Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Оптимизация системы разработки с использованием МЗС на примере объекта АС9 Восточно-перевального месторождения

Объект АС9, расположенный на Восточно-Перевальном месторождении, характеризуется небольшой нефтенасыщенной толщиной, низкой плотностью запасов, наличием контактной воды, а также низкой эффективностью разработки наклонно-направленными скважинами.

Результаты проведенных на участке опытно-промысловых работ (ОПР) показали, что фонд многозабойных скважин отличается более стабильной работой, нежели фонд горизонтальных скважин. По результатам ОПР было предложено дальнейшее бурение объекта по рядной системе разработки с многозабойными скважинами в добывающих рядах. Дальнейшая оптимизация схемы разработки заключалась в увеличении длины горизонтальных участков новых МЗС и разрежении сетки нагнетательных скважин.

Положительные результаты внедрения новой схемы разработки позволяют рекомендовать ее к рассмотрению для участков с близкими геолого-физическими характеристиками и низкой плотностью запасов.

20.10.2017 Инженерная практика №07/2017
Крамар Виталий Геннадьевич Инженер I категории Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»

Рис. 1. Схема размещения проектного фонда скважин на объект АС9 Восточно-Перевального м/р
Рис. 1. Схема размещения проектного фонда скважин на объект АС9 Восточно-Перевального м/р
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика восточной залежи объекта АС9 Восточно-Перевального м/р
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика восточной залежи объекта АС9 Восточно-Перевального м/р

В табл. 1 и на рис. 1 и 2 представлены геолого-физические характеристики объекта АС9 Восточно-Перевального месторождения. Система поддержания пластового давления (ППД) на участке сформирована из четырех нагнетательных скважин, расположенных на расстоянии двух шагов сетки (1132 м) друг от друга.По итогам первого полугодия работы скважин на участке можно отметить, что дебит нефти наклонно-направленных скважин (ННС) снизился примерно на 30%, тогда как дебит многозабойных скважин (МЗС) остался стабильным и в среднем к концу полугодия составлял 47 т/сут при запускном дебите 51 т/сутки (рис. 3).

Рис. 2. Геолого-физическая характеристика восточной залежи объекта АС9 Восточно-Перевального м/р
Рис. 2. Геолого-физическая характеристика восточной залежи объекта АС9 Восточно-Перевального м/р
Рис. 3. Данные по эксплуатации ННС и МЗС за шесть месяцев
Рис. 3. Данные по эксплуатации ННС и МЗС за шесть месяцев

Также отметим, что с момента формирования системы ППД динамический уровень МЗС оставался стабильным, тогда как дебит жидкости увеличился в среднем на 14%, достигнув 110 м3/сут (рис. 4). В то же время дебит жидкости ННС, напротив, снизился до 10 м3/сут, а динамический уровень достиг предельного значения 2000 м.

Рис. 4. Формирование системы ППД на участке ОПР по бурению МЗС
Рис. 4. Формирование системы ППД на участке ОПР по бурению МЗС

На момент анализа накопленная компенсация по участку составляла 85%, текущая компенсация – 120% (рис. 5).

Рис. 5. Формирование системы ППД, компенсация
Рис. 5. Формирование системы ППД, компенсация

На основании приведенных данных были сделаны выводы, что при переводе нагнетательных скважин под закачку по схеме «через одну» система ППД оказывается достаточно эффективной для поддержания компенсации пластового давления в многозабойных скважинах. При этом эксплуатация наклонно-направленных скважин на объекте АС9 характеризуется крайне низкими технологическими показателями.

ВАРИАНТЫ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

С учетом полученного при проведении ОПР опыта были рассмотрены несколько вариантов дальнейшей оптимизации системы разработки (рис. 6).

Рис. 6. Варианты оптимизации схемы разработки участка
Рис. 6. Варианты оптимизации схемы разработки участка

Первый вариант – базовый, предполагает изменение типа заканчивания добывающих скважин с горизонтального на многозабойное.

Второй вариант представляет собой проектную сетку, в которой нагнетательный ряд разрежен и скважины осваиваются через одну. Также по многозабойным скважинам увеличена длина боковых ответвлений и угол отхода от основного горизонтального участка, что позволяет вовлекать межскважинные запасы в полноценное дренирование.

Третий вариант отличается от второго тем, что система ППД сформирована нагнетательными горизонтальными скважинами, каждая из которых заменяет собой две наклонно-направленные скважины, тем самым усиливая закачку.

Во втором варианте расстояние от очага заводнения до зоны отбора составляет 550 м, в то время как в остальных вариантах – 430 метров (рис. 7).

Рис. 7. Расстояния от очагов заводнения до зон отбора
Рис. 7. Расстояния от очагов заводнения до зон отбора

С помощью гидродинамической модели было определено, что оптимальным сочетанием отбора и закачки обладает вариант №2, который позволяет получить на 5% больше нефти (рис. 8).

Рис. 8. Результаты расчета на гидродинамической модели
Рис. 8. Результаты расчета на гидродинамической модели
Рис. 9. Данные по новым МЗС по состоянию на 1.01.2017
Рис. 9. Данные по новым МЗС по состоянию на 1.01.2017
Таблица 2. Расчет экономической эффективности
Таблица 2. Расчет экономической эффективности

Также был произведен расчет экономической эффективности, подтвердивший предпочтительность второго варианта, принятого к фактической реализации на объекте (табл. 2).

На момент подготовки материала по данной технологии пробурено одиннадцать многозабойных скважин, и надо отметить, что входной дебит по новым скважинам на 17% больше, чем дебит скважин, пробуренных при проведении ОПР, а к концу первого полугодия разница дебитов достигла 42% (рис. 9). Это объясняется увеличением длины боковых ответвлений и углом отхода от основного горизонтального участка. Технологические показатели по участку также стабильны и демонстрируют небольшой рост, что говорит об эффективности систем заводнения и отбора (рис. 10).

Рис. 10. Технологические показатели эксплуатации восточной залежи объекта АС9
Рис. 10. Технологические показатели эксплуатации восточной залежи объекта АС9

ВЫВОДЫ

Реализованная в рамках ОПР рядная система разработки добывающими МЗС и нагнетательными ННС позволяет обеспечить компенсацию отборов и поддержание пластового давления. Эксплуатация ННС в рассматриваемом районе характеризуется крайне низкими технологическими показателями, тогда как вариант с МЗС с увеличением длины и угла отхода боковых ответвлений от основного ствола существенно увеличивает экономический эффект.

Надо отметить, что разрежение ряда нагнетательных скважин принципиально не меняет проектных решений, как и факт увеличения длины боковых ответвлений МЗС и угла их отхода от основного горизонтального участка.

Типовая проводка горизонтального участка одной из МЗС представлена на рис. 11. Толщина пласта в данном случае составляет 3 м, запускной дебит нефти скважины составлял 60 т/сут, дебит жидкости – 100 м3/сутки.

Рис. 11. Проводка горизонтального участка ствола скважины 602Г
Рис. 11. Проводка горизонтального участка ствола скважины 602Г
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Виталий Геннадьевич, предусматриваете ли вы какие-либо мероприятия по снижению эффекта неоднородности пласта при закладке горизонтальных участков МЗС?
Виталий Крамар: На самом деле пласт достаточно выдержанный, единственное, что у него незначительная мощность. В многозабойных скважинах ГРП не проводим, пока что технология не позволяет, в основной ствол спускается фильтр, а боковые ответвления не обсажены.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Технология микробиологического воздействия на залежи (MEOR) – следующий этап разработки месторождений
Оптимизация системы заводнения и усиление режима работы нагнетательного фонда объекта ЮВ1 Урьевского месторождения
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2018

Инженерная практика

Выпуск №12/2018

Борьба с коррозией внутрискважинного оборудования и трубопроводов. Управление заводнением месторождений
Выбор метода защиты ВСО (ГНО) от коррозии, подбор объектов для ОПИНейтрализация негативного воздействия растворенного кислорода на ГНООПИ подвесных патрубков и колонн НКТ с защитными покрытиямиЗащита трубопровода, транспортирующего сырой ПНГВПП в условиях низкопроницаемых пластовБорьба с солеотложениями в водоводах системы заводненияВыбор технологии добычи ВВЭЭксплуатация ТПА в условиях оффшорных месторожденийОбеспечение надежности и безопасности ТПА в нештатных ситуациях
Ближайшее совещание
Строительство скважин, Трубопроводный транспорт
Нефтегазовая арматура 2019
Производственно-техническая конференция

АРМАТУРА ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ‘2019: Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Проблемы и перспективы развития

02 – 03 апреля 2019 года, г. Тюмень
Работа Конференции направлена на обмен опытом среди экспертов и специалистов нефтяных компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: развитие производственного потенциала отрасли, проведение технических аудитов со стороны Заказчика; внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке; импортозамещение и локализация иностранных производителей на территории РФ; входной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – апрель 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

15-19 апреля 2019 г., г. Москва
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг-курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.