CC BY
13УДК 1
Деряев А.Р.
кандидат технических наук, научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз» (г. Ашгабат, Туркменистан)
АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРО-ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ И НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРА
Аннотация: экономический эффект от внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) получен, в основном, за счет сокращение затрат на бурение дополнительных скважин, операционных затрат, а также возможности сокращения срока окупаемости вложений.
Ключевые слова: гидродинамические исследования, добыча, гидропроводность, давление насыщения, вязкость, буферное давление, горизонт.
Рассматриваемый участок горизонта НК-7 состоит из четырех тектонических блоков: III, IV, V и Уа.На 01.01. 2010г. в эксплуатации находились 5 скважин. На эту дату всего по участку отобрано 1258,6 тыс.т нефти. Добыча нефти за 2009 г.составила 25,9 тыс.тн. Всего на горизонт НК7а Западного участка месторождения Готурдепе пробурены три горизонтальные скважины - №№1630, 1631 и 1632.
При опробовании и эксплуатации скважин производились гидродинамические исследования, в основном, методом установившихся отборов, замерялись пластовое давление и температура, дебиты жидкости и газа, анализировались поверхностные пробы жидкости и газа [1].
Продуктивная характеристика исследованных пластов весьма низкая. Даже при работе на минимальных режимах ^шт. 4-6мм) депрессии достигают 6,5 - 22,6 мПа. Средняя проницаемость составляет 0,0182 мкм2, гидропроводность - 0,096,10-15 м3/( Пас), коэффициент продуктивности - 4,4 т/(сут.Па) или 0,052 кг/( Пас). Средняя температура пластов равна 84°С.
Определение физических свойств нефтей в пластовых условиях произведено исследованиями рекомбинированной пробы нефти в АзНИПИнефть на установке ACM- 600. Кроме изучения начальных параметров рассматривалось изменение их в зависимости от снижения давления насыщения и газонасыщенности.
Начальное значение давления насыщения составляет 40 МПа, количество растворенного в нефти газа 183,7 мЗ/мЗ, объемный коэффициент- 1,4686, вязкость нефти при начальном давлении насыщения - 0,7847 мПа.с.
Изменение вязкости, объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения аппроксимированы следующими зависимостями:
цн = 1/(0,22663 Р + 0,36785); ^
в = 8,94 х10 3P +1, III; ф
Г = 4,33P +10,5. ф
Здесь: цн - в Пас, Г - в мЗ/мЗ, * Р - в мПа.
Состав растворенного в нефти газа: СН4 - 92,30; С2Н6 -4,01; C3H8- 2,23; С4Н10 - 0,34; С4Н10 - 0,63; С5Н12 - 0,14; С5Н12 - 0,10; С6+высш.- 0,03; СО2 - 0,07; N2- 0,15% (по объему). Относительная плотность газа по воздуху -0,618; плотность газа в стандартных условиях - 0,745 кг/м3.
Расчет вязкости газовой фаги произведен по эмпирическим зависимостям, приведенным в руководстве [2]. Для условий горизонтов НК-7 и НК-7б она может быть представлена следующими выражениями:
= 4,5 * 10-4 Р + 0,0091 при 20 < Р < 40; (4)
= 10,13 *10"4Р-0,002161 при 4,7 < Р < 20; ^
Здесь:
цг- в мПас;
Р - в мПа.
Вязкость пластовой воды определена по эмпирической зависимости ее от температуры для рассматриваемых объектов она составляет 0,7278 мПас.
Горизонт НК-7а опробован 13 скважинами, горизонт НК-76 - также 13 скважинами.
Скважины вступили в эксплуатацию с начальным дебитом нефти, варьирующим в пределах от 0,1 до246 т/сут. при буферных давлениях от 0,5 - 1 до 23,5 мПа. 10 скважин вступили в эксплуатацию с водой, причем начальная обводненность их изменялась от 1,3 до 99%. Начальный газовый фактор также меняется в широких пределах от 80 до 2500м3/т.
Такое широкое изменение показателей эксплуатации скважин в пределах одного горизонта характерно для всех объектов нижнего красноцвета всех участков месторождения Готурдепе. А также других месторождений Прибалханской зоны поднятий, что обусловлено специфическими природными условиями объектов. То есть, сильной неоднородностью коллекторских свойств, частым переслаиванием глинистых и песчаных пропластков, насыщенных нефтью, водой или газом, трудностями интерпретации результатов геофизических исследований. В результате чего в интервалы перфорации могут попадать пропластки, насыщенные нефтью, а также водой или газом.
Для установления режима дренирования, проведены расчеты по уравнению материального баланса и определены индексы эффективности вытеснения нефти различными видами пластовой энергии [3].
Индекс эффективности вытеснения нефти, за счет энергии выделяющегося из нефти газа определен равным 0,7043, индекс эффективности вытеснения нефти водой - 0,1521 и индекс эффективности вытеснения нефти за счет упругости породы и жидкости - 0,1436.
Таким образом, режим дренирования залежей - смешанный с преимущественным развитием режима растворенного газа. Этот режим характерен для всех объектов нижнего красноцвета. В последующем по мере снижения пластового давления возможна активизация контурной воды, а также поступление её по нарушениям.
Всего на горизонт НК-7а Западного участка месторождения Готурдепе пробурены три горизонтальные скважины - 1630, 1631 и 1632.
Первая горизонтальная скважина №1630 вступила в эксплуатацию 13.03.1990г. Интервал фильтра (горизонтальной части ствола) 3446 - 3653 м. Начальный дебит скважины - 98,0 т/сут., нефти по 6 мм штуцеру при обводненности продукции, равной 1,3%. Начальные значения буферного давления - 14,8 МПа, затрубного - 21,0 МПа, газового фактора - 102 мЗ/т, пластового давления - 42,28 МПа.
В марте 1990г. скважина была исследована методом установившихся отборов на 4-х режимах. Результаты исследований 1990 г. представлены в таблице 1.
Коэффициент продуктивности, рассчитанный при прямом ходе по прямолинейной ветви индикаторной кривой (по штуцерам 6, 8 и 10мм) в интервале 0,9<Р<4,2 МПа составил 52,4 т/сут.МПа). Уравнение индикаторной кривой выказанном интервале имеет вид
^ = 62,3773АР + 82,8668 ^
где Qж - дебит жидкости в т/сут.;
АР - депрессия в МПа.
Таблица 1
Результаты исследований скважины № 1630
Дата исследова ния Диаметр штуцера , мм Давление, МПа Дебит жидкост и, т/сут. Обводне н-ность, % Газовый фактор, м3/т
Рбу ф Рзат р Рзаб
13.03.90 6 15,0 15,2 41,3 5 141,5 7 113
14.03.90 8 13,6 15,1 39,4 3 257,0 6 114
15.03.90 10 11,0 12,5 38,0 8 346,0 3 89
16.03.90 3,5 16,7 21,0 41,5 3 60,0 3 107
В процессе эксплуатации скважины наблюдалось значительное снижение устьевых давлений и дебита и рост газового фактора. Так, к 01.01.91г. буферное давление снизилось до 9,2 МПа, к 01.01.92г. - до 6,3 МПа и к 01.12.92г. - до 5,2 МПа. Затрубное давление на эти даты составило, соответственно, 14,9; 11,4 и 10,6МПа, а дебит безводной нефти - 50,6; 29,5 и 25,9 т/сут; газовый фактор, соответственно, - 250, 700 и 750 м3/т.
Таким образом, за неполные 3 года эксплуатации дебит нефти снизился в 4 раза, буферное давление - в 3 раза, а газовый фактор возрос более чем в 7 раз.
После марта 1990 года по скважине № 1630 не производились гидродинамические исследования. Скважина прекратила фонтанирование 10.1994г. при обводненности продукции 30%. С апреля 1995г скважина переведена на газлифтный способ эксплуатации и вступила с дебитом нефти 0,6 т/сут при обводненности 97%. Отобрала всего с горизонта НК-7 49,6 тыс.т. нефти и была возвращена на горизонт НК-5 в октябре 1997г.
За прошедший период из скважины № 1630 добыто 42,6 тыс. т нефти; 7,4 млн.м3 попутного газа и 23,6 м3 воды.
Вторая горизонтальная скважина №1631 была пробурена в ноябре 1991г. В процессе проводки горизонтальной части ствола при забое 3601 м вследствие аварийного перерыва в подаче электроэнергии бурильный инструмент оказался прихваченным в горизонтальном стволе. Продолжительные работы по его извлечению не дали результатов, вследствие чего скважина была забурена и доведена до проектной глубины вторым стволом. При освоении скважина в течении длительного времени отработки компрессором выносила воду и глинистый раствор с незначительным количеством нефти. Причиной этого является поступление жидкости из первого ствола (по технологии проводки скважины горизонтальная часть ствола не цементируется).
Скважина работает с дебитом нефти 0,1 т/сут. при 99%-ной обводненности, газовый фактор - 1000 м3/т.
За 13 месяцев работы из скважины №1631 было добыто 25,3 т нефти; 10,3 тыс.м3 попутного газа и 2,5 тыс.т воды и была возвращена на горизонт НК-6.
Третья горизонтальная скважина №1632 вступила в эксплуатацию 25.05.1992г. Интервал фильтра (горизонтальной части ствола) 3348-3603м. Начальный дебит скважины - 199,9 т/сут. безводной нефти по 5 мм штуцеру. Однако уже за июнь1992г. средний дебит нефти составил 24,7 т/сут. Буферное давление снизилось с 8 до 7 МПа, затрубное - с 13 до 12,5МПа. Газовый фактор составляет 1100 м3/т.
За полгода работы по состоянию на 01.12.1992г. из скважины № 1632 добыто 5,5 тыс.т нефти и 2,4 тыс.м3 попутного газа.
Вода в продукции скважины появилась в январе 1993 года. Скважина при обводненности продукции 80% прекратила фонтанирование и в сентябре 1999 года переведена на газлифтный способ эксплуатации. За период с мая 1992 года по июнь 2006 года с горизонта НК-7 всего отобрано 54,3 тыс.т нефти. Впоследствии в скважине были произведены дострелы горизонтов НК-6
(07.2006г), НК-5 (11.2007г) и НК-4+3+2 (08.2009г.) и работала до мая 2010 года, отобрав суммарно из этих горизонтов 6,4 тыс.т нефти,
В мае 1992 года скважина была исследована методом установившихся отборов на трех режимах. Результаты исследований представлены в таблице 2. Индикаторная линия - прямая, построенная методом наименьших квадратов. Коэффициент продуктивности, определенный по формуле:
К = 2 Р *2 Рзаб Р ^Рзаб
П *2 Рзаб.2 -(2 Рзаб )2
составил 3,48 т/(сут.МПа). Пластовое давление, рассчитанное по формуле:
Рпл =2Р *2Рзаб.2 -2Рзаб 2 Р * Рзаб
2 Р *2 Рзаб. -2 Р * Рзаб.
определено равным 30,72 МПа.
Таким образом, продуктивность и пластовое давление скважины №1632 оказались значительно ниже таковых у скважины № 1630, что свидетельствует о высокой неоднородности горизонта НК-7а. (Таблица 2).
Горизонтальная скважина № 1634 введена в эксплуатацию по горизонту НК-7 в 10.1993г с начальным дебитом безводной нефти 34,8 т/сут по 8,5 мм штуцеру при Рбуф - 130атм и Рзтр -235 атм. Работала до октября 1999 г., отобрала с горизонта НК-7 16,4 тыс.т нефти и после обводнения была возвращена на горизонт НК-6.
Таблица 2
Дата исследования Диаметр штуцера, мм Давление, МПа Дебит жидкости, т/сут. Обводненность, % Газовый фактор, мЗ/т
буф. затр заб.
11.05.92 5 ,0 3,5 0,44 37 - 920
15.05.92 6 ,7 3,0 7,67 41 - 800
19.05.92 7 ,0 2,0 6,83 52 - 940
Таким образом, по состоянию на 01.01.2010г. отбор нефти с горизонта НК-7 месторождения Готурдепе горизонтальными скважинами практически не производится. Исключение составляет скважина №1632, которая имеет совместный фильтр с вышележащими горизонтами.
Рассматривая мировой опыт разработки месторождений с применением одновременно-раздельной эксплуатации (далее ОРЭ) двух и более горизонтов в одной скважине, отдали предпочтение использованию специального оборудования, спускаемого в скважину и эксплуатирующего несколько продуктивных пластов. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, газлифтные клапаны для подачи газа при газлифтном способе добычи и отдельными каналами для выхода нефти на поверхность. Требования, предъявляемые к оборудованию раздельной эксплуатации должны допускать осуществление тех же технологических мероприятий, что и при вскрытии этих пластов отдельными скважинами [4].
Изучив все предложения мировых производителей внутрискважинного оборудования при ОРЭ, для наших испытаний были выбраны самые современные оборудовании и инструменты всемирно известных компаний «^еаШегАэМ» (США) и «ЗЫитЬе^ег» (Панама). Была выбрана схема одновременной добычи нефти с применением технологического оборудования по комбинации фонтанного способа с последующим переходом на газлифтный. По конструктивному исполнению был принят двухлифтовый способ ОРЭ нескольких нефтяных пластов. Своеобразным полигоном для практической отработки новейшей технологии стало месторождение Северный Готурдепе, частично расположенное в морской зоне Каспия (акватория Балханского залива).
Отметим, что месторождение Готурдепе, разработка которого ведется уже более 50 лет, благодаря введению новых технологий сегодня не только продолжает успешно эксплуатироваться, но и увеличивает свою нефтеотдачу.
Достигнутый успех обусловлен, в первую очередь, использованием современного мощного бурового оборудования, высокоэффективных технологий, которые были применены на наших испытаниях.
Таким образом, успешно внедренные новые технологии и оборудование в процессе бурения и освоения скважин способствовали не только повышению качества и сокращению сроков строительства скважин, но и существенному росту нефтедобычи.
Экономический эффект от внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации получен, в основном, за счет уменьшения затрат на бурение дополнительных скважин, а также за счет второго дополнительного лифта, который в свою очередь, дает возможность сокращения срока окупаемости и снижения операционных затрат. Однако целесообразность применения ОРЭ на каждом конкретном месторождении, блоке, горизонте, залежи и т.п. должна определяется только на основании глубокого экономического анализа.
Применение технологии ОРЭ позволяет также вести добычу из одной скважины не только из нескольких продуктивных горизонтов, но и различными методами - из нижних горизонтов фонтанным способом, а из верхних, давно находящихся в разработке и имеющих низкие пластовые давления, газлифтным.
Несмотря на то, что первый опыт применения технологии ОРЭ несколько продуктивных горизонтов дал положительный результат, не все технические проблемы решены полностью и требуется отработка данной технологии и доведение ее до совершенства.
Что касается месторождения Северный Готурдепе, то дополнительной сложностью для доразведки и разработки площади служит тот факт, что часть точек по сетке разведки и разработки находится в акватории Балханского залива Каспийского моря и разбуривание площади необходимо вести с насыпных островов. Строительство подобных островов, а они в силу технических требований имеют размеры 200х200 метров и высоту более 3 метров от уровня моря, весьма трудоемко и затратно, даже при наличии высокопроизводительной строительной техники. Становится очевидным, что необходимо менять подходы к методам доразведки месторождения. Для выбора метода ОРЭ необходимы результаты геолого-геофизических данных ранее пробуренных скважин.
На месторождении в порядке промысловых испытаний были заложены скважины №147, №37, №156 и №200 на которых предполагалось применить технологическое оборудование одновременно-раздельной эксплуатации. По окончанию строительства скважин и внедрения технологических новшеств при разработке месторождений технологией одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов, с двумя насосно-компрессорными лифтами, в четырех скважинах был получен приток нефти больших объемов, который подтвердил экономическую целесообразность применения выбранного внутрискважинного оборудования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М: Недра 1977.
Басарыгин Ю.М., Булатов В.Ф., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных
и газовых скважин. Учеб. Для вузов. - М: Недра - Бизнесцентр, 2001.
Алиев З.С., Шеремет В.В Определение производительности горизонтальных
скважин, вскывающих газовых и нефтяные пласты. - М: Недра 1995.
Деряев А.Р., Еседулаев Р. Основы технологии бурения при освоении
нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Ылым.
2017. Стр 1-239.
Deryaev A.R.
candidate of technical sciences, Research Fellow, Research Institute natural gas SC "Turkmengas" (Ashgabat, Turkmenistan)
ANALYSIS AND GENERALIZATION OF THE RESULTS HYDRO-GAS DYNAMIC RESEARCH FOR STATIONARY AND NON-STATIONARY FILTER MODES
Abstract: the economic effect of the introduction of the technology of simultaneous-separate operation (SEM) was obtained mainly due to the reduction in the cost of drilling additional wells, operating costs, as well as the possibility of reducing the payback period of investments.
Keywords: hydrodynamic studies, production, hydraulic conductivity, saturation pressure, viscosity, buffer pressure, horizon.
