УДК 622.243.24
© Коллектив авторов,1998
Е.И.Богомольный (ОАО "Удмуртнефть"), Б.М.Сучков, В.А.Савельев, Н.В.Зубов, Т.И.Головина (УдмуртНИПИнефть)
Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов
Technological and economical efficiency of drilling horizontal wells and horizontal sidetracks
E.I.Bogomolniy (OAO "Udmurtneft"), B.M.Suchkov, V.A.Saveliev, N.V.Zubov, T.I.Golovina (UdmurtNIPIneft)
Reviewed are procedures for evaluation of technological and economical efficiency of horizontal wells and horizontal sidetracks, planned for drilling. Presented are efficiency parameters in absolute form and in comparison with vertical wells parameters.
последние годы ОАО "У,муртнефть" выходит на передовые позиции в России в области горизонтального бурения и восстановления нерентабельных обводненных скважин методом зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС). В 1997 г. введено в эксплуатацию 20 новых ГС и 41 скважина с БГС. В результате ввода горизонтальных скважин получено 49,4 тыс. т нефти, боковых горизонтальных стволов - 44,3 тыс. т, в том числе дополнительно 39,5 тыс.т. С учетом того, что многие горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы бурились в экспериментальном порядке в самых неблагоприятных условиях приведенные показатели добычи нефти за счет горизонтального бурения могли быть значительно выше.
В 1998 г. предполагается пробурить 30 ГС и сделать зарезку БГС в 100 нерентабельных, высокообводненных скважинах. Для увеличения эффективности горизонтального бурения к каждой скважине следует подходить с серьезным экономическим обоснованием, тщательно просчитывая эффективность и окупаемость проводимых работ, т.е. проводке каждой отдельной горизонтальной скважины и бокового горизонтального ствола должно предшествовать технико-экономическое обоснование (ТЭО) с целью решения вопросов выбора места и направления бурения горизонтальных скважин, оценки оптимальной длины горизонтальных стволов, прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения.
Одними из основных вопросов, которые требуется решить при проектировании горизонтального бурения, являются оценка и прогноз технологической и экономической эффективности. Остановимся на принципиальных моментах их решения в ОАО "Удмуртнефть".
Подходы к оценке технологической эффективности горизонтальных скважин или скважинных систем должны учитывать стадийность разработки месторождения [1].
I. Если горизонтальное бурение проектируется на новом объекте, то прогнозирование технологической эффективности ос-
новывается на теоретических оценках.
Поскольку ГС бурят вместо привычных вертикальных, их эффективность определяют по отношению к вертикальным. Относительная технологическая эффективность ГС характеризуется соотношением текущих дебитов или накопленной добычи нефти при разработке месторождения горизонтальными и вертикальными скважинами. Разность этих показателей определяет дополнительную добычу нефти, полученную за счет бурения ГС.
В работах [2-4] приведены формулы, позволяющие приближенно оценить потенциальный дебит ГС. Наиболее простой способ заключается в оценке дебитов вертикальных скважин по известной формуле Дюпюи [5], горизонтальных скважин - по формуле [3].
Представим формулу Дюпюи в виде
8 АД 2пКИ Рк - рс Яв = 8б,4.—---— , (1)
где дв - дебит вертикальной скважины, м3/сут; к - абсолютная проницаемость пласта, мкм2; Ь - толщина пласта, м; Ц -вязкость жидкости, мПа-с; р^, рс - давление соответственно на контуре питания и забое скважины, МПа; - радиус контура питания, м; г - радиус скважины, м.
Формула будет иметь вид
__рк -рс_ , (2)
qr = 86,4-
h
---
L
2го\
где q - дебит горизонтальной скважины, м3/сут;
L
длина горизонтального ствола, м;
2
h
ln
L
2
3/1998 19
Ь
а = — 2
2Л
большая полуось эллипса
qж = 86,4 ■ 2кКк ■
в
дебит нефти qн = 86,4 ■ 2пКй ■
{в () + Н ()
4 () Рк - Рс
Рк - Рс 1п *
1п *
qж = 86,4 ■ 2пКй ■
дебит нефти д'г' = 86,4 ■ 2пК
Рк - Рс
а
4 (х) Рк - Рс
Ц н
а
где а = 1п
/, \ А ч 4.4)- qк (Ц) Д
Рк (Ч+1) = Рк (Ч)--;--л
V в *
(контура питания).
Из формул (1) и (2) следует, что отношение дебитов дг/дв обратно пропорционально отношению фильтрационных сопротивлений. Известны аналоги формул (1) и (2), в которых учитывается анизотропия пласта по проницаемости.
Однако практическое применение приведенных формул (1) и (2) для сравнительных оценок ограничено тем, что они предназначены для определения стационарного дебита скважины при изотермической фильтрации однофазной жидкости. Поэтому расчеты по ним дают оценки технологических показателей лишь в первом приближении. Тем не менее на этапе проектирования оценки подобного рода широко применяются и дают представления об эффективности использования ГС. Для более точных оценок необходим учет нестационарности и многофазности фильтрационного потока.
Учет многофазности при стационарной фильтрации трудностей не вызывает. Например, при двухфазной фильтрации воды и нефти для вертикальной скважины дебит жидкости
(3)
(4)
где д(1) - дебит жидкости вертикальной или горизонтальной скважины, определяемый по формулам (3) и (5); V=яRk2 •Ь -объем пласта в пределах контура питания; в = тР*+Рс - коэффициент упругоемкости пласта; дк(^) - объемная скорость жидкости, поступающей через контур питания.
Приток жидкости в область через контур питания нетрудно задать по текущему балансу отбора и закачки на разрабатываемом объекте. При дк(^)=0 имеем замкнутую область. При этом скорость падения давления в пласте полностью определяется коэффициентом упругоемкости. При 0< дк(^< д(^ объем поступления жидкости меньше ее отбора и среднее давление в пласте будет падать.
Закон поступления («вторжения») жидкости согласно формуле (7) удобно задавать в виде дД) = а-д(^), (8)
где а - коэффициент компенсации отбора жидкости закачкой (обычно а < 1).
3. Определяется новое значение средней водонасыщенности пласта в области отбора
S(ti+l) = )---Л
(9)
где /(), /н(х) - относительная фазовая проницаемость соответственно для воды и нефти; х - водонасыщенность; Цв, Цн -вязкости соответственно воды и нефти.
Аналогично для горизонтальной скважины дебит жидкости можно рассчитать по формуле
'/в (х) , /н (х)"
(5)
(6)
Для расчетов нестационарных режимов фильтрации используем метод последовательной смены стационарных состояний [5]. Необходимо, в первую очередь, четко выделить зоны дренирования для вертикальной и горизонтальной скважин, задать начальные пластовые давления на контуре питания и среднюю водо- или нефтенасыщенность в области фильтрации.
Алгоритм расчетов динамики дебитов с постоянным шагом по времени Дt =const строится по следующей схеме.
1. С использованием известных давлений на контуре питания Рк(^) и средней насыщенности в области фильтрации э(1) на предшествующий момент времени I (I = по формулам (3) - (6) определяются дебиты скважин д(^).
2. Рассчитывается новое значение давления на контуре дренирования (среднее давление в пласте)
где э(1) - водонасыщенность в предшествующем периоде времени; дв(^) - дебит воды скважины на отрезке времени (I, £+1), Vп - поровый объем пласта в области фильтрации.
4. С использованием параметров Рк(^+1) и х(^+1) в качестве новых исходных данных проводят расчеты на очередном отрезке времени, т.е. повторяются все пункты алгоритма.
Описанный метод позволяет прогнозировать на этапе проектирования дебиты жидкости, нефти, обводненность, технологическую эффективность горизонтальных скважин по отношению к вертикальным, показатели интенсификации разработки.
На рисунке представлены расчетные дебиты вертикальной и горизонтальной скважин. По графикам устанавливаются отношение начальных дебитов, темпы их падения, сроки разработки в пределах рентабельного дебита и др.
При проектировании горизонтального бурения на начальной стадии разработки месторождения прогнозные показатели как для горизонтальных, так и вертикальных скважин рассчитываются по теоретическим формулам. Качество прогнозирования прямо зависит от соответствия исходных параметров расчетной модели реальным условиям пластовой системы.
II. Обычно горизонтальные скважины проектируются на объектах, разрабатываемых (и имеющих историю разработки) вертикальными скважинами. Наличие фактических показателей разработки месторождения облегчает определение технологической эффективности горизонтального бурения.
Методический подход заключается в следующем.
На основе теоретических формул оцениваются дебиты вертикальных скважин, которые затем сравниваются с фактическими дебитами работающих вертикальных скважин. Для согласования расчетных дебитов с фактическими вводятся поправочные коэффициенты, которые комплексно учитывают неточности в определении параметров пластовой системы, входящих в теоретические формулы.
Получаемые таким образом поправочные коэффициенты используются затем в теоретических формулах оценки дебитов горизонтальных скважин.
Данный прием значительно уточняет прогнозирование деби-тов горизонтальных скважин и оценку ожидаемого технологического эффекта.
2
4
\
Ь
Г
н.
с
20 3/1998
5 4
Ь
N
10 20 30 40 50 60 70 80 90
-*-Q»(Qk=0) —•— Qv (Qk=0,1*Qv) д Qv (Qk=0,3*Qv)
—О— Qv (Qk=0,6*Qv) -•— Qv (Qk=0,9*Qv)
- Qh (Qk=0) -л— Qh (Qk=0,6*Qh) -»— Qh {Qk=0,8*Qh)
- Qh (Qk=0,6"Qv) —■— Qh (Qk=0,8*Qv) о Qh (Qk=0,9'Qv)
Qh (Qk=0,9*Qh)
емои прибыли от ее реализации, срока окупаемости капитальных вложений с аналогичными показателями при разработке месторождении без такого бурения. Используются общепринятые формулы.
Э()
C( )=-
(10)
Ун (0
П(0=В(0-Э(0-Н(0, _ (11)
где C(t) - себестоимость тонны нефти за данный период времени ^ Э(t) - эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений за этот же период; Qн(t) - добыча нефти за время t; П(t) - прибыль от реализации продукции за данный период; В(t) - выручка от реализации продукции; Н(t) - сумма налогов за соответствующий период.
Период окупаемости капитальных вложений
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.