щ
опыт
накопленная добыча нефти при средневзвешенной депрессии -основной показатель эффективного применения бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта
B.В. СЛЕДКОВ,
начальник управления технологий бурения и заканчивания скважин
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
A.В. ИОНЕНКО,
генеральный директор
C.Г. ГАДЖИЕВ,
директор по развитию бизнеса
А.А. ЛИПАТНИКОВ,
руководитель управления исследований и разработок
lipatnikov_aa@iscpetro.ru
B.Ю. КЛЕТТЕР,
заместитель руководителя управления исследований и разработок
Е.Г. ЛЕОНОВ,
научный консультант
ООО «ИСК «ПетроИнжиниринг»
Рассмотрен опыт применения бурового раствора Petro Com S компании ООО «ИСК «ПетроИнжиниринг» и предложен простой промысловый методический подход к оценке его эффективности по сравнению с базовым раствором, который широко используется на трех месторождениях Западной Сибири: Малоключевом, Лас-Еганском и Нивагальском. Суть предложенной методики заключается в оценке загрязняющей способности конкурирующих растворов, характеризуемой
фактическими коэффициентами продуктивности, с помощью сравнения значений расчетной накопленной добычи нефти из опытных и базовых скважин при средней арифметической взвешенной депрессии в одинаковые периоды эксплуатации скважин.
CUMULATIVE OIL PRODUCTION AT THE WEIGHTED AVERAGE DEPRESSION - THE MAIN INDICATOR OF EFFECTIVE APPLICATION OF DRILLING FLUID AT FORMATION EXPOSING
V. SLEDKOV, «LUKOIL-Engineering» LLC, A. IONENKO, S. GADZHIEV, A. LIPATNIKOV, V. KLETTER, E. LEONOV, «ISC «PetroEngineering» LLC
The article deals with considering of the experience of the application of experimental Petro Com S Drilling Fluid developed by LLC «ISC «PetroEngineering» and the simple field methodical approach to the assessment of its effectiveness in comparison with the base solution, which is widely used in the three fields of Western Siberia: Maliklyuchevoe, Las-Eganskoe and Nivagalyskoe. The essence of the proposed method is to estimate the impact of competitive fluids on formation permeability characterized by actual productivity factors, by comparing the values of the calculated cumulative oil production of experimental and base fluids at the weighted average depression in the same periods of operation of wells.
Keywords: Drilling Fluid, Quality of Hydrocarbon-Bearing Formation Exposing, Assessment of Drilling Fluid Efficiency, Cumulative Oil Production, Weighted Average Depression
Одной из приоритетных задач бурения скважин является минимизация отрицательного воздействия на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора промывочной жидкости, которую используют для первичного вскрытия продуктивного пласта. При этом сегодня отсутствует общепринятая методика оценки загрязняющей способности буровых растворов, несмотря на то что задача на стадии эксплуатационного бурения, по существу, сводится к сравнению
между собой добычных показателей опытных и базовых скважин, проведенных на конкурирующих промывочных жидкостях. Прежде всего, сложности возникают из-за неудачного использования в качестве базовых так называемых эталонных (потенциальных) скважин, пробуренных на идеализированном растворе, который вообще не загрязняет коллектор и характеризуется весьма приближенными трудноопределимыми параметрами (потенциальный дебит, естественная про-
Табл. 1. Фактические результаты работы скважин Малоключевого месторождения на продуктивный пласт ЮВ2
со ф с Параметр )актические результаты измерени й
m * 0 01 Z о DC S £ Ф <с fr rn m ^ 0 01 z i - номер интервала 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
At„, сут 30 30 31 30 31 31 9 19 31 30 31 30 31 1
О DC <с X 1— Q®AKT||, т/сут 66,3 53,2 60,6 44,9 40,6 38,1 37,4 37,4 35,3 40,2 41,0 44,7 42,1 38,8
со ^ .0 с о РПЛ() МПа 272 27,2 27,2 27,2 272 27,2 27,2 27,2 27,2 272 27,2 27,2 27,2 272
РЗАБ||( МПа 11,5 11,5 18,6 18,6 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2
At„, сут 1 31 31 28 31 30 31 9 21 31 31 30 31 29
см DC <с X 1— Q®AKT||( т/сут 40 45,7 45,7 45,6 42,5 44,2 40,6 48,1 48,1 45,6 40,9 37,9 35,8 40
CD ^ .0 с о — РПЛ() МПа 272 27,2 27,2 27,2 272 27,2 27,2 27,2 27,2 272 27,2 27,2 27,2 272
РЗАБ||( МПа 18,6 22,4 22,4 22,4 18,1 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 18,3 18,5 18,5 18,5
At„, сут 29 31 31 30 31 30 10 - - - - - - -
г-- DC <с m сп Q®AKT||( т/сут 31,4 28,5 16,4 16,4 16,1 14,0 14,0 - - - - - - -
CD со <с \о — РПЛ() МПа 272 27,2 27,2 27,2 272 27,2 27,2 - - - - - - -
РЗАБ||( МПа 19,6 9,7 12 11,4 11,4 11,4 11,4 - - - - - - -
Суть предложенной методики заключается в оценке загрязняющей способности конкурирующих растворов, характеризуемой фактическими коэффициентами продуктивности, с помощью сравнения значений расчетной накопленной добычи нефти из опытных и базовых скважин при средней арифметической взвешенной депрессии в одинаковые периоды эксплуатации скважин.
ницаемость, радиус контура питания, радиус и характер загрязнения призабойной зоны и т.п.) [1 - 5 и др.].
В настоящей статье рассмотрен опыт применения бурового раствора Petro Com S компании ООО «ИСК «ПетроИнжиниринг» и предложен простой промысловый методический подход к оценке его эффективности по сравнению с базовым раствором, который широко используется на трех месторождениях Западной Сибири: Малоключевом, Лас-Еганском и Нивагальском. Суть предложенной методики заключается в оценке загрязняющей способности конкурирующих растворов,характеризуемой фактическими коэффициентами продуктивности, с помощью сравнения значений расчетной накопленной добычи нефти из опытных и базовых скважин при средней арифметической взвешенной депрессии в одинаковые периоды эксплуатации скважин.
Рецептура Petro Com S - одна из модификаций безглинистого биополимерного раствора с регулируемым содержанием инертной фракционированной твердой фазы, который предназначен для первичного вскрытия продуктивных горизонтов. Основным отличием опытного раствора является применение специально подобранных поверхностно-активных веществ, которые способствуют максимальному сохранению коллекторских свойств призабойной зоны скважины (ПЗС) [6]. При проведении опытно-промышленных работ по применению бурового раствора Petro Com S за время II кв. 2013 г. - I кв. 2014 г. пробурены четыре добывающие скважины. После одного года эксплуатации опытных скважин заказчиком на каждом месторождении подобраны базовые скважины, которые пробурены в примерно одинаковых с опытными скважинами условиях. В табл. 1 - 3 представлены исходные данные для проведения оценки эффективности бурового раствора Petro Com S.
Следует отметить, что приведенные в таблицах исходные данные могут быть дополнительно уточнены. В первую очередь это обусловлено тем, что измеренные характеристики работы скважин (дебит, обводненность, забойное и пластовое
30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8
6 4 5
_ 1 _
.1 1
1
1 2
3
-
1
0 20 40 60
80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380
Время работы скважины tn, сут
давлении по скважинам
Рис. 1. Хронограммы пластовых Р!111 и забойных Р1ЗЛВ , Малоключевого месторождения:
1, 2, 3 - забойное давление Р1ЗЛВ по скв. 480Г, 492Г, 497Г, соответственно; 4, 5, 6 - пластовое давление РП11 по скв. 480Г, 492Г, 497Г, соответственно
18
17
а 16
с s 15
14
п 13
< и 12
11
п 10
< 9
ия с 8
ес 7
с е 6
d 5
4
2
I
-
1
!
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380
Время работы скважины сут
Рис. 2. Хронограммы депрессий АРФЛКТи АРСРЕД по скважинам Малоключевого месторождения:
1, 2, 3 - депрессия АРФЛКТ при эксплуатации скв. 480Г, 492Г, 497Г, соответственно; 4 - средняя арифметическая взвешенная депрессия АР СРЕД по интервалам работы А^. за АТ] = 192 сут опытных (480Г, 492Г) и базовой (497Г) скважин
о
и т
150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
15000 14000 13000 12000 4 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 6 4000 3000 2000 1000 0
d ^
и т
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
Время работы скважины сут
Рис. 3. Хронограммы дебитов Q¡JFЛСЧ , расчетной накопленной добычи нефти НДРЛСЧ и НДОПСРЕД по скважинам Малоключевого месторождения:
1, 2, 3 - расчетные дебиты Q¡JFЛСЧ и 4, 5, 6 - расчетные накопленные добычи НДРЛСЧ по скв. 480Г, 492Г, 497Г, соответственно; 7 - средняя расчетная добыча по опытным скв. 480Г, 492Г НДОП СРЕД
Табл. 2. Фактические результаты работы скважин Лас-Еганского месторождения на продуктивный пласт АВ2
Параметр
Фактические результаты измерений
m к с ОС и р р m
z ф т а m с Ol Z i - номер интервала 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
At,, сут 18 31 31 30 31 30 21 10 29 28 31 30 31 14
ОС (Л X т Q®AKT||, т/сут 20,0 172 20,1 5,6 75 5,1 4,6 4,6 2,7 2,3 2,5 1,8 1,8 2,0
со ы с о РПЛ(, МПа 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 12,8 12,8 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0
РЗАБч, МПа 7,2 7,2 72 72 72 72 10,2 10,2 10,2 9,7 9,7 9,7 9,7 9,6
At,,, сут 14 30 31 30 31 31 25,0 5 31 30 31 31 28 17
CD ОС (Л m Q®™, т/сут 72,0 52,3 36,4 28,8 26,7 22,0 18,7 18,7 15,9 15,7 15,8 11,8 8,3 7,9
СО to (Л VO — РПЛ,, МПа 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 14,3 14,3
РЗАБ,,, МПа 12,8 11,9 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,7 12,7 12,7 12,7 12,5 12,5
давления) являются дискретными по времени (см. точки на рис. 1 - 3), поэтому в целях получения более точных величин необходимо стремиться к увеличению количества измерений. Также значения, отмеченные полужирным шрифтом, были приняты равными величинам в соседние по времени периоды работы скважин.
При оценке результатов применения раствора
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.