РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Ахмедов Мирзаанвар Мохиджонович

соискатель, Ташкентский государственный технический университет имени Ислама Каримова,

 Узбекистан, г. Ташкент

Акрамов Бахшилло Шафиевич

канд. техн.наук, проф., Филиал Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина в городе Ташкенте,

Республика Узбекистан, г. Ташкент

CALCULATION OF TECHNICAL AND ECONOMIC INDICATORS OF HORIZONTAL GAS WELL exploitation

Mirzoanvar Akhmedov

applicant, Tashkent State Technical University named after Islam Karimov,

Uzbekistan, Tashkent

Bakhshillo Akramov

Candidate of Technical Sciences, professor, Branch of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NRU) in Tashkent,

Uzbekistan, Tashkent

АННОТАЦИЯ

В работе приводятся результаты исследований в области применения горизонтальных скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Описаны методики определения длины, производительности горизонтальной газовой скважины, перечислены факторы, влияющие на дебит горизонтальной скважины. Выводы по характеру влияния факторов на дебит скважины сопровождаются результатами расчетов авторов.

ABSTRACT

The paper presents the results of research into the use of horizontal wells in the development of gas and gas condensate fields. The methods of determining the lengthand productivity of a horizontal gas well are described, the factors affecting the flow rate of a horizontal well are listed. Conclusions on the nature of the influence of factors on well flow rate are accompanied by the results of the authors' calculations.

Ключевые слова: горизонтальная скважина, производительность, скважина, проницаемость, анизотропия, фрагмент залежи

Keywords: horizontal well, productivity, wells, permeability, anisotropy, deposit fragment.

Для определения основных показателей разработки приближенным методом совместно решались четыре аналитических уравнения:

1. Уравнение материального баланса при истощении газовой залежи (газовый режим разработки залежи, когда нет влияния на газоносный горизонт подпирающих пластовых вод):

                                                                       (1)

где  и  – соответственно начальное и текущее значения пластового давления,  и  – начальные и текущие значения сверхсжимаемости газа,  – накопленная добыча за рассматриваемый период времени,  – геологические запасы рассматриваемого участка или всей газонасыщенной залежи.

При составлении материального баланса относительно одной скважины, дренирующей зону, ограниченной радиусом контура дренирования и длиной фрагмента залежи, определялись удельные дренируемые запасы горизонтальной скважины по следующей формуле:

                                                                  (2)

где  – радиус зоны дренирования скважиной,  – длина вдоль ствола фрагмента залежи дренируемой горизонтальной скважиной, - эффективная газонасыщенная толщина, m–открытая пористость пласта,  и  – соответственно давление и температура с стандартных условиях.

2. Уравнение притока газа к забою газовой скважины, связывающее пластовые характеристики залежи с технологическим режимом, задаваемым проектировщиком [1]:

                                                                (3)

где Р_t – среднее пластовое давление в залежи, МПа; Р_зt – забойное давление, МПа; А и В – средние коэффициенты фильтрационного сопротивления, МПа²×сут/тыс.м³, (МПа×сут/тыс.м³)², Q_ct – суточный дебит средней скважины в t-ом году разработки, тыс. м³/сут. [2].

Особенностью расчета по прогнозу показателей разработки горизонтальными скважинами является то, что коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной a_гор и b_гор скважин определялись, ввиду отсутствия действующих горизонтальных скважин на месторождении, путем пересчета из данных исследования вертикальных скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации [3].

3. Уравнение технологического режима скважины:

DP=const                                                                                        (4)

В случае отсутствия истории разработки месторождения и данных эксплуатации скважин величина депрессии на пласт должна быть определена с учетом устойчивости пласта к разрушению (величина допустимой депрессии на пласт), исключения возможности обводнения призабойной зоны и обеспечения выноса песчано-жидкостных примесей из забоя скважины [4].

Значение разности пластового и забойного давлений при разработке горизонтальными скважинами в расчетах определены расчетным путем, как функция от требуемой производительности при известных термобарических параметрах пласта и коэффициентах фильтрационного сопротивления.

4. Уравнение, связывающее годовые отборы со среднесуточным дебитом и числом скважин:

                                                                 (5)

Р_t – среднее пластовое давление в залежи, МПа; Р_зt – забойное давление, МПа; Q_t –добыча газа в t-ом году разработки, млрд м³; Q_ct – дебит средней скважины в t-ом году разработки, тыс.м³/сут.; К_р – коэффициент резерва скважин; К_э – коэффициент эксплуатации скважин.

Еще одними из основных показателей разработки газоконденсатного месторождения являются годовые отборы конденсата, которые, прежде всего зависят от потенциального содержания конденсата в газе(г/м³), а также от годовых отборов пластового газа:

                                                                             (6)

Потенциальное содержание конденсата в газе является показателем, зависящим от давления. Данная зависимость может быть определена газоконденсатными (лабораторными) исследованиями и подтверждена фактическими отборами газа и конденсата по годам [5].

Так в настоящей работе, для расчета показателей разработки, на основе данных истории разработки месторождения построена динамика потенциального содержания газа и путем аппроксимации зависимости  от давления получена эмпирическая зависимость [6]:

    (7)

где Р_пл  - пластовое давление, МПа.

Анализ результатов расчетов по определению производительности горизонтальной газовой скважины

Результаты проведенных расчетов на основе исходных данных по газоконденсатному месторождению Шуртан свидетельствуют о том, что с увеличением длины горизонтального ствола уменьшаются коэффициенты фильтрационного сопротивления (рис.1).

Увеличение величины , приводит к уменьшению дебита горизонтальной скважины. Это объясняется тем, что распределение давления в низкопродуктивных коллекторах в пределах от ствола скважины до границ ее влияния занимает больше длины, в связи чем производительность скважин, вскрывающих такие коллекторы, оказывается низкой [7].

Рисунок 1. Зависимость коэффициентов фильтрационного сопротивления от длины горизонтального участка газовой скважины

Расчеты показателей разработки залежи вертикальной и горизонтальной скважинами проведены по формулам (1) - (7), в четырех вариантах (табл. 1), включающий базовых вариант разработки вертикальной скважиной и три варианта разработки горизонтальной скважиной, имеющие следующие критерии:

- первый вариант разработки предполагает достижение тех же значений извлекаемых запасов газа и газоотдачи. В данном случае длина горизонтального участка ствола является функцией от удельных дренируемых запасов и равняется 286 м;

- второй вариант разработки горизонтальной скважиной, длиной 500 метров, предполагает увеличение удельных дренируемых скважиной запасов при сохранении того же значения газоотдачи в случае с вертикальной скважиной;

- третий вариант разработки горизонтальной скважиной, длиной 1000 м, предполагает увеличение дренируемых запасов и достижения значения газоотдачи не ниже базового варианта.

Таблица 1.

Критерии и основные показатели разработки газоконденсатной залежи месторождения Шуртан вертикальной и горизонтальной скважинами

Экономическая оценка вариантов проведена при ценах реализации газа на внутреннем рынке 38 долл. США за 1 м³ газа при ценах строительства 200 тыс. долл. США за 100 метров горизонтального участка скважины. В частности, определен показатель эффективности Z, определяемый как отношение увеличения объемов добываемого газа к увеличению капитальных затрат на строительство скважин [8, 9]. Также определен показатель абсолютной эффективности Э_абс как отношение прироста доходов от реализации газа к капитальным затратам, вызвавшим этот прирост [10].

Технико-экономическая оценка, проведенная на основе пластовых условий и начальных термобарических параметрах газоконденсатного месторождения Шуртан, свидетельствует об эффективности применения горизонтальной скважины, причем с увеличением длины горизонтального участка эффективность горизонтальной скважины расчет по логарифмической зависимости. Анализ динамики приведенной абсолютной эффективности от длины горизонтального участка скважины (рис. 2) показывает о наличии диапазона длин горизонтального ствола (в пределах 520-680 м), при сохраняются высокие значения эффективности, а также оптимальная, для залежи месторождения Шуртан, длина горизонтального ствола, где каждый погонный метр горизонтальной скважины работает с максимальной эффективностью.

Рисунок 2. График зависимости приведенной абсолютной эффективности от длины горизонтального участка скважины в залежи месторождения Шуртан

Резюмируя указанное выше можно сказать, что приближенный метод расчетов параметров горизонтальной газовой скважины с учетом нелинейного закона фильтрации является базовым методом, хоть и уступающим по точности результатов численным методам, имеющим практическую ценность в решение следующих задач, которые имеют практическую значимость, на этапе проектирования разработки, как рассчитать удельные дренируемые запасы, приходящие на одну горизонтальную скважину и обосновать с технико-экономической точки зрения оптимальную длину горизонтального участка скважины.

Список литературы:

1. Махмудов Н.Н., Бобомуродов У.З. Результаты прогноза основных технологических показателей разработки НГКМ Шаркий Испанли // Инновационные технологии. 2018. № 1. С. 9-14.
2. Giger F.M., Reis A.P., Jourdan A.P. The reservoir aspects of horizontal drilling. The SPE annual technical conference and exhibition, paper number SPE-13024-MS, Houston, Texas 1984.
3. Закиров С.Н. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988. 335 с
4. Назаров У.С. Экспериментальное исследование влияния глубины спуска фонтанных труб на работу газовых скважин в присутствии забойной жидкости // Экспресс инф. Серия «Геология, бурение и разработка газовых месторождений». ИРЦ Газпром. 1985. С. 6-9
5. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. - Москва.: Недра, 1971. 312 с.
6. Ахмедов М.М. Влияние конструкции и размещения горизонтального ствола на производительность газовой скважины: Дис. на соискание степени магистра. М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2015 С. 85.
7. Ахмедов М.М. Влияние различных факторов на производительность горизонтальных скважин / Матер. VIII Межд. молодежной науч. конф. «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса». Ч. I. Уфа: РИЦ БашГУ. 2018. 371 с. 
8. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство, 1996, №12. - С.31-36.
9. Голов Л.В., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. 1997. №. 3. С. 29-31.
10. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 199 с.