Оценка эффективности применения технологии бурения боковых стволов на эксплуатационных скважинах Восточно-Сургутского месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 29 июня, печатный экземпляр отправим 3 июля.

Опубликовать статью в журнале

Библиографическое описание:

Шлеин Г. А., Егоров В. Ю., Симикин А. В., Симикин А. В. Оценка эффективности применения технологии бурения боковых стволов на эксплуатационных скважинах Восточно-Сургутского месторождения // Молодой ученый. — 2019. — №4. — С. 85-89. — URL https://moluch.ru/archive/242/55808/ (дата обращения: 20.06.2019).



В статье 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 2018 года.

Ключевые слова: боковой ствол, геологические, добыча, забой, конструкция, пласт, скважина, технологическая, экономическая, эффективность.

Месторождения, эксплуатируемые нефтегазодобывающей компанией ПАО «Сургутнефтегаз», расположены в трех геолого-географических зонах: Западная и Восточная Сибирь, Ямало-Ненецкий автономный округ. 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, разрабатываемых Обществом, 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 [2].

Таким образом, значительная часть месторождений ПАО «СНГ» расположена в сложных геологических условиях и характеризуется наличием всех факторов, сопровождающих завершающую стадию эксплуатации, что требует применения различных геолого-технических мероприятий, направленных на максимально полное извлечение нефти, оставшейся в недрах.

Одним из таких мероприятий является забуривание боковых и горизонтальных стволов скважин эксплуатационного фонда, включающего в себя как добывающие, так и нагнетательные скважины. Целью бурения боковых и горизонтальных стволов является интенсификация системы разработки месторождений Общества, 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. Одним из определяющих условий безаварийного бурения удлинения и ответвлений боковых стволов скважин является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе «скважина — пласт», величина которого выбирается исходя из условий предупреждения поглощений промывочной жидкости, газонефтеводопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, охраны недр и экологии [3].

Наиболее распространенными конструкциями боковых стволов в практике разработки месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» 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 как текущими условиями разработки, так и геологическими факторами. Для реализации технологии забуривания боковых стволов учитываются также 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».

Восточно-Сургутское месторождение ПАО «Сургутнефтегаз» введено в промышленную разработку в 1985 году. Геологический разрез месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и доюрских образований. В эксплуатации находятся залежи пластов БС100(б), ЮС11 и опытный участок пласта ЮС21. Залежи пластов БС21 и БС22 в разработку не введены [2].

Пласт ЮС21 является регионально нефтеносным — залежь занимает значительную часть Сургутского свода, без разрыва поля нефтеносности присутствует на соседних месторождениях (Западно-Сургутское, Родниковое, Федоровское, Южно-Сургутское). По типу залежь является литолого-стратиграфической, в ней сосредоточены большие запасы нефти, однако в силу сложного геологического строения и довольно низких фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, на большей части площади распространения, имеет низкую продуктивность.

Пласт ЮС11 выделяется в верхней части васюганской свиты, общая толщина в среднем составляет 8.8 м.

Залежи относятся к типу пластовых сводовых Дебиты скважин в основном не превышают 5–6 т/сут, средний текущий дебит скважин 4.3 т /сут.

На Восточно-Сургутском месторождении нефтенасыщенным является средний пласт ачимовской толщи — БС100(б), коллектора остальных насыщены водой.

Месторождение находится в стадии падающей добычи нефти, максимальный уровень 1518.8 тыс. т достигнут в 1992 году

В 1991 году на Восточно-Сургутском месторождении была пробурена первая эксплуатационная скважина с горизонтальным окончанием. В настоящее время месторождение разбуривается системой горизонтальных и наклонно-направленных скважин.

Забой эксплуатационной скважины является ее важнейшим элементом, определяющим долговечность и эффективность работы скважины. Эффективной конструкцией забоя может считаться такая, которая 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 [4]. Многолетний опыт строительства скважин позволил выбрать наиболее оптимальную конструкцию, отвечающую особенностям геологического строения Восточно-Сургутского месторождения и технико-экономически обоснованную.

Типовая конструкция горизонтальных скважин Восточно-Сургутского 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 [2].

На практике применяются группы критериев, позволяющих прямо или косвенно оценить технологическую и экономическую эффективность геолого-технического мероприятия.

Так, в качестве общего показателя, характеризующего влияние конструкции забоя скважины, зоны проникновения и состояния коллектора в ПЗП на фильтрацию флюидов, можно рассматривать гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины.

Ко второй группе критериев эффективности могут быть отнесены показатели, характеризующие технические аспекты качества бокового ствола — герметичность оборудования и обсадных колонн, разобщающих мостов и пакеров; отсутствие перетоков;

профиль бокового ствола.

К третьей группе критериев относятся показатели надежности: это такие как долговечность и работоспособность ствола и призабойной зоны скважины при эксплуатации.

К четвертой группе — показатели экологической надежности.

Пятая группа критериев — общеэкономические показатели: затраты на строительство бокового ствола, рентабельность, срок окупаемости затрат на строительство бокового ствола.

Все эти показатели и критерии закладываются уже 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.

Особое значение имеет гидродинамическое совершенство призабойной зоны, поскольку достижение высокого уровня дебита, даже при увеличении затрат и продолжительности заканчивания, сокращает период окупаемости строительства скважины. Но вместе с тем, низкий уровень гидродинамического совершенства ПЗС не даст возможности компенсировать затраты на строительство скважины.

Определяющими факторами при выборе конструкции забоя 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 [4].

Данные, демонстрирующие технологическую и экономическую эффективность забуривания боковых стволов на Восточно-Сургутском месторождении за первое полугодие 2018 года, представлены в таблице 1 и 2 [1].

Таблица 1

Динамика изменения текущих дебитов до ипосле разбуривания боковых стволов

Условный номер скважины

Пласт

Дебит до КР6, т/сут

Технологические показатели после КР6

объем добытой нефти после КР6

время работы, сут

текущий дебит нефти, т/сут

1

БС10–0

4,7

2404,7

88

25

2

БС10–0

3,9

2254,1

95

20,7

3

БС10/0

5,3

259,2

11

23,8

4

ЮС1/1

5,8

2535,3

87

24,4

5

ЮС2/2 (нагн)

3,2

461,3

35

13,9

6

ЮС2/2 (нагн)

-

-

-

-

7

ЮС2/1

3,6

98,8

14

7,1

8

ЮС2,1

4,1

265,2

30

8,2

Представленные данные показывают, что за первое полугодие 2018 года работы по забуриванию боковых стволов выполнены на восьми эксплуатационных скважинах, в том числе шести — добывающих, двух — нагнетательных (одна из них запланирована под использование для целей поддержания пластового давления) в комплексе работ КР6. Сравнительная характеристика технологической эффективности, оцениваемой наиболее важным показателем — изменением дебита по наблюдаемым скважинам, показывает прирост дебита от 200 до 530 %, что показано на рисунке 1.

Рис. 1. Динамика прироста текущих дебитов после забуривания боковых стволов на Восточно-Сургутском месторождении

Скважин с нулевым или отрицательным технологическим эффектом не выявлено.

Имеющиеся данные позволяют сделать вывод о высокой технологической эффективности забуривания боковых стволов на скважинах основных продуктивных пластов Восточно-Сургутского месторождения, что отражается в существенном приросте текущих дебитов.

Рассмотрим экономические аспекты эффективности данного геолого-технического мероприятия. Экономическая эффективность в целом проявляется в таких показателях, как превышение полученного экономического результата над затратами, необходимыми на реализацию мероприятия. В контексте исследуемого вопроса экономическая эффективность может быть оценена как объем добычи нефти, необходимой для окупаемости затрат, связанных с бурением боковых стволов, а также срок окупаемости этих затрат.

На основе показателей технологической эффективности рассчитаны объемы добычи для окупаемости затрат и прогнозируемые сроки окупаемости. Результаты расчетов сведены в таблице 2.

Таблица 2

Экономическая эффективность работ по забуриванию боковых стволов на Восточно-Сургутском месторождении за первое полугодие 2018 года

Условный номер скважины

Пласт

Затраты на комплекс работ по КР6, тыс.руб

Объем добычи нефти для окупаемости затрат, т

Прогнозируемый срок окупаемости, сут

всего

затраты на подготовительные работы

затраты на основной ремонт (забуривание БС)

Прочие затраты (на освоение)

1

БС10–0

76988,4

5255

68959,3

2452,1

14648,8

577

2

БС10–0

61846,5

8151

48396,9

4147,5

11767,7

555

3

БС10/0

78237,2

5593

32928,7

11434,7

15184,7

645

4

ЮС1/1

43225,5

5760,1

29292,8

7840,4

8639,1

337

5

ЮС2/2 (нагн)

61136,6

8112,6

42734,5

9956,9

12218,8

861

6

ЮС2/2 (нагн)

47923,9

7155,5

31894,6

8502

под ППД

-

7

ЮС2/1

43385,1

8985,1

24363,5

9701,8

8420,4

1193

8

ЮС2,1

50805,9

5324,9

33850,1

11294,8

9795,5

1108

-

Итого

463549,1

54337,2

312420,4

65330,2

-

-

За полгода общие затраты на проведение операций комплекса КР6 по восьми скважинам Восточно-Сургутского месторождения составили 463549,1 тыс.руб, в том числе затраты на подготовительные работы — 54337,2 тыс.руб или 11,72 %, на основные работы — 312420,4 тыс. руб или 67,4 %, на прочие затраты с учетом освоения — 65330,2 тыс. 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 15184,7 тонн по условной скважине № 3.

Исходя из текущих дебитов после КР6 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 нормативным сроком окупаемости капиталовложений в нефтяной промышленности Тн=3,15 года. На основании такого допущения представляется возможным сделать вывод о целесообразности проведения геолого-технических мероприятий данного вида.

Как показывают приведенные в таблице 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 2,36 года.

В двух последних случаях ожидаемый 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 Восточно-Сургутском месторождении.

Таким образом, можно заключить, что 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.

Выводы:

  1. На заключительной стадии эксплуатации Восточно-Сургутского месторождения наиболее эффективным методом интенсификации добычи является бурение боковых и горизонтальных стволов.
  2. Применение данной технологии целесообразно на добывающих и нагнетательных скважинах.
  3. Проведенный анализ показывает высокую технологическую эффективность данной технологии, так как при ее применении отмечается значительный прирост текущих дебитов.
  4. Экономическая эффективность применения технологии забуривания боковых стволов по большинству скважин также может быть оценена как высокая. Вместе с тем, согласно результатам расчетом, срок окупаемости затрат по отдельным скважинам превышает нормативный срок 3,15 года, в связи с чем необходимо дополнительное обоснование экономической целесообразности проведения операций забуривания боковых стволов по таким скважинам и выполнение дополнительного объема работ по увеличению объема добычи.

Литература:

  1. Отчет НГДУ «Сургутнефть» «Эффективность ремонтов по забуриванию боковых стволов в период с 01.01.2018 по 01.06.2018»
  2. Справочник супервайзера: Справочное пособие. Книга в двух томах. Т. 1. — Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья», ОАО «Сургутнефтегаз», 2011. — 296 с., 112 илл.
  3. Стандарт организации СТО 58–2017 «Боковые стволы скважин. Порядок крепления» // Производственный отдел по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз». 2017. — 51 с.
  4. 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.
Основные термины (генерируются автоматически): Восточно-Сургутское месторождение, экономическая эффективность, скважина, боковой ствол, окупаемость затрат, ствол, пласт, группа критериев, призабойная зона скважины, гидродинамическое совершенство.


Похожие статьи

Компоновочные схемы заканчивания боковых стволов...

Применение технологии зарезки боковых стволов является эффективными технологиями для увеличения дебитов и извлечения оставшейся нефти в выработанных залежах за счет решения таких проблем как ограничение водопритока, вовлечение в разработку недренируемых...

Бурение боковых стволов на примере Уренгойского...

Боковые стволы позволяют обойти зоны обводнения и загрязнения в пласте, а

Системное применение технологии бурения боковых стволов в продолжительном по времени

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже...

Анализ методов воздействия на пласт на месторождениях...

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляются периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией.

Особенности очистки горизонтальных стволов скважин

Важнейшим направлением повышения эффективности разработки месторождений стало строительство наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием ствола (ГС). Результаты эксплуатации таких скважин однозначно доказали экономическую оправданность...

Рекомендации по оптимизации выработки запасов на примере...

Пробурить боковой горизонтальный ствол из законсервированной обводненной скважины № 1. Среднемесячный дебит этой скважины за период 2003–2004 гг. изменялся в пределах 3–12 т/сут. После проведения ГРП и замены насоса на ЭЦН в 2005 г. средний дебит нефти (за май...

Исследование применения виброакустического метода...

Исследование применения виброакустического метода воздействия на призабойную зону пласта.

В результате воздействий обводненность отдельных скважин снизилась более чем вдвое

На основе гидродинамического моделирования процесса разработки модельных...

Результаты обработки гидродинамических исследований...

Скважиной-первооткрывательницей месторождения Подрифовый Кокдумалак является скважина № 20 – Кокдумалак, давшая промышленные притоки

Для оценки фильтрационных характеристик около скважинной зоны (ОЗП) пласта по результатам гидродинамических...

Решение проблем эксплуатации длинных трубопроводов от кустов...

ГСС Салмановского месторождения обусловлена большой протяженностью газосборных шлейфов от скважин до УКПГ — до 25 км. Также для равномерной разработки месторождения скважины бурятся на разные продуктивные пласты с различными пластовыми давлениями...

Определение эффективности гидродинамических методов...

К первой группе относятся методы гидродинамического воздействия, которые

На месторождении Арниез получили применение только методы первой группы, а именно

Порядок проведения работ по определению эффективности гидродинамических методов...

Похожие статьи

Компоновочные схемы заканчивания боковых стволов...

Применение технологии зарезки боковых стволов является эффективными технологиями для увеличения дебитов и извлечения оставшейся нефти в выработанных залежах за счет решения таких проблем как ограничение водопритока, вовлечение в разработку недренируемых...

Бурение боковых стволов на примере Уренгойского...

Боковые стволы позволяют обойти зоны обводнения и загрязнения в пласте, а

Системное применение технологии бурения боковых стволов в продолжительном по времени

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже...

Анализ методов воздействия на пласт на месторождениях...

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляются периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией.

Особенности очистки горизонтальных стволов скважин

Важнейшим направлением повышения эффективности разработки месторождений стало строительство наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием ствола (ГС). Результаты эксплуатации таких скважин однозначно доказали экономическую оправданность...

Рекомендации по оптимизации выработки запасов на примере...

Пробурить боковой горизонтальный ствол из законсервированной обводненной скважины № 1. Среднемесячный дебит этой скважины за период 2003–2004 гг. изменялся в пределах 3–12 т/сут. После проведения ГРП и замены насоса на ЭЦН в 2005 г. средний дебит нефти (за май...

Исследование применения виброакустического метода...

Исследование применения виброакустического метода воздействия на призабойную зону пласта.

В результате воздействий обводненность отдельных скважин снизилась более чем вдвое

На основе гидродинамического моделирования процесса разработки модельных...

Результаты обработки гидродинамических исследований...

Скважиной-первооткрывательницей месторождения Подрифовый Кокдумалак является скважина № 20 – Кокдумалак, давшая промышленные притоки

Для оценки фильтрационных характеристик около скважинной зоны (ОЗП) пласта по результатам гидродинамических...

Решение проблем эксплуатации длинных трубопроводов от кустов...

ГСС Салмановского месторождения обусловлена большой протяженностью газосборных шлейфов от скважин до УКПГ — до 25 км. Также для равномерной разработки месторождения скважины бурятся на разные продуктивные пласты с различными пластовыми давлениями...

Определение эффективности гидродинамических методов...

К первой группе относятся методы гидродинамического воздействия, которые

На месторождении Арниез получили применение только методы первой группы, а именно

Порядок проведения работ по определению эффективности гидродинамических методов...

Задать вопрос