и пластово-сводовому литологически ограниченному. Залежь характеризуется небольшой толщиной (порядка 10 м), высоким значением коэффициента песчанистости и невысокой расчлененностью. Объект содержит 33,6% запасов нефти Западного поднятия.

Нефти турнейского объекта высоковязкие, высокой плотности в пластовых и поверхностных условиях, высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. Растворенный в нефти газ более чем на 80% состоит из азота и промышленной ценности не представляет. На начало разработки залежи геологические запасы составляли 1395 тыс. т. по категории А+В+С₁, из них извлекаемые - 469 тыс. т. (проектный КИН составляет 0,336).

Схема расположения скважин - избирательная, расстояние между скважинами 120-1200 м. Объект находится на третьей стадии разработки, накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2014 г. составляет 37,9% от НИЗ. Ввиду небольших размеров залежи закачка воды не ведется, залежь нефти разрабатывается на естественном (упруговодонапорном) режиме.

Анализ разработки показывает невыполнение проектных показателей по добыче нефти. Причиной этому служат меньший дебит скважин по сравнению с проектным, недостающее количество действующих добывающих скважин, что связано с отсутствием ввода из бурения двух добывающих скважин, предусмотренных текущим проектным документом, а также с переводом в начале наблюдаемого периода скважин на другие горизонты в связи с их высокой обводненностью.

Исходя из анализа работы скважин, следует отметить следующее. Турнейский объект Черновского месторождения характеризуется активными подошвенными водами. При неправильном подборе технологического режима скважин быстро образуется конус обводнения и остаются зоны, не охваченные дренированием.

С целью довыработки запасов нефти турнейского объекта была предложена зарезка бокового горизонтального ствола из законсервированной скважины. Горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы уже давно зарекомендовали себя на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти как высокоэффективные технологии. Опыт эксплуатации боковых горизонтальных стволов показывает, что с помощью БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Предполагается, что турнейский объект Черновского месторождения является перспективным объектом для довыработки запасов горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами (БГС).

Проведенный технико-экономический расчет показал эффективность предлагаемого решения. При этом расчеты показали, что зависимость КИН от обводненности меняется мало при значениях длины горизонтального ствола от 90 до 150 м. Проект является жизнеспособным, поскольку обеспечивает довыработку остаточных запасов и увеличивает коэффициент нефтеизвлечения.

Список использованной литературы

1. Сучков Б.М. - Горизонтальные скважины (Москва-Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006 г.)

2. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. - Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием (Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г.)

3. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И. и др. - Строительство горизонтальных скважин (Москва, ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2007 г.)

4. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения нефти Удмуртской Республики (ОАО «УНПП НИПИнефть», Ижевск, 2006 г.)

5. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения (ООО «РуссНефть - Научно-технический Центр, ЗАО «ТюменьНИПИнефть», 2012 г.)

6. Бердин Т.Г. - Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин (Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001 г.)

7. Протокол от 10.10.2013 №02-04/26 Геолого-технического совещания ОАО «Белкамнефть» г. Ижевск

8. Левинсон Л.М., Акбулатов Т.О., Акчурин Х.И. - Управление процессом искривления скважин (Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 г.)

9. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.

10. S.D. Joshi - Horizontal well technology (S.D. Joshi, Ph.D. Joshi Technologies International, Inc. Tulsa, OK, U.S.A, 1991 г.)

11. Г.П. Зозуля - Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин (Москва, Издательский центр «Академия», 2009 г.)

Размещено на Allbest.ru