Электронный научный журнал
Международный студенческий научный вестник
ISSN 2409-529X

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА

Бакиров А.Д. 1 Пономарева Д.В. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 72 км к западу от города Тарко-Сале. Месторождение открыто в 1990 году опробованием разведочной скважины. Введено в разработку в 2001 году. На газоконденсатных объектах месторождения пробурено четыре горизонтальные скважины, в четырех скважинах пробурены боковые наклонно-направленные стволы и в двух - боковые стволы с горизонтальным окончанием. Бурение горизонтальных скважин показало хорошую эффективность в условиях газоконденсатных пластов месторождения. За счет мероприятия добыто 4.9 млрд.м3 газа. В целом достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин, составляет 101 млн.м3 добытого газа на одну скважину. Бурение боковых и боковых горизонтальных стволов показало неплохую эффективность в условиях газоконденсатных объектов месторождения. За счет бурения боковых стволов дополнительно добыто 709 млн.м3 газа. За счет бурения боковых горизонтальных стволов дополнительно добыто 870 млн.м3 газа. Объемы дополнительно добытого газа позволяют сделать вывод об эффективности бурения горизонтальных скважин, боковых стволов и боковых горизонтальных стволов в условиях газоконденсатных пластов месторождения. Данные мероприятия помогают более полно вырабатывать запасы углеводородов из отдельных пластов, слагающих эксплуатационные объекты.
газ
газоконденсат
месторождение
пласт
горизонтальная скважина
1. Бакиров А.Д., Урванцев Р.В., Линцер С.А. ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВТС МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 5.; URL: http://www.eduherald.ru/ru/article/view?id=18952 (дата обращения: 24.11.2018)
2. Щеколдин А.А., Пономарева Д.В., Павлова А.А., Нестерец А.А. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПУРОВСКОМ РАЙОНЕ ЯНАО // Международный студенческий научный вестник. – 2017. – № 5.; URL: http://www.eduherald.ru/ru/article/view?id=17340 (дата обращения: 28.10.2018).
3. Калиманова Н.П., Пономарева Д.В., Павлова А.А., Нестерец А.А. ПОДГОТОВКА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ К ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКЕ // Международный студенческий научный вестник. – 2017. – № 5.; URL: http://www.eduherald.ru/ru/article/view?id=17337 (дата обращения: 28.10.2018)
4. Кашапов А.Р., Пономарева Д.В., Павлова А.А., Нестерец А.А. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ // Международный студенческий научный вестник. – 2017. – № 5.; URL: http://www.eduherald.ru/ru/article/view?id=17330 (дата обращения: 28.10.2018).
5. Пономарёва Д.В., Урванцев Р.В., Линцер С.А. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЗБС В УСЛОВИЯХ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕГО МЕЛА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 2.; URL: http://eduherald.ru/ru/article/view?id=18162 (дата обращения: 11.11.2018).

Для повышения эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений используют различные методы воздействия на пласт и его призабойную зону для максимального извлечения углеводородов [1,2].

На газоконденсатных и нефтегазоконденсатных объектах месторождения в целях интенсификации отбора углеводородов проводилось бурение горизонтальных скважин (ГС), боковых стволов (БС), боковых горизонтальных стволов скважин (БГС) и перфорационные работы [3].

На газоконденсатных объектах месторождения пробурено четыре скважины с горизонтальным окончанием: №№ 122 (IX объект, пласт АТ6-7), 721 (II объект пласт БТ62), 771 (VII объект, пласт АТ6-7), 1072 (VII объект, пласт ПК211).

Накопленная добыча газа из горизонтальных скважин на 01.01.2015 г. достигла 4.9 млрд.м3 что составляет 13 % от добычи газа по месторождению. Наибольшая накопленная добыча газа получена в скважине № 721 – 2.8 млрд.м3 или 57 % всей добычи газа горизонтальных скважин.

Накопленная добыча конденсата из горизонтальных скважин на 01.01.2015 г. достигла 380 тыс.т что составляет 13 % от добычи конденсата по месторождению. Наибольшая накопленная добыча конденсата получена в скважине № 721 – 364 тыс.т. или 96 % всей добычи газа горизонтальных скважин.

Динамика дополнительной добычи газа и конденсата, показатели эксплуатации горизонтальных скважин приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Основные показатели работы газоконденсатных горизонтальных скважин

№№ скв.

Пласт

Дата ввода

Входные показатели на первый месяц работы

qг, тыс.м3/сут

дни

Qг, тыс.м3

qк, т/сут

Qк, тонн

Qв, тонн

721

БТ62

Июль 2005

652.4

26

17198

129.9

3423

0

771

АТ6-7

Октябрь 2006

1154.1

13

14626

9.9

125

0

1072

ПК211

Ноябрь 2006

679.2

9

5849

5.3

46

6

122

АТ6-7

Август 2013

120.0

0.1

5.0

0

0.0

0

Итого 4 ГС

790.0

48

37679

75.3

3594

6

 

Скважины вступали в эксплуатацию с начальными дебитами газа от 120 (скв. № 122) до 1154 тыс.т/сут (скв. № 771), начальными дебитами конденсата от 0 (скв. № 122) до 130 т/сут (скв. № 721).

Текущие эксплуатационные показатели по состоянию на 01.01.2015 г. по скважинам составляют:

  • дебит газа изменяется от 120 до 616 тыс.т/сут (в среднем 225.1);
  • дебит конденсата изменяется от 0.6 до 24 т/сут (в среднем 0.9).

В целом достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин, составляет 101 млн.м3 дополнительно добытого газа на одну скважину.

На 1.01.2015 г. среднегодовой дебит газа горизонтальных скважин составил 237 тыс.т/сут, дебит конденсата – 0.8 т/сут.

Из четырех пробуренных горизонтальных газоконденсатных скважин по состоянию на 01.01.2015 г. в эксплуатации находится три скважины: №№ 122, 771, 1072. Скважина №721, пробуренная на II объект (пласт БТ62) остановлена в мае 2013 года из-за быстрого увеличения содержания воды в пластовом газ с 5.3 г/м3 (12.2012 г.) до 580.6 г/м3 (04.2013 г.). Горизонтальный участок скважины на данном пласте изолирован, скважина переведена в эксплуатацию на вышележащие объекты II (БТ61) и III (БТ52).

На рисунках 1-6 представлена динамика изменения накопленной добычи газа и конденсата и среднего дебита газа и конденсата по горизонтальным скважинам №№ 122, 721, 771, 1072. Периоды остановок скважин связаны с появлением воды в добываемой продукции.

Рисунок 1 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 122. Объект IX (пласт АТ6-7).

Рисунок 2 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 1072. Объект VII (пласт ПК211)

Рисунок 3 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 721. Объект II (пласт БТ62)

Рисунок 4 – Динамика изменения накопленной добычи конденсата и среднего дебита по горизонтальной скважине № 721. Объект II (пласт БТ62)

Рисунок 5 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 771. Объект VII (пласт АТ6-7)

Рисунок 6 – Динамика изменения накопленной добычи конденсата и среднего дебита по горизонтальной скважине № 721. Объект VII (пласт АТ6-7)

 

На месторождении бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием проведено на седьмом объекте в двух скважинах №№ 372, 1071 [4,5].

Всего в результате бурения двух БГС было отобрано 870 млн. м3 газа и 6 тыс.т. конденсата. Входной дебит газа после проведения мероприятия изменялся от 48 до 445 тыс. м3/сут. Входной дебит конденсата после проведения мероприятия изменялся от 0.4 до 4.4 т/сут.

Текущие показатели по состоянию на 01.01.2015 г. по скважинам составляют:

  • дебит газа изменяется от 36 до 324 тыс.м3/сут (в среднем 251);
  • дебит конденсата изменяется от 0.4 до 3.3 т/сут (в среднем 0.9);

Среднегодовые показатели по состоянию на 01.01.2015 г. по скважинам составляют:

  • дебит газа в среднем 275 тыс.м3/сут;
  • дебит конденсата в среднем 1 т/сут;

Показатели работы скважин с БГС приведены в таблице 2.

При оценке эффективности бурения БГС следует отметить быстрое обводнение скважины №372, что говорит о необходимости более тщательного обоснования проведения данного вида работ.

Рассмотрим подробнее эксплуатацию каждой из скважин.

Таблица 2 – Показатели работы скважин с БГС. Газоконденсатная часть

№№ скв.

Пласт

Дата ввода

Входные показатели на первый месяц работы

qг, тыс.м3/сут

дни

Qг, тыс.м3

qк, т/сут

Qк, тонн

Qв, тонн

1071

ПК211

Декабрь 2006

48.3

16

756

0.4

6

2

АТ6-7

Декабрь 2006

430.5

6740

3.5

55

7

372

ПК211

Ноябрь 2007

445.7

13

5941

4.4

59

3

Итого 2 БГС

463.6

29

13437

4.1

120

12

 

Скважина № 372

Бурение бокового горизонтального ствола в скважине № 372 на пласт ПК211 (VII объект) было закончено в ноябре 2007 г. До проведения мероприятия скважина в 2007 году 4 месяца работала на нефтяном пласте БТ32 (IV объект), после чего была остановлена. Согласно решениям «Технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения» 2005 года скважину № 372 перевели на газоконденсатную залежь пласта ПК211 (VII объект) в ноябре 2007 года.

После бурения БГС входной дебит газа составил 445.7 тыс. м3/сут. На 01.01.2015 г. скважина находится в эксплуатации с текущим дебитом по газу 251 тыс. м3/сут.

На рисунке 7 в динамике представлено изменение накопленной добычи газа и среднего дебита по скважине № 372. На рисунке 8 в динамике представлено изменение накопленной добычи конденсата и среднего дебита по скважине № 372. Мероприятие считается успешным. Дополнительная добыча газа составила 856 млн. м3, конденсата - 5.6 тыс. т.

Рисунок 7 – Динамика изменения накопленной добычи газа и дебита по скважине № 372. VII объект

Рисунок 8 – Динамика изменения накопленной добычи конденсата и дебита по скважине № 372. VII объект

Таким образом, на газоконденсатных объектах месторождения пробурено четыре горизонтальные скважины, в четырех скважинах пробурены боковые наклонно-направленные стволы и в двух - боковые стволы с горизонтальным окончанием.

Бурение горизонтальных скважин показало хорошую эффективность в условиях газоконденсатных пластов месторождения. За счет мероприятия добыто 4.9 млрд.м3 газа. В целом достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин, составляет 101 млн.м3 добытого газа на одну скважину.

Бурение боковых и боковых горизонтальных стволов показало неплохую эффективность в условиях газоконденсатных объектов месторождения.


Библиографическая ссылка

Бакиров А.Д., Пономарева Д.В. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 6.;
URL: http://eduherald.ru/ru/article/view?id=19313 (дата обращения: 19.06.2019).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.252