CC BY
61
СЕМИНАР-КОНФЕРЕНЦИЯ
«Строительство горизонтальных, разветвленных-скважин и ЗБС: проблемы, перспективы, инновационные решения»
10-14 октября 2016
«Инновационные решения в области КРС, ПНП.ГНКТ, внутрискважинные работы и супервайзинг в горизонтальных и разветвленных скважинах»
05-09 июня 2017
Выводы
Показано, что наряду с известными критериями применимости циклического заводнения, анизотропия проницаемости оказывает существенное влияние на выбор технологических параметров метода (время полуцикла) и его технологическую эффективность. Результаты представляют научный и практический интерес. В частности в статье показано, как полученные результаты могут быть использованы на полномасштабных трехмерных гидродинамических моделях при проектировании циклического заводнения.
Список литературы
1. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988. 121 с.
ENGLISH
2. Крянев Д.Ю. Нестационарное заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ВНИИнефть, 2008. 208 с.
3. Чертенков М.В., Чуйко А.И., Аубакиров А.Р., Пятибратов П.В. Выбор объектов и перспективных участков для применения циклического заводнения // Нефтяное хозяйство. 2015. №8. С. 60-64.
4. Тиаб Д., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. 2-е изд. М.: Премиум Инжиниринг, 2009. 868 с.
5. Ringrose, P., Bentley M. Reservoir Model Design: A Practitioner's Guide. Springer, 2015. 249 p.
OIL PRODUCTION
Assessing the impact of reservoir permeability anisotropy on the cyclic waterflooding effectiveness
UDC 622.276
Authors:
Petr V. Pyatibratov — Ph.D., associate professor1; pyatibratov.p@gmail.com
Artur R. Aubakirov — leading specialist of gas EOR methods2; Artur.Aubakirov@lukoil.com
1Gubkin Russian State Oil and Gas university, Moscow, Russian Federation 2LLC "LUKOIL-Engineering", Moscow, Russian Federation
Abstract
The effectiveness of the cyclic waterflooding depends on a number of geological, physical and technological factors. In the article based on a three-dimensional hydrodynamic simulation shows the influence of the anisotropy permeability for half-cycle duration and technological efficiency of the method.
Materials and methods
3D simulation.
Results
As a result of simulations on the sectoral simulation model shows that, in addition to factors such as the layered heterogeneity of reservoir hydrodynamic connectivity layers, fractured reservoirs, oil viscosity, areal heterogeneity, compressibility of reservoir system, current oil saturation, efficiency of the method is significantly affected by the reservoir anisotropy coefficient. Duration of
References
1. Sharbatova I.N., Surguchev M.L. Tsiklicheskoe vozdeystvie na neodnorodnye neftyanye plasty [Cyclic impact on heterogeneous stratum]. Moscow: Nedra, 1988, 121 p.
2. Kryanev D.Yu. Nestatsionarnoe zavodnenie. Metodika kriterial'noy otsenki vybora uchastkov vozdeystviya [Nonsrationary waterflooding. Methods of evaluating the selection criterion of the exposure spots]. Moscow: VNIIneft', 2008, 208 p.
3. Chertenkov M.V., Chuyko A.I., Aubakirov A.R., Pyatibratov P.V. Vybor
half-cycle and technological efficiency of cyclic waterflooding is directly proportional to the value of reservoir anisotropy coefficient.
Conclusions
It is shown that in addition to well-known criteria for cyclic flooding applicability, reservoir permeability anisotropy has a significant influence on the choice of process parameters of the method (half-cycle duration) and technological efficiency.
The results are scientifically and practically interesting. In particular, the article shows how the results can be used for full-scale three-dimensional hydrodynamic model for the design of cyclic waterflooding.
Keywords
cyclic waterflooding,
cyclic waterflooding applicability criteria, reservoir permeability anisotropy
ob"ektov i perspektivnykh uchastkov dlya primeneniya tsiklicheskogo zavodneniya [Zones and regions selecting for cyclic waterflooding]. Oil Industry, 2015, issue 8, pp. 60-64.
4. Tiab D., Donaldson E.Ch. Petrofizika: teoriya i praktika izucheniya kollektorskikh svoystv gornykh porod i dvizheniya plastovykh flyuidov [Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties]. 2nd ed. Moscow: Premium Inzhiniring, 2009, 868 p.
5. Ringrose, P., Bentley M. Reservoir Model Design: A Practitioner's Guide. Springer, 2015. 249 p.
ешгрр
Предстаеитель компании Arrow в РФ: ООО «СДТР Инжиниринг», тел.+7 916-301-56-47, e-mail: saies@gtisdtr.ru
ГАЗОВЫЕ ДВИГАТЕЛИ ARROW ДЛЯ СТАН КО В-КАЧАЛ О К
Газовые двигатели Arrow используются в качестве привода для стан ков-качалок и генераторных установок с круглосуточным режимом работы.
В отличие от высокооборотных турбированных двигателей, двигатели Arrow — низкооборотные и изначально сконструированы для работы на низкокачественном газе.
В качестве топливного газа используется попутный нефтяной газ или газзатрубного пространства. Дорогостоящая подготовка газа, например, низкотемпературная осушка или адсорбционная очистка от сероводорода, не требуются.
Основные допустимые параметры топливного газа:
1. Индекс детонации газа (метановое число) —WKI: >50;
2. Минимальная теплотворная способность-900 Btu/ft3;
3. Максимал ьно допустимое содержание сероводорода —до 1%;
4.Предельное содержание соединений галогенов {гидрохлориды, фториды и т.д.) —60 мкг/литр.
При повышенном содержании сероводорода и соединений галогенов требуется более частая замена масла согласно рекомендациям производителя.
Имеется реальный положительный опыт эксплуатации двигателей Arrow в России на предприятиях группы Лукойл.
Мощность
при продолжительной работе на максимальных оборотах (л.с)
10 л.с.
(7,5 кВт}
800 об/мин
14 л.с. 20 л.с.
(10,4 кВт) (14,9 кВт)
700 об/мин 600 об/мин
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Повышение эффективности выработки запасов в низкопроницаемых пластах на основе вертикально-латерального заводнения
Н.В. Шупик
соискатель
ShupikNV@tmn.lukoil.com И.м. Индрупский
д.т.н., зав. лабораторией i-ind@ipng.ru
Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), Москва, Россия
В данной работе на примере типового участка исследуется возможность повышения эффективности разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах юрских отложений Западной Сибири с применением методических и технологических решений по опережающему и вертикально-латеральному заводнению, обоснованных в рамках концепции эффективного порового пространства (ЭПП) [1, 2]. В качестве инструмента для оценки эффективности предлагаемых решений используется секторная геолого-гидродинамическая модель реального объекта с учетом сложившейся системы разработки. Выбор данного объекта определяется типичностью его параметров и технологических решений, реализуемых недропользователем, для аналогичных объектов на других месторождениях, вводимых в разработку в последние годы.
материалы и методы
Гидродинамические расчеты проведены в программном комплексе tNavigator с целью более корректного моделирования динамики фильтрационных процессов при наличии массовых трещин ГРП.
Ключевые слова
вертикально-латеральное заводнение, многостадийный гидроразрыв, низкопроницаемый коллектор, трудноизвлекаемые запасы, горизонтальные нагнетательные скважины, интенсивные системы разработки, доизвлечение остаточных запасов, опережающее заводнение
Описание объекта и модели
Участок моделирования представлен юрскими отложениями Западно-Сибирской низменности. Расположен в зоне понижения структурных поверхностей. Фильтраци-онно-емкостные свойства неоднородные и характеризуются значениями эффективной проницаемости от 4 мД у кровли коллектора, переходя в глину к подошве. Начальная нефтенасыщенность в долях эффективной пористости около 0,8 д. ед. у кровли и снижается до уровня остаточной нефтенасыщен-ности к подошве. Участок пласта практически монолитный. Свойства пластовых флюидов ^Т-свойства) в модели заданы в соответствии с утвержденными для объекта параметрами. В таб. 1 приведены основные физико-химические свойства пласта и флюидов.
Поскольку в качестве технологических решений на объекте применяются наклонно-направленные скважины (ННС) с трещинами гидроразрыва пласта (ГРП) и горизонтальные скважины (ГС) с многозонным гидроразрывом пласта (МГРП), отдельное внимание уделено корректному моделированию динамики фильтрационных процессов при наличии трещин ГРП. Использован реализованный в tNavigator подход, при котором трещина ГРП моделируется путем создания сети виртуальных перфораций в ячейках сетки, через которые проходит трещина. Данный подход позволяет адекватно моделировать приток флюидов в скважину с ГРП, а также влияние трещины на течение флюидов в пласте и успешно используется при большом количестве трещин ГРП на объекте разработки [3]. Метод может эффективно применяться как для вертикальных, так и для горизонтальных скважин с многостадийным ГРП [4].
Число, положение и ориентация трещин ГРП задавались по фактическим данным. На ГС с МГРП реализовано, в среднем по 3-4
стадии в зависимости от длины ствола. По нагнетательным и добывающим ННС также проведены операции ГРП. Параметры трещин по всем скважинам взяты одинаковые, соответствующие осредненным оценкам по фактическим данным: ширина — 4 мм, полудлина — 80 м, модель трещины бесконечной проводимости. Время затухания эффекта от ГРП для ГС с МГРП — 2 года, для добывающих ННС — 3 года, для нагнетательных ННС — без затухания.
Моделирование ввода скважин соответствует проектным решениям по объекту (рис. 1а). Они предусматривают обращенную девятиточечную систему размещения скважин с центральной нагнетательной наклонно-направленной скважиной в центре квадрата и заменой двух наклонно-направленных в рядах добывающих скважин на горизонтальную добывающую скважину с МГРП со смещением. Всего на участке 46 добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию с гидравлическим разрывом, из которых 21 ГС с МГРП, остальные — ННС с ГРП. Также реализуется ввод 20 ННС с ГРП, из них 7 — в отработке на нефть от 1 до 7 месяцев. Ввод скважин на участке осуществлялся постепенно в течение года.
Фактические входные дебиты по нефти ННС с ГРП около 30-40 т/сут, ГС с МГРП — 90-140 т/сут. Недостаточная эффективность системы поддержания пластового давления (ППД) сказывается на быстром падении деби-тов скважин. В течение квартала с момента ввода дебит снижается и достигает для ННС с ГРП 20-25 т/сут (падение на 30%), по ГС с МГРП — 40-70 т/сут (падение на 45%). Участок характеризуется недонасыщенным по нефти коллектором без подошвенной воды, входная обводненность добывающих ННС с ГРП составляет 18-30 %, добывающих ГС с МГРП — 30-45%. Существенных изменений
Параметр Значение
Пластовая температура, оС 96
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 835
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 759
Среднее давление насыщения, Бар 103
Газосодержание, м3/т 84
Объемный коэффициент нефти, д. ед. 1.205
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 1015
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 986
Коэффициент сжимаемости воды, 1/ГПа 0.489
Начальное пластовое давление, Бар 260
Эффективная проницаемость, мД (средняя/мин.-макс.) 2.5/0-24
Средняя эффективная пористость, д. ед. (средняя/мин.- макс.) 0.12/0.06-0.18
Средняя начальная нефтенасыщенность 0.76/0.40-0.86
(в долях эффективной пористости), д. ед. (средняя/мин. -макс.)
Таб. 1 — Основные физико-химические свойства флюидов и пласта ЮВ
