Анализ_эф_ти_примен_технологии_бурен_бок_ств_Вост_Сургут_мржд_. 2. 9 Анализ эффективности применения технологии бурения боковых стволов на эксплуатационных скважинах Опалихинского месторождения
 Скачать 67.82 Kb.
|
|
2.9 Анализ эффективности применения технологии бурения боковых стволов на эксплуатационных скважинах Опалихинского месторождения Целью бурения боковых и горизонтальных стволов является интенсификация системы разработки и увеличение коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов. Дополнительным преимуществом данной технологии является возможность минимизации влияния негативных воздействий на пласт за счёт сохранения коллекторских свойств продуктивных отложений в приствольной зоне и осуществления гибкого перехода от несбалансированного бурения к «равновесному›› и обратно. 2.9.1 Анализ существующих проблем на месторождении Доля промышленных категорий АВС1 из общего объема добываемой нефти составляет около шестидесяти процентов, основная часть отнесена к категории трудноизвлекаемых. Условия залегания углеводородного сырья в регионах разработки различны, что обуславливает различие состава добываемого сырья, горных пород и свойств пластов-коллекторов. Продуктивная часть разреза месторождений имеет сложное геологическое строение: на ряде участков месторождений водоносные горизонты располагаются близко к нефтяным либо непосредственно их подстилают. Коллекторы имеют значительную изменчивость по проницаемости, характеристики пластов существенно различаются по простиранию и по разрезу. Таким образом, значительная часть месторождений расположена в сложных геологических условиях и характеризуется наличием всех факторов, сопровождающих третью стадию эксплуатации, что требует применения различных геолого-технических мероприятий, направленных на максимально полное извлечение нефти, оставшейся в недрах. Одним из мероприятий является забуривание боковых и горизонтальных стволов скважин эксплуатационного фонда, включающего в себя как добывающие, так и нагнетательные скважины. 2.9.2 Анализ практического опыта. Наиболее распространенными конструкциями боковых стволов в практике разработки месторождений на стадии падающей добычи являются горизонтальная, горизонтальная многоствольная (до четырех стволов, а также многозабойная) пробуренная на депрессии, наклонно-направленная конструкции. Выбор компоновки и конструкции забоя определяется текущими условиями разработки и геологическими факторами. Для этого учитываются горно-геологические условия, технические требования и условия на специальное техническое оборудование. Для каждой скважины характерна своя конструкция забоя, выбор которой обуславливается, помимо указанных выше геологических факторов, критериями технологической и экономической эффективности, которые находят отражение в показателях «прирост дебита» и «срок окупаемости затрат». Пласт Т2 залегает в 12-18 м от кровли турнейского яруса и вскрыт 104 скважинами (+ 6 боковых стволов), 101 из которых и все боковые стволы находятся в контуре нефтеносности. В 26 скважинах и 4 боковых стволах пласт Т вскрыт не полностью. Общая толщина пласта изменяется от 25,8 до 35,2 м, составляя в среднем 28,3м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 до 20 м (в сред-нем 9м). По пласту прослеживается от 3 до 24 проницаемых пропластков толщиной от 0,2 до 7,5 м. Пласт Бб вскрыли 105 скважин (+3 боковых ствола), из которых в контуре нефтеносности находится 21 (+1 боковой ствол). Общая толщина пласта изменяется от 18 до 29,8 м, составляя в среднем 24,2 м. В разрезе выделяются от 3 до 21 проницаемых прослоев толщиной от 0,2 до 22,3м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 1 до 9,3м при среднем значении 3,9м. Дебиты не превышают 5–6 т/сут, средний текущий дебит скважин 4.3т/сут. Эффективная конструкция забоя та, что обеспечивает работу скважины с максимальным дебитом при длительном межремонтном периоде. Основные требования к забоям скважин: обеспечение механической прочности призабойной зоны, избирательности при мероприятиях по интенсификации притока, максимизация коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Выбор конструкции забоя определяется рациональным сочетанием наружного и внутреннего диаметров скважины, выбором типа фильтров и другого забойного оборудования, учетом характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом и другими факторами. Типовая конструкция горизонтальных скважин месторождения следующая: – направление, диаметром 324 мм, спускается на глубину 100 м и цементируется до устья; – удлиненный кондуктор, диаметром 245 мм, спускается на глубину 700¸ 900 м и тоже цементируется до устья; – эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя. – пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии не менее 30 м по стволу скважины. – колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора седиментационно-устойчивым тампонажным раствором. Горизонтальный участок колонны длиной до 550 м за пакером оснащается специальными фильтрами длиной 6 м на расстоянии 80–100 м друг от друга и не цементируется. Если горизонтальный ствол проведен неточно, то есть подходит близко к воде или газу на больших расстояниях, эксплуатационная колонна цементируется по всей длине с последующей выборочной перфорацией. На практике применяются группы критериев, позволяющих прямо или косвенно оценить технологическую и экономическую эффективность геолого-технического мероприятия. Общий показатель - гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины. Ко 2 группе критериев эффективности отнесим показатели, характеризующие технические аспекты качества бокового ствола — герметичность оборудования и обсадных колонн, разобщающих мостов и пакеров; отсутствие перетоков; профиль бокового ствола. К 3 группе – показатели надежности: это такие как долговечность и работоспособность ствола и призабойной зоны скважины при эксплуатации. К 4 группе — показатели экологической надежности. 5 группа — общеэкономические показатели: затраты на строительство бокового ствола, рентабельность, срок окупаемости затрат на строительство бокового ствола. Все эти показатели и критерии закладываются в ходе проектирования, должны быть реализованы в процессе бурения, крепления и цементирования ствола, формирования призабойной зоны скважины и оцениваются при испытаниях на герметичность, освоении, гидродинамических и геофизических исследованиях. Низкий уровень гидродинамического совершенства ПЗС не даст возможности компенсировать затраты на строительство скважины. Определяющими факторами являются геологические (тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород, и т. д.), технологические — тип забойного оборудования, а также экономические — минимум затрат на эксплуатацию скважины в течение межремонтного периода. Данные, демонстрирующие технологическую и экономическую эффективность забуривания боковых стволов на месторождении за первое полугодие 2021 года, представлены в таблицах 2.7.1 и 2.7.2. Таблица 2.7.1 – Динамика изменения текущих дебитов до и после разбури-вания боковых стволов
Представленные данные показывают, что работы выполненны на восьми эксплуатационных скважинах, в том числе шести – добывающих, двух – нагнетательных (одна из них запланирование для целей поддержания плстаового давления) в комплексе работ КР6. Сравнительная характеристика показываетприрост дебита от 200 до 530%, что показано на рисунке 2.7.1.  Рисунок 2.7.1 – Динамика прироста текущих дебитов после забуривания боковых стволов Скважин с нулевым или отрицательным технологическим эффектом не выявлено. Экономическая эффективность – объем добычи нефти, необходимой для окупаемости затрат, связанных с бурением боковых стволов и срок окупаемости этих затрат. Рассчитаны объемы добычи для окупаемости затрат и прогнозируемыесроки окупаемости затрат и прогнозируемые сроки окупаемости. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.7.2. Таблица 2.7.2 – Экономическая эффективность работ по забуриванию боковых стволов
За полгода общие затраты на проведение операций комплекса КРС (БС) по восьми скважиным месторождения составили 463549,1тыс.руб, в том числе затраты на подготовительные работы – 54337,2тыс.руб или 11,72%, на основные работы – 312420,4тыс.руб или 67,4%, на прочие затраты с учетом освоения – 65330,2тыс.руб или 14,09%. В зависимости от пласта и характеристик скважины, объем добычи нефти для окупаемости затрат составляет от 8420,4 (условная скважина №7) тонн до 15184,7тонн по условной скважине №3. Исходя из текущих дебитов после КРС (БС) и прогнозируемого объема добычи нефти, рассчитан срок окупаемости затрат на проведение мероприятие, которые, при некоторых допущениях, могут быть отнесены к капиталовложениям, в этом случае возможно сравнение с номативным сроком окупаемости капиталовложений в нефтияной промыленности Тн=3,15года. На основании такого допущения представляется возможным сделать вывод о целесообразности проведения геолого-технических мероприятий данного вида. Как показывают привденные в таблице 2.7.2 результаты, срок окупаемости скважин с условными номерами 1-5 составляет от 337 до 861 дней – то есть находится в интервале нормативного срока окупаемости от 0,92 до 2,36года. В двух последних случаях ожидаемй срок окупаемости составляет 1193 и 1108 дней, что равносильно 3,27 и 3,04 лет. Таким образом, только в одном случае из восьми (12,5% от общего количества наблюдаемых скважин) срок окупаемости превышает нормативный срок 3,15 года, что позволяет говорить об абсолютной технологической и относительной экономической эффективности применения технологии бурения боковых стволов, как метода для интенсификации добычи в условиях падающей добычи на месторождении. При планировании геолого-технических мероприятий по разбуриванию боковых стволов необходимо применение дополнительных мер, направленных на оптимизацию затрат, для повышения экономической эффективности мероприятий, в частности, сокращение срока окупаемости. 2.9.3 Рекомендации по увеличению нефтеотдачи. Имеющиеся данные позволяют сделать вывод о выской технологической эффективности забуривания боковых стволов на скважинах основных продуктивных пластов Опалихинского месторождения, отражается в существенном приросте текущих дебитов. Рассмотрим экономические аспекты эффективности данного геолого-технического мероприятия. На заключительной стадии эксплуатации месторождения наиболее эффективным методом интенсификации добычи является бурение боковых и горизонтальных стволов. Применение данной технологии целесообразно на добывающих и нагнетательных скважинах. Проведенный анализ показывает высокую технологическую эффективность данной технологии, так как при ее применении отмечается значительный прирост текущих дебитов. Экономичекая эффективность применения технологии забуривания боковых стволов по большинству скважин также может быть оценена как высокая. Вместе с тем, согласно результатам расчетов, срок окупаемости затрат по отдельным скважинампревышает нормативный срок3,15 года,в связи с чем необходимо дополнительное обоснование экономической целесообразности проведения операций забуривания боковых стволоа по таким скважинами выполнение дополнительного объема работа по увеличению объема добычи. Литература: Отчет НГДУ «Сургутнефть» «Эффективность ремонтов по забуриванию боковых стволов в период с 01.01.2018 по 01.06.2018» Справочник супервайзера: Справочное пособие. Книга в двух томах. Т. 1. — Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья», ОАО «Сургутнефтегаз», 2011. — 296 с., 112 илл. Стандарт организации СТО 58–2017 «Боковые стволы скважин. Порядок крепления» // Производственный отдел по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз». 2017. — 51 с. Швец, С. В. Обоснование и разработка технологии заканчивания скважин с большим отходом от вертикали с установкой щелевого фильтра. Специальность 25.00.15 — Технология бурения и освоения скважин // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ухта. — 2017. — 155 с. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Обоснована необходимость применения технологии бурения боковых стволов как метода интенсификации нефтедобычи на Восточно-Сургутском месторождении, охарактеризована типовая конструкция бокового ствола, представлены результаты анализа технологической и экономической эффективности применения данной технологии на эксплуатационных (добывающих и нагнетательных) скважинах за первое полугодие 2021 года | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||