USD 57.413

-1.04

EUR 55.4064

-0.32

BRENT 87.41

-0.01

AИ-95

0

AИ-98

0

ДТ

0

11 мин
...

Накопленная добыча нефти при средневзвешенной депрессии – основной показатель эффективного применения бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта

Рассмотрен опыт применения бурового раствора Petro Com S компании «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.

Накопленная добыча нефти при средневзвешенной депрессии – основной показатель эффективного применения бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта

Москва, 16 сен - ИА Neftegaz.RU. 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 эта лонных (потенциальных) скважин, пробуренных на идеализированном растворе, который вообще не загрязняет коллектор и характеризуется весьма приближенными трудноопределимыми параметрами (потенциальный дебит, естественная проницаемость, радиус контура питания, радиус и характер загрязнения призабойной зоны и т.п.) [1 – 5 и др.].

1.jpg

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.

В настоящей статье рассмотрен опыт применения бурового раствора Petro Com S компании «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 величины загрязнения конкурирующих буровых 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 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.

4.jpg

3.jpg

2.jpg

При оценке результатов применения раствора Petro Com S авторы настоящей статьи провели анализ добычных характеристик опытных и базовых скважин и в качестве основного показателя эффективности использовали накопленную добычу нефти. Во-первых, данный показатель лишен недостатков всех лабораторных испытаний, так как является фактическим результатом промыслового внедрения. Во вторых, накопленная добыча представляет собой интегральный временной показатель, который учитывает одномоментные промысловые критерии, например, продуктивность и скин-фактор.

Скриншот 15-09-2022 15_50_06.jpg

Сравнение добычных показателей опытных и базовых скважин возможно, если они находятся в примерно одинаковых условиях, под которыми подразумевается близость большого числа различных параметров, в частности: естественные ФЕС, мощность продуктивного пласта, внутрискважинное оборудование, длина горизонтального ствола, пластовое давление, положение водонефтяного контакта (ВНК), влияние соседних скважин, депрессии при эксплуатации сравниваемых скважин и т.д. Результат работы скважины, характеризуемый накопленной добычей нефти НДjФАКТ за фиксированный промежуток времени Δtij, зависит от двух переменных – коэффициента продуктивности KijПР и фактической депрессии ΔPijФАКТ, причем коэффициент продуктивности, формирующийся на стадии первичного вскрытия коллектора, отражает степень загрязнения ПЗС раствором. Влияние низкого коэффициента продуктивности может возмещаться повышенной депрессией бурового раствора при эксплуатации. Поэтому, если не учитывать обе эти величины (ΔKijПР, ΔPijФАКТ) при анализе промысловых данных, а исходить только из фактической накопленной добычи НДjФАКТ, то невозможно корректно оценить загрязняющее воздействие бурового раствора на коллектор и сравнить между собой конкурирующие промывочные жидкости. Чтобы избежать возможных ошибок при расчете накопленной добычи нефти, необходимо использовать для каждого интервала времени работы конкретной скважины коэффициент продуктивности, который определен по данным соответствующих фактических измерений, и одно расчетное средневзвешенное значение депрессии за период оценки по всем интервалам времени работы сравниваемых скважин. Обращение к средневзвешенной депрессии позволяет исключить неодинаковость этого фактора при эксплуатации опытных и базовых скважин в группе (выборке).
На основе фактических результатов применения бурового раствора Petro Com S компании «ИСК «ПетроИнжиниринг» выполнен тестовый числовой пример. Показано, что буровой раствор Petro Com S эффективен при первичном вскрытии продуктивных пластов на ряде месторождений Западной Сибири.

По исходным данным и результатам их обработки для каждой скважины были построены хронограммы забойного и пластового давлений, депрессии, расчетного дебита и накопленной добычи нефти. На рис. 1 – 3 представлены примеры хронограмм, построенных по скважинам Малоключевого месторождения.

Расчетную накопленную добычу нефти из одной скважины определим по формуле:
Скриншот 15-09-2022 16_10_03.jpg
где i = 1…n – номер интервала времени работы скважины между замерами; j = 1…m – номер опытной или базовой скважины в группе (выборке); Δtiji-й интервал времени работы j-й скважины в группе;
Скриншот 15-09-2022 16_17_16.jpg
– расчетный дебит скважины, т/сут;
Скриншот 15-09-2022 16_18_02.jpg
– фактический коэффициент продуктивности скважины по нефти, т/(сут·МПа); QijФАКТ – фактический дебит на i-ом интервале j-й скважины, т/сут;
Скриншот 15-09-2022 16_20_30.jpg
– фактическая депрессия, МПа;
PijПЛ, PijЗАБ – пластовое и забойное давления, МПа;
Скриншот 15-09-2022 16_25_59.jpg
– средняя арифметическая взвешенная депрессия по интервалам работы Δtij группы опытных и базовых скважин, МПа;
Скриншот 15-09-2022 16_28_03.jpg
– средняя арифметическая взвешенная депрессия j-й скважины в группе, МПа;
Скриншот 15-09-2022 16_29_21.jpg
– суммарное время работы j-й скважины в группе, сут.

Среднюю арифметическую расчетную накопленную добычу нефти за период сравнения отдельно для опытных и базовых скважин в группе вычислим по формулам:
Скриншот 15-09-2022 16_30_35.jpg
где ν = 1…g, w = 1…h – номер опытной и базовой скважины в группе, соответственно (m=g+h).

Дополнительная расчетная накопленная добыча нефти от использования опытного раствора на одной скважине составляет:
Скриншот 15-09-2022 16_32_11.jpg
В качестве показателя эффективности опытного бурового раствора предлагается использовать условный экономический эффект Э, который представляет собой разность между возможным приростом расчетной накопленной добычи нефти в денежном выражении и дополнительными затратами от применения опытного бурового раствора вместо базового для одной скважины:
Скриншот 15-09-2022 16_33_28.jpg
где СH – стоимость 1 тонны нефти, руб/т; СОП, СБАЗ – затраты на опытный и базовый растворы соответственно при строительстве одной скважины, руб.

Скриншот 15-09-2022 16_35_11.jpg

Эффективность по группе скважин пропорциональна количеству опытных скважин. Общая эффективность опытной технологии по нескольким группам скважин определяется суммой значений эффективности отдельных групп. Очевидно, если Э > 0, то опытный буровой раствор является эффективным для первичного вскрытия продуктивного пласта по сравнению с базовой рецептурой. Если Э ≈ 0, то эффективность опытной и базовой жидкостей одинакова. Если же Э < 0, то опытный раствор не эффективен. Следует отметить, что все показатели, определяемые по формулам (1), (2), (8) – (11) и обозначенные как «расчетные», являются условными, поскольку приведены к средневзвешенной депрессии.

Оценим эффективность раствора Petro Com S на тестовом числовом примере. Требуется рассчитать прирост накопленной добычи нефти НДДОП на опытных скв. 480Г и 492Г по сравнению с базовой скв. 497Г Малоключевого месторождения и оценить экономический эффект от применения опытного раствора. Воспользуемся исходными данными (табл. 1), а также условно примем для расчета значения следующих величин: СH = 10 тыс. руб/т;
СОП = 2,25 млн руб; СБАЗ= 1,5 млн руб. m = 3, так как скв. 480Г, 492Г – опытные, то g = 2.

Скриншот 15-09-2022 16_43_59.jpg

Ограничим период сравнения ΔTj конкурирующих растворов по рассматриваемой группе скважин, а также для других групп, временем работы базовой скважины №497Г с меньшей продолжительностью эксплуатации, которая по формуле (7) составляет: сут.
Скриншот 15-09-2022 16_45_45.jpg
Для первого интервала времени работы скв. №480Г Δt 11 = 30 сут. по формулам (4) и (3) определим фактическую депрессию и коэффициент продуктивности:

ΔP11 ФАКТ = P11 ПЛ – P11 ЗАБ = 27,2 – 11,5 = 15,7 МПа;
К11 ПР = Q11 ФАКТ / ΔP11 ФАКТ = 66,3 / 15,7 = = 4,22 т/(сут МПа)

Аналогично по всем скважинам рассчитаем ΔPij ФАКТ и Kij ПР для каждого интервала работы, которые входят в период сравнения ΔTj = 192 сут. Вычислим средневзвешенную депрессию на при мере скв. 480Г по формуле (6):
Скриншот 15-09-2022 16_47_23.jpg
Аналогично определим ΔPj СРЕД. СКВ в двух других скважинах. В скв. 492Г

ΔP2 СРЕД. СКВ = 6,53 МПа, а в скв. 497Г
ΔP3 СРЕД. СКВ = 14,74 МПа.

Вычислим среднюю арифметическую взвешенную депрессию для трех скважин за период сравнения ΔTj = 192 сут по формуле (5):
Скриншот 15-09-2022 16_48_03.jpg
Определим расчетный дебит нефти по скважине №480Г на интервале Δt11 по формуле (2): Q11 РАСЧ = K11 ПР ΔPСРЕД = 4,22⋅10,25 = 43,3 т/сут. Используя данные табл. 1 – 3, аналогично, вычислим ΔPj СРЕД.СКВ и ΔPСРЕД для оставшихся скважин и групп, а также по всем скважинам рассчитаем Qij РАСЧ для каждого интервала времени работы. В табл. 4. сведены значения, полученные по формулам (2) – (6).

Как видно из табл. 4, средневзвешенные значения депрессий по отдельным скважинам в пределах групп существенно отличаются между собой, что дополнительно указывает на необходимость применения расчетной накопленной добычи при средневзвешенной депрессии для каждой группы скважин.

Накопленную добычу нефти по скв. №480Г за ΔTj = 192 сут определим по формуле (1):

НД1 РАСЧ = 43,3⋅30 + 34,7⋅30 + 72,3⋅31 + 53,5⋅30 + 83,3⋅31 + 78,2⋅31 + 76,7⋅9 = 11 882 т.

Аналогично рассчитаем накопленную добычу по другим двум скважинам.
По формулам (8) и (9) вычислим среднюю арифметическую расчетную накопленную добычу нефти для двух опытных скв. 480Г, 492Г и одной базовой скв. 497Г:
Скриншот 15-09-2022 16_49_53.jpg
Определим дополнительную накопленную добычу нефти от использования опытного раствора для одной скважины по формуле (10):

НДДОП = НД ОП. СРЕД – НД БАЗ.СРЕД = 13 129 – 3094 = 10 035 т.

Рассчитаем критерий эффективности опытного раствора для вскрытия продуктивного пласта по одной скважине с помощью формулы (11):

Э = НДДОП ⋅СН – (СОП – СБАЗ) = = 10 035⋅10 000 – (2 250 000 – 1 500 000) = 99,60 млн руб.

Таким образом, буровой раствор Petro Com S является эффективным для первичного вскрытия продуктивного пласта ЮВ2 по сравнению с базовой рецептурой для рассматриваемой группы скважин. Поскольку на опытном растворе пробурено две скважины, то эффективность равна:

ЭМАЛ = Э⋅g = 99 600 000⋅2 = 199,20 млн руб.

Аналогично определена дополнительная накопленная добыча нефти от использования опытного раствора Petro Com S для других групп скважин. По Лас-Еганскому месторождению НДДОП = –8632 т; ЭЛ–Е = –87,07 млн руб.; по Нивагальскому НДДОП = 1817 т; ЭНИВ = 17,42 млн руб. (табл. 5).

12.png

В табл. 5 сведены результаты расчетов накопленной добычи нефти и оценки эффективности опытного раствора для каждой группы скважин трех месторождений. Положительного эффекта по одной группе скважин достигнуть не удалось. Не удовлетворительный результат по Лас-Еганскому месторождению можно объяснить вероятными различиями состояния сравниваемых скважин, а также тем, что буровой раствор Petro Com S первый раз использовался на опытной скв. 3335Г. В отличие от Нивагальского и Малоключевого, для скважин Лас-Еганского месторождения характерна высокая обводненность продукции, которая существенно влияет на накопленную добычу нефти.

Различия положений горизонтальных участков скв. 3335Г, 3326Г относительно ВНК обусловило высокую начальную обводненность (60%) и ее резкий рост (до 90%) на третьем месяце эксплуатации опытной скв. 3335Г (рис. 4).

Скриншот 15-09-2022 16_52_28.jpg

Определим общую эффективность опытного раствора Petro Com S по всем опытным скважинам:

ЭОБЩ = ЭМАЛ + ЭЛ–Е + ЭНИВ = = 199 200 000 – 87 070 000 + 17 420 000 = 117,55 млн руб.

Следовательно, несмотря на отрицательный эффект по одной из четырех опытных скважин, буровой раствор Petro Com S в целом является эффективным для первичного вскрытия продуктивных пластов по сравнению с конкурирующей базовой промывочной жидкостью.

К настоящему времени период работы большинства опытных и базовых скважин превысил один год. Экстраполируя результаты по накопленной добыче нефти скв. №497Г Малоключевого и скв. №6314Г Нивагальского месторождений за ΔTj = 192 сут до одного года эксплуатации повторен описанный выше алгоритм расчета по формулам (1) – (11). В этом случае общая эффективность от опытного раствора увеличивается приблизительно до 293 млн руб., что дополнительно подтверждает его эффективность при более продолжительном периоде сравнения. Приведенная методика также использована для анализа результатов эксплуатации скважин по накопленной добыче всей жидкости (нефть+вода). Установлено, что накопленная добыча жидкости из опытных скважин превосходит добычу из базовых приблизительно на 18% и 28% для периодов сравнения ΔTj = 192 сут и ΔTj = 365 сут соответственно.

Авторы полагают, что предложенный сравнительный подход может применяться для оценки влияния других технологий на качество вскрытия продуктивного пласта.

Резюмируя вышесказанное, можно сделать следующие выводы:
  1. Для оценки эффективности первичного вскрытия буровым раствором продуктивного пласта рекомендуется использовать условную расчетную накопленную добычу нефти.
  2. При определении показателя эффективности бурового раствора необходимо опытные и базовые скважины сравнивать в примерно одинаковых условиях. Для корректного сопоставления результаты по накопленной добыче всех сравниваемых скважин не обходимо приводить к одинаковой средневзвешенной депрессии.
  3. На основе фактических результатов применения бурового раствора Petro Com S компании ООО «ИСК «ПетроИнжиниринг» выполнен тестовый числовой пример. Показано, что буровой раствор Petro Com S эффективен при первичном вскрытии продуктивных пластов на ряде месторождений Западной Сибири.
  4. Авторы полагают, что предложенный сравнительный подход может также применяться для оценки влияния других технологий на качество вскрытия продуктивного пласта.
Авторы:

Гаджиев С.Г., Следков В.В., Ионенко А.В., Липатников А.А., Клеттер В.Ю., Леонов Е.Г.

Литература:

1. Hawkins M.F. A note on the skin-effect. J. Petr. Techn., 1956, vol. 8, No12. Рр. 65 – 68.
2. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.
3. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Тевзадзе Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин // Обзор. ин форм. сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 40 с.
4. Marshall D.S., Gray R. and Byrne M. Return Permeability: A detailed comparative study. Paper SPE 54763 presented at the 1999 European Formation Damege Conference, The Hague, May 31 – June 1.
5. Андиева Е.А., Сидоров Л.С. Практический опыт применения скин-фактора для анализа работы скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. №9. С. 41 – 45.
6. Буровой раствор / Е.В. Бойков, С.Г. Гаджиев, С.Н. Гаджиев, И.Н. Евдокимов и др. Заявка №2015136397 от 28.08.2015 на патент в ФИПС.

Автор: А. Иванова