Анализ освоения скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами ОАО «Сургутнефтегаз»

Analysis of wells development at Surgutneftegaz JSC fields with hardly extractable reserves

S. SKOBLYA, P. KONDAKOV, SUBR-2, Surgutneftegaz JSC

Сургутское УБР-2 в настоящее время осуществляет производственную деятельность на месторождениях НГДУ «Нижнесортымскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Surgut UBR-2 specialists share their experiences of drilling, testing, turning-in and development of wells.

Территориально месторождения расположены в Белоярском районе Ханты-Мансийского, Ямало-Ненецком автономных округах. Разбросанность составляет более 450 км (рис. 1). Бурение ведется на 21 месторождении, еще три новых в ближайшее время будут введены в эксплуатационное бурение (рис. 2, 3) . На сегодняшний день НГДУ «Нижнесортымскнефть» является самым крупным в ОАО «Сургутнефтегаз», добыча нефти здесь составляет более 46 500 тонн в сутки.
Рис. 1. Удельный вес месторождений за 10 месяцев 2008 - 2009 гг.
Рис. 2. Сдача скважин в 2006 – 2010 гг.
Рис. 3. Сдача скважин по месторождениям в 2009 – 2010 гг.
Сургутским УБР-2 ежемесячно обеспечивается более 95 тысяч метров проходки (рис. 4) и вводится в эксплуатацию более 30 скважин.
Рис. 4. Продолжительность бурения 1-й скважины по месторождениям Сургутского УБР-2 за 10 месяцев 2009 г.
Геологические условия отличаются большим разнообразием: проницаемость от 0,1 до 200 мкм2; глубина от 2400 до 3100 м; температура пласта от 75 до 90° С; толщина пласта от 5 до 35 м. Например, Северо-Лабатьюганское месторождение представляет собой рифтовую залежь субмеридиального простирания: длиной 70 км и шириной 12 км. Причем проницаемость пластов колеблется от 0,1 до 136 мкм2. Без проведения гидроразрыва пласта (ГРП) скважины работают с дебитом от 3 до 12 м3/сут.

Так как 90% извлекаемых запасов относятся к категории трудноизвлекаемых с низкопроницаемыми коллекторами, процесс освоения скважин связан с большими финансовыми и физическими затратами. ГРП является универсальным методом повышения эффективности разработки, позволяющим не только выравнивать темпы выработки пластов и вовлекать в разработку гидродинамически не связанные нефтеводонасыщенные пласты, но и разрабатывать малопродуктивные коллекторы, ввод в разработку которых без ГРП технологически невозможен.

Сургутское УБР-2 ведет освоение с ГРП, начиная с 2002 г. Наблюдается кратное увеличение многоэтапных ГРП (рис. 5). Ежемесячно управление совместно с Сургутским УПНП и КРС проводят более 35 ГРП. В год эта цифра составляет более 380 скважино-операций (динамику роста скважино-операций по годам можно наблюдать на рис. 6, 7.
Рис. 5. Объемы ГРП по Сургутскому УБР-2 в 2008 – 2010 гг.
Рис. 6. Количество скважин с ГРП в 2008 – 2010 гг.
Рис. 7. Удельный вес скважин с ГРП и без ГРП
Существует и другая сторона медали: с увеличением операций ГРП неизбежен рост трудоемкости, временных и финансовых затрат на освоение скважины (рис. 8). Они связаны с проведением дополнительных технологических операций, например, глушением после проведения ГРП (избыточное давление). Одна из основных проблем при глушении скважины – поглощение жидкости глушения и, как следствие, падение уровня давления, что не всегда допустимо по действующим правилам и нормам проведения работ по освоению скважин. Наблюдается также увеличение объема перфораций и геофизических промысловых исследований: приходится применять широкополосную акустику (АКШ), проводить определение профиля притока и приемистости в скважинах, операции по поддержанию пластового давления (ППД), промывке песчаных пробок. Растет и объем жидкости и проппанта, используемых на ГРП (от 100 до 450 м3 и от 15 до 100 тонн). Средняя длина получаемых трещин ГРП постоянно увеличивается, достигая 100 – 150 м.
Табл. Технико-экономические показатели Сургутского УБР-2 по сдаче скважин в 2006 – 2010 гг.
Рис. 8. Трудоемкость скважин по месторождениям в 2009 – 2010 гг.
В ОАО «Сургутнефтегаз» прилагается максимум усилий по снижению затрат на освоение скважин (рис. 9, 10, 11). Для ликвидации поглощений применяются различные вязкоупругие химические компоненты, аэрированные и пенные растворы, полиакриламиды и водонабухающие полимеры. Для глушения скважин с высоким избыточным давлением используется широкий диапазон солевых растворов удельным весом от 1,08 до 1,64 кг/м3. Промывкой песчаных пробок на базе Сургутского УПНП и КРС занимается цех непрерывной трубы (НТ). Все установки НТ оснащены криогенными комплексами. Используются запорная арматура, а также пакеры отечественных заводов-изготовителей, которые по качеству не уступают иностранным аналогам.
Рис. 9. Сдача скважин по бригадам опробования Сургутского УБР-2 за 10 месяцев 2007 – 2009 гг.
Рис. 10. Продолжительность освоения 1-й скважины по Сургутскому УБР-2 в 2006 – 2009 гг., час.
Рис. 11. Продолжительность освоения 1-й скважины по месторождениям Сургутского УБР-2 за 10 месяцев 2009 г.
Ведутся закупки труб импортного производства, позволяющих достигать большей наработки на комплект до первого ремонта. Трубная продукция, произведенная в Китае, позволяет выполнить 15 операций ГРП, японская – 25 операций, тогда как отечественная труба – лишь 9 ГРП. После ремонта на трубу устанавливаются замки из износостойкой стали, позволяющие отработать еще 25 операций ГРП.

В будущем планируется проводить ГРП с использованием криогенных установок, что существенно сократит время, затрачиваемое на технологический распад геля, с 48 до 12 часов, и позволит создавать трещины до 250 метров. Закупаются новые подъемные агрегаты А-60/80М1 с более мощными двигателями, до 470 л.с., и конструктивно измененной мачтой, позволяющей увеличивать нагрузку при срыве пакеров. Для сокращения затрат по проведению перфорации применяются заряды глубокого проникновения и с большей плотностью отверстий ГП, БО.

В процессе освоения скважин используются соляно-кислотные обработки (СКО) и глинисто-кислотные обработки (ГКО), широкое применение находят различные пенные системы, вскрытие пластов на депрессии.

Как показывает практика, применяемые на данных месторождениях технологии бурения, освоения и эксплуатации скважин являются ощутимо затратными в финансовом отношении и требуют больших трудозатрат (табл.). Поэтому сегодня, чтобы достичь проектных дебитов скважин, работая на сложнопостроенных залежах с трудноизвлекаемыми запасами, необходимо использовать только комплексный подход.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Скобля С.Р.

    Скобля С.Р.

    заместитель начальника по геологии СУБР-2

    ОАО «Сургутнефтегаз»

    Кондаков П.В.

    Кондаков П.В.

    заместитель начальника по производству

    СУБР-2, ОАО «Сургутнефтегаз»

    Просмотров статьи: 4283

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru