CC BY
27
УДК 622.279.3
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-1-2-64-68
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
DETERMINATION OF THE TECHNICAL AND ECONOMIC INDICATORS OF THE OPERATION OF A HORIZONTAL GAS WELL
Акрамов Б.Ш.1, Ахмедов М.М.2, Ахмедов М.М.3
1 Филиал Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина в городе Ташкенте, 100125, г. Ташкент, Республика Узбекистан
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8441-9997, E-mail: akramov_bahsh@mail.ru
2 Ташкентский государственный технический университет им. Ислама Каримова, г. Ташкент, Республика Узбекистан
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-2628-6372, E-mail: akhmedov.mm@mail.ru
3 СП ООО «Gazli Gas Storage», 100060, г. Ташкент, Республика Узбекистан
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-0746-6060, E-mail: muzaffar.akhmedov@gazligs.com
Резюме: В работе приводятся результаты исследований в области применения горизонтальных скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Описаны методики определения длины, производительности горизонтальной газовой скважины, перечислены факторы, влияющие на дебит горизонтальной скважины. Выводы по характеру влияния факторов на дебит скважины сопровождаются результатами расчетов авторов.
Ключевые слова: горизонтальная скважина,
производительность, скважина, проницаемость, анизотропия, фрагмент залежи.
Для цитирования: Акрамов Б.Ш., Ахмедов М.М., Ахмедов М.М. Определение технико-экономических показателей работы горизонтальной газовой скважины // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 1-2. С. 64-68.
D0I:10.24412/0131-4270-2022-1-2-64-68
Bakhshillo SH. Akramov1, Mirzaanvar M. Akhmedov2, Muzaffar M. Akhmedov3
1 Tashkent branch of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 100125, Tashkent, Republic of Uzbekistan ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8441-9997, E-mail: akramov_bahsh@mail.ru
2 Tashkent State Technical University Named after Islam Karimov, Tashkent, Republic of Uzbekistan
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-2628-6372, E-mail: akhmedov.mm@mail.ru
3 JV LLC «Gazli Gas Storage», 100060, Tashkent, Republic of Uzbekistan ORCID: http://orcid.org/0000-0002-0746-6060,
E-mail: muzaffar.akhmedov@gazligs.com
Abstract: The paper presents the results of research into the use of horizontal wells in the development of gas and gas condensate fields. The methods of determining the lengthand productivity of a horizontal gas well are described, the factors affecting the flow rate of a horizontal well are listed. Conclusions on the nature of the influence of factors on well flow rate are accompanied by the results of the authors' calculations.
Keywords: horizontal well, productivity, wells, permeability, anisotropy, deposit fragment.
For citation: Akramov B.SH., Akhmedov M.M., Akhmedov M.M. DETERMINATION OF THE TECHNICAL AND ECONOMIC INDICATORS OF THE OPERATION OF A HORIZONTAL GAS WELL. Transport and Storage of Oil Products and hydrocarbons. 2022, no. 1-2, pp. 64-68.
DOI:10.24412/0131-4270-2022-1-2-64-68
Методика расчета основных показателей разработки залежи системой горизонтальных скважин
Для определения основных показателей разработки приближенным методом совместно решаются четыре аналитических уравнения:
1. Уравнение материального баланса при истощении газовой залежи (газовый режим разработки залежи, когда нет влияния на газоносный горизонт подпирающих пластовых вод):
= (1_ Одоб_ Zh Z
Q
(1)
определяются удельные дренируемые запасы горизонтальной скважины по следующей формуле:
О,
уд.зап '
2R^phm хг рТст PcJn„Z (P,T) '
(2)
где Нк - радиус зоны дренирования скважиной, Lфр - длина вдоль ствола фрагмента залежи дренируемой горизонтальной скважиной, h - эффективная газонасыщенная толщина, т - открытая пористость пласта, Рст и Тст- соответственно давление и температура в стандартных условиях.
2. Уравнение притока газа к забою газовой скважины, связывающее пластовые характеристики залежи с технологическим режимом, задаваемым проектировщиком [1]:
где Рн и Р{- соответственно начальное и текущее значения пластового давления; 7н и - начальное и текущее значения сверхсжимаемости газа; Qдо6 - накопленная добыча за рассматриваемый период; Qзап - геологические запасы рассматриваемого участка или всей газонасыщенной залежи.
При составлении материального баланса относительно одной скважины, дренирующей зону, ограниченной радиусом контура дренирования и длиной фрагмента залежи,
Рпл _ Рз = aQct'
bQc
(3)
где Рпл - среднее пластовое давление в залежи, МПа; Рз - забойное давление, МПа; а и в - средние коэффициенты фильтрационного сопротивления, МПа2-сут/тыс. м3 (МПа-сут/тыс. м3)2; Qct - суточный дебит средней скважины в Ш году разработки, тыс. м3/сут [2].
Особенностью расчета, по прогнозу показателей разработки горизонтальными скважинами, является то, что коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной агор и Ьгор скважин определяются путем пересчета из данных исследования вертикальных скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации [3].
3. Уравнение технологического режима скважины:
DP = const. (4)
В случае отсутствия истории разработки месторождения и данных эксплуатации скважин величина депрессии на пласт должна быть определена с учетом устойчивости пласта к разрушению (величина допустимой депрессии на пласт), исключения возможности обводнения призабойной зоны и обеспечения выноса песчано-жидкостных примесей из забоя скважины [4].
Значение разности пластового и забойного давлений при разработке горизонтальными скважинами в расчетах определено расчетным путем как функция от требуемой производительности при известных термобарических параметрах пласта и коэффициентах фильтрационного сопротивления.
4. Уравнение, связывающее годовые отборы со среднесуточным дебитом и числом скважин:
Qt = nr.KBQct 365Кэ / К
рез
(5)
0{ - добыча газа в Г-м году разработки, млрд м3; 0С{ - дебит средней скважины в Г-м году разработки, тыс. м3/сут.; Крез -коэффициент резерва скважин; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин.
Еще одними из основных показателей разработки газо-конденсатного месторождения являются годовые отборы конденсата, которые прежде всего зависят от потенциального содержания конденсата в газе: qc5+ (г/м3), а также от годовых отборов пластового газа:
QtKOH = Qt'qc5+.
(6)
Потенциальное содержание конденсата в газе qc5+ является показателем, зависящим от давления. Данная зависимость может быть определена газоконденсатными (лабораторными) исследованиями и подтверждена фактическими отборами газа и конденсата по годам [5].
Так, в настоящей работе для расчета показателей разработки на основе данных истории разработки месторождения
построена динамика потенциального содержания газа и путем аппроксимации зависимости qc5+ от давления получена эмпирическая зависимость [6]:
qc5+ = 99,27Е- 09рЛ - 8,06Е - 06рл + 2,48Е - 03рПл -
- 2,08E - 01РЛЛ + 34,3, где Рпп - пластовое давление, МПа.
(7)
Анализ результатов расчетов по определению производительности горизонтальной газовой скважины
Результаты проведенных расчетов на основе исходных данных по газоконденсатному месторождению Шуртан свидетельствуют о том, что с увеличением длины горизонтального ствола уменьшаются коэффициенты фильтрационного сопротивления (рис. 1).
Повышение величины Ик приводит к уменьшению дебита горизонтальной скважины. Это объясняется тем, что распределение давления в низкопродуктивных коллекторах в пределах от ствола скважины до границ ее влияния занимает больше длины, в связи с чем производительность скважин, вскрывающих такие коллекторы, оказывается низкой [7].
Результаты расчетов по изучению влияния параметра анизотропии (рис. 2) показывают, что анизотропия по проницаемости является одним из ключевых параметров пласта, влияющих на длину и размещение горизонтального участка скважины.
При низких значениях вертикальной проницаемости и, соответственно, анизотропии увеличение длины горизонтального участка не способствует существенному повышению производительности скважины. Наличие вертикальных трещин в рифовых и подрифовых отложениях залежи Шуртан, показатель анизотропии пласта, а также распространение газоводяного контакта не по всему внешнему контуру газоносности, а в локальных участках дают положительный эффект от вскрытия пласта горизонтальным стволом [8].
Расчеты по определению дебита при различных расположениях горизонтального ствола по толщине свидетельствуют о том, что максимальный дебит достигается при симметричном расположении горизонтального участка относительно кровли и подошвы пласта (рис. 3). В частности, в случае расположения горизонтального ствола посередине
Рис. 1. Зависимость коэффициентов фильтрационного сопротивления от длины горизонтального участка газовой скважины
<2 0,025
^ 1 А 1-±—4 t-А
300
500
700
длина горизонтального ствола L, m
Рис. 2. Изменение дебита горизонтальной скважины в фрагменте различной формы при различных параметрах анизотропии
1-2 • 2022
65
Рис. 3. Зависимость относительного дебита скважины от относительного удаления горизонтального ствола от кровли и подошвы полосообразного пласта
3 80.00 О
75.00
70.00
О 65.00
60.00
100.00
86.35 8б.з;
74.99 74
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
размещение гор.ствола по толщине
между кровлей и центром эффективной толщины пласта достигается только 94% дебита скважины, симметрично расположенной по толщине, а при расположении непосредственно у кровли пласта дебит проектной горизонтальной скважины составляет 74,9% от дебита симметрично расположенного горизонтального ствола скважины.
Особое влияние проявляет параметр анизотропии в больших его значениях. Так, в больших значениях анизотропии по мере удаления горизонтального участка от центра пласта дебиты горизонтальной скважины уменьшаются в больших значениях. При меньших значениях V < 0,01 расхождение от максимального дебита Qсим составило всего 6,22%.
Распределение давления по горизонтальному стволу газовой скважины
В основе определения распределения давления и дебита по горизонтальному участку газовой скважины (рис. 4) лежит совместное решение двух дифференциальных уравнений. Для расчета принята горизонтальная скважина с длиной горизонтального участка 600 м, диаметром обсадной колонны 203 мм, с дебитом
Таблица 1
Критерии и основные показатели разработки газоконденсатной залежи месторождения Шуртан вертикальной и горизонтальной скважинами
Рис. 4. Распределение давления и дебита по горизонтальному стволу проектной газовой скважины
Варианты разработки Базовый (вертикальная скважина) Вариант 1 (горизонтальная скважина) Вариант 2 (горизонтальная скважина) Вариант 3 (горизонтальная скважина)
Пояснение/критерии Киг = 0,873 Кик = 0,659 Достижение базовых значений накопленной добычи и Киг Достижение базового значения Киг с увеличением дренируемых запасов Увеличение дренируемых запасов с одновременным увеличением Киг и Кик
Длина горизонтального участка, м - 286 м 500 м 1000 м
Накопленная добыча газа, млн м3 2347,8 2347,8 2990,8 4503,5
Накопленная добыча конденсата, тыс. т 98,28 101,36 129,12 197,9
Срок разработки, лет 13 13 13 10
Доходы (газ), млн долл. 89,22 89,22 113,65 171,13
Доходы (конденсат), млн $ 44,23 45,61 58,10 89,06
Доходы (газ+конденсат), млн долл. 133,44 134,83 171,75 260,19
Капитальные затраты на строительство, млн долл. (при цене 200 тыс. долл./100 м гор. ствола) 3,50 4,07 4,5 5,5
Прирост доходов, млн долл. - 1,39 38,31 126,75
Абсолютная эффективность (Прирост доходов/кап. затраты) - 0,34 2,42 4,27
Показатель эффективности Z - 0,89 1,01 1,24
Доходы/расходы
33,13
38,13
47,31
Рис. 5. График зависимости приведенной абсолютной эффективности от длины горизонтального участка скважины в залежи месторождения Шуртан
Длина горизонтального участка скважины, м
1100 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 1,3 МПа. При этом потери давления по горизонтальному участку составили 0,7 МПа.
Следует отметить, что потери давления по стволу наряду с технологическими параметрами работы скважины (как депрессия на пласт, пластовое давление) зависят от конструкции скважины. На распределение давления влияет характер вскрытия пласта, наличие фонтанных труб, их диаметр, а также состав пластового газа и наличие в нем жидких компонентов [9].
Технико-экономическая оценка применения горизонтальной скважины в залежи месторождения Шуртан
Расчеты показателей разработки залежи вертикальной и горизонтальной скважинами проведены по формулам (1) -(7) в четырех вариантах (табл. 1), включающих базовый вариант разработки вертикальной скважиной и три варианта разработки горизонтальной скважиной, имеющие следующие критерии:
- первый вариант разработки предполагает достижение тех же значений извлекаемых запасов газа и газоотдачи. В данном случае длина горизонтального участка ствола является функцией от удельных дренируемых запасов и равняется 286 м;
- второй вариант разработки горизонтальной скважиной, длиной 500 м, предполагает увеличение удельных дренируемых скважиной запасов при сохранении того же значения газоотдачи в случае с вертикальной скважиной;
- третий вариант разработки горизонтальной скважиной, длиной 1000 м, предполагает увеличение дренируемых
запасов и достижения значения газоотдачи не ниже базового варианта.
Экономическая оценка вариантов проведена при ценах реализации газа на внутреннем рынке 38 долл. США за 1 м3 газа при ценах строительства 200 тыс. долл. США за 100 м горизонтального участка скважины. В частности, определен показатель эффективности Z, определяемый как отношение увеличения объемов добываемого газа к увеличению капитальных затрат на строительство скважин [10, 11]. Также определен показатель абсолютной эффективности Эабс как отношение прироста доходов от реализации газа к капитальным затратам, вызвавшим этот прирост [12]. Технико-экономическая оценка, проведенная на основе пластовых условий и начальных термобарических параметров газоконденсатного месторождения Шуртан, свидетельствует об эффективности применения горизонтальной скважины, причем с увеличением длины горизонтального участка эффективность горизонтальной скважины расчет по логарифмической зависимости. Анализ динамики приведенной абсолютной эффективности от длины горизонтального участка скважины (рис. 5) показывает наличие диапазона длин горизонтального ствола (в пределах 520-680 м), при этом сохраняются высокие значения эффективности, а также оптимальная для залежи месторождения Шуртан длина горизонтального ствола, где каждый погонный метр горизонтальной скважины работает с максимальной эффективностью.
Резюмируя указанное выше, можно сказать, что приближенный метод расчетов параметров горизонтальной газовой скважины с учетом нелинейного закона фильтрации является базовым методом, хоть и уступающим по точности результатов численным методам, имеющим практическую ценность в решении следующих важных задач на этапе проектирования разработки:
- расчет удельных дренируемых запасов, приходящихся на одну горизонтальную скважину;
- получение дебита горизонтальной газовой скважины, расположенной в анизотропном полосообразном пласте на произвольном расстоянии от его кровли и подошвы;
- расчет производительности скважины с учетом потерь давления в горизонтальной части ствола и выбор ее конструкции;
- обоснование с технико-экономической точки зрения оптимальной длины горизонтального участка скважины.
1-2
• 2022
67
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Махмудов Н.Н., Бобомуродов У.З. Результаты прогноза основных технологических показателей разработки нефтегазоконденсатного месторождения Шаркий Испанли // Инновационные технологии. 2018. № 1. С. 9-14.
2. Giger F.M., Reis A.P., Jourdan A.P. The reservoir aspects of horizontal drilling. The SPE annual technical conference and exhibition, paper number SPE-13024-MS, Houston, Texas 1984.
3. Закиров С.Н. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988. 335 с
4. Назаров У.С. Экспериментальное исследование влияния глубины спуска фонтанных труб на работу газовых скважин в присутствии забойной жидкости // Экспресс-инф. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1985. С. 6-9.
5. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971. 312 с.
6. Ахмедов М.М. Влияние конструкции и размещения горизонтального ствола на производительность газовой скважины: дис. на соискание степени магистра. М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2015 С. 85.
7. Ахмедов М.М. Влияние различных факторов на производительность горизонтальных скважин // Мат. VIII Междунар. молодеж. науч. конф. «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса». Ч. I. Уфа: РИЦ БашГУ. 2018. 371 с.
8. Joshi S.D. Horizontal well technology. PennWell Corp., Tulsa, Oklahoma. 1991.
9. Ахмедов М.М. Влияние различных факторов на производительность горизонтальных газовых скважин // Universum: Технические науки: электрон. науч. журн. 2019. № 10(67). URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/ item/7896 (дата обращения 23.02.2022).
10. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 1995. № 12. С. 31-36.
11. Голов Л.В., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. 1997. № 3. С. 29-31.
12. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. 199 с.
REFERENCES
1. Makhmudov N.N., Bobomurodov U.Z. The results of the forecast of the main technological indicators of the development of the Sharkiy Ispanli oil and gas condensate field. Innovatsionnyye tekhnologii, 2018, no. 1, pp. 9-14 (In Russian).
2. Giger F.M., Reis A.P., Jourdan A.P. The reservoir aspects of horizontal drilling. Proc. of the SPE annual technical conference and exhibition, paper number SPE-13024-MS. Houston, 1984.
3. Zakirov S.N. Mnogomernaya i mnogokomponentnaya fil'tratsiya [Multidimensional and multicomponent filtration]. Moscow, Nedra Publ., 1988. 335 p.
4. Nazarov U.S. Eksperimental'noye issledovaniye vliyaniya glubiny spuska fontannykh trub na rabotu gazovykh skvazhin v prisutstvii zaboynoy zhidkosti. Ekspress inf. Seriya «Geologiya, bureniye i razrabotka gazovykh mestorozhdeniy» [Experimental study of the influence of the depth of the descent of fountain pipes on the operation of gas wells in the presence of bottomhole fluid. Express inf. Series "Geology, drilling and development of gas fields"]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 1985. pp. 6-9
5. Gimatudinov SH.K. Fizika neftyanogo igazovogo plasta [Physics of an oil and gas reservoir]. Moscow, Nedra Publ., 1971. 312 p.
6. Akhmedov M.M. Vliyaniye konstruktsii irazmeshcheniya gorizontal'nogo stvola na proizvoditel'nost' gazovoyskvazhiny. Diss. [Influence of the design and placement of a horizontal wellbore on the productivity of a gas well. Cand. sci. diss.] Moscow, RGU nefti i gaza (NIU) im. I.M. Gubkina Publ., 2015. p. 85.
7. Akhmedov M.M. Vliyaniye razlichnykh faktorov na proizvoditel'nost' gorizontal'nykh skvazhin [Influence of various factors on the productivity of horizontal wells]. Trudy VIIIMezhd. molodezhnoynauch. konf. «Naukoyemkiye tekhnologii v resheniiproblem neftegazovogo kompleksa» [Proc. of VIII Intl. youth scientific conf. "Science-intensive technologies in solving the problems of the oil and gas complex"]. Ufa, 2018. 371 p.
8. Joshi S.D. Horizontal well technology. Tulsa, PennWell Corp. Publ., 1991.
9. Akhmedov M.M. Influence of various factors on the productivity of horizontal gas wells. Universum: Tekhnicheskiye nauki, 2019, no. 10(67) (In Russian). Available at: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/7896 (accessed 23 February 2022).
10. Muslimov R.KH., Suleymanov E.I. The use of horizontal wells in the development of oil fields of Tatneft JSC. Neftyanoye khozyaystvo, 1995, no. 12, pp. 31-36 (In Russian).
11. Golov L.V., Volkov S.N. Current state and prospects for the use of horizontal wells in Russia. Neftyanoye khozyaystvo, 1997, no. 3, pp. 29-31 (In Russian).
12. Berdin T.G. Proyektirovaniye razrabotkineftegazovykh mestorozhdeniysistemamigorizontal'nykh skvazhin [Designing the development of oil and gas fields with horizontal well systems]. Moscow, Nedra-Biznestsentr Publ., 2001. 199 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Акрамов Бахшилло Шафиевич, к.т.н., проф. отделения разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, Филиал Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина в городе Ташкенте.
Ахмедов Мирзаанвар Мохиджонович, соискатель, Ташкентский государственный технический университет им. Ислама Каримова. Ахмедов Музаффар Мохидович, начальник производственно-технического отдела, СП ООО «GazliGasStorage».
Bakhshillo SH. Akramov, Cand. Sci. (Tech.), Prof. of the Departments for the Development of Oil, Gas and Gas Condensate Fields, Tashkent branch of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
Mirzaanvar M. Akhmedov, Researcher, Tashkent State Technical University Named after Islam Karimov.
Muzaffar M. Akhmedov, Head of Production and Technical Department, JV LLC "Gazli Gas Storage".
