Современные услуги в области права

Анализ эффективности интенсификации добычи нефти на примере скважин НГДУ «Сергиевскнефть»

Авторы: Ю.В.Капырин, Е.И.Храпова («ООО Сервис-нафта»), В.Я. Шпан (ОАО «Самаранефтегаз»)

В работах, посвященных описанию новых методов воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти, как правило, приводятся сведения о технологической эффективности предложенных технических решений. Однако эти сведения в большинстве случаев носят отрывочный характер и не позволяют однозначно сравнить предлагаемые с уже известными технологиями. В большинстве случаев приводятся отрывочные данные, например, дебит скважины до и после ОПЗ, количество дополнительно полученной нефти за год, которые не характеризуют эффективность ОПЗ в полном объеме.

Целью настоящего анализа является получение комплекса параметров, характеризующих эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти проведенных в количестве в среднем 21 ОПЗ в год в течение четырех лет на скважинах НГДУ «Сергиевскнефть». Проведен анализ суммарных показателей работы группы скважин, результаты которого могут быть использованы при планировании мероприятий по интенсификации добычи нефти, при расчетах количества дополнительно добываемой нефти и экономической эффективности этих работ.

В настоящее время разработаны и апробированы методы расчета технологической эффективности применения способов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, которые основаны на использовании различных подходов к решению поставленной задачи и исходной информации:

Наиболее часто используется метод, основанный на обработке характеристик вытеснения.

Поставленная задача может быть также решена путем проведения численного эксперимента на основе постоянно действующих моделей путем сравнения показателей при условии проведения технологических мероприятий и без них.

Существует также метод оценки эффективности основан на использовании только технологических показателей разработки месторождения (работы скважины).

При анализе эффективности промышленного внедрения технологий ОПЗ ООО «Сервис-нафта», результаты которого приведены ниже, использовались результаты расчетов по программе применяемой в ОАО «Самаранефтегаз», основой которой является упомянутый выше третий метод оценки эффективности. Основными допущениями при проведении расчетов является то, что, во-первых, за базовое значение дебита принимается среднее значение дебита скважины за три месяца до ОПЗ и, во-вторых, значение базового дебита остается постоянным во времени, т.е. расчеты проводятся без учета тенденции изменения дебита во времени.

Такая оценка эффективности может рассматриваться как приближенная. В случае уменьшения дебита скважин во времени, что имеет место в большинстве случаев, при использовании этой методики получают несколько заниженные величины эффекта, что создает определенный запас прочности получаемым результатам. В дальнейшем будет проведена более строгая оценка эффективности с использованием современного математического аппарата и изменения основных технологических параметров скважины в процессе ее работы (дебит нефти, содержание воды в продукции, продолжительность работы скважины).

Предметом для анализа явились результаты ОПЗ скважин месторождений НГДУ «Сергиевскнефть» ОАО «Самаранефтегаз» выполненных ООО «Сервис-нафта»за период 2000-2003 гг. Всего выполнено 85 ОПЗ, в том числе в 2000 г. — на 18 скважинах, в 2001 г. — на 25 скважинах, в 2002 г. — на 21 скважине и в 2003 г. — на 21 скважине. Динамика количества скважин работающих с дебитом, превышающим базовый уровень, приведена на рис.1

Объекты воздействия приурочены:
  • к терригенным продуктивным пластам Б2 (С1) бобриковского горизонта, С2 радаевского горизонта нижнего карбона, Д1 и Д2+Д3 пашийского горизонта, Дк кыновского горизонта верхнего девона;
  • к карбонатным продуктивным пластам А4 башкирского яруса среднего и В1 турнейского яруса нижнего карбона.

Основной объем работ проводился на объектах Б2, Д1 и А4.

Глубины залегания объектов — от 1000 м (пласт А4) до 2400-2800 м (пласт Д1).

Терригенные пласты, как правило, характеризуются хорошими и высокими фильтрационно-емкостными свойствами: средние пористость и проницаемость в пласте Б2 составляют соответственно 20-22 % и 0,5 — 1,0 Д; в пласте Д1 — 17-19 % и 0,18-0,38 Д. Пласт Б2 характеризуется также повышенными значениями коэффициента продуктивности.

Карбонатные пласты характеризуются ухудшенными по сравнению с терригенными пластами фильтрационно-емкостными свойствами: средние пористость и проницаемость в пласте А4 составляют соответственно 13,5-15 % и 0,15-0,5 Д; в пласте В1 — 11-13 % и несколько десятков мД.

Плотность нефти изменяется в пределах 0,85 — 0,92 г/см3.

Нефти, как правило, сернистые (серы более 2%), с повышенным содержанием парафина — 2-5 %, смол и асфальтенов — 5- 15 %.

Нефтяные залежи, как правило, малые и средние по величине запасов и относительно сложные по геологическому строению, с резко меняющимися по площади и разрезу фильтрационно-емкостными свойствами (последнее особенно характерно для карбонатных пластов А4 и В1, а также терригенных пластов Д1 и Б2).

Месторождения, на которых проводились работы по интенсификации, в основном открыты и введены в разработку в конце пятидесятых и в шестидесятые годы (Екатерининское 1963г, Казанское 1967г, Озеркинское 1969г.).

Для скважин характерны невысокие дебиты нефти и значительное содержание воды в продукции. Дебит скважин, на которых ОПЗ выполнена в 2000 г., составил 0,5-11,5 т/сут. нефти, при среднем значении 5,2 т/сут, для скважин 2001г., если не учитывать относительно высокодебитные скважины, о которых будет сказано ниже, соответственно, 0,4-13,8 т/сут и 5,4 т/сут нефти, для скважин 2002г., соответственно, 2,5-33,3 т/сут и 10,5 т/сут нефти и, для скважин 2003г., соответственно, 1,2-45,5 т/сут и 8,7 т/сут.

Дебит высокодебитных скважин до ОПЗ, не учтенных при расчете среднего значения, составил по скв. № 115 Славкинской пл. 60 т/сут, по скв. № 184 Екатерининской пл. — 62 т/сут. После ОПЗ дебит этих скважин увеличился, соответственно, на 20 и 65 т/сут. Только по этим двум скважинам было получено дополнительно 25837 т. нефти. На 01.01.04 скв. № 115 продолжает работать с дебитом выше базового значения.

Обводненность до ОПЗ скважин в 2000г. равнялась 1,0 — 73,9% при средней 22,7 %, в 2001г. составляла 0 — 98,4 %, при средней 46,5%, в 2002г. равнялась 1,1- 79%, при средней 43,9 %, в 2003г. изменялась от 1,2 до 90,4% при средней 42,3%.

Большинство объектов воздействия разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Основные принципы выбора объектов для проведения ОПЗ были сформулированы ранее на основании анализа причин кольматации призабойной зоны пласта глинистыми минералами при первичном и вторичном вскрытии пласта, проведении ремонтных работ, при фильтрации пластовых флюидов совместно с дисперсными частицами глины. При выборе объектов учитывается содержание воды в продукции скважины, положение скважины на структуре, удаленность от ВНК и ГНК, величина пластового давления, проницаемость призабойной зоны в сопоставлении с проницаемостью пласта (скин фактор), наличие запасов нефти и т.д. Основные критерии выбора скважин для ОПЗ приведены на сайте ООО «Сервис-нафта»(www.snafta.ru ).Однако в последние годы выбрать скважины для проведения ОПЗ, удовлетворяющие всем критериям, практически не представляется возможным. Поэтому в перечень скважин, на которых планируется проведение ОПЗ, были включены скважины с высоким содержанием воды в продукции.

При проведении ОПЗ использовалась комплексная технология вторичного вскрытия пласта и технология очистки призабойной зоны пласта методом реагентной разглинизации, физические основы которых и последовательность технологических операций изложены ранее (2 — 8). Количество скважин, при ОПЗ которых использовалась комплексная технология вторичного вскрытия пласта, учитывая эффективность этого метода, возросло с 22% в 2000 г. до 85% в 2003 г.

Одним из важных показателей при проведении мероприятий с целью интенсификации добычи нефти является коэффициент успешности, который при проведении указанных работ составил по годам соответственно: 77, 80, 90 и 86%.

При расчете удельных технологических показателей интегральный эффект относился к общему количеству скважин (ОПЗ), а не к количеству скважин, в которых получен положительный технологический эффект.

При планировании мероприятий по обработке призабойной зоны пласта необходимо учитывать такой показатель как средняя продолжительность эффекта (продолжительность работы скважин с дебитом, превышающим базовое значение). Объем полученной информации по скважинам и продолжительность наблюдений за их работой позволяют оценить эту величину с точностью, достаточной для инженерных оценок. Средняя продолжительность работы скважин с технологическим эффектом после ОПЗ с использованием указанных технологий составила 14,5 месяцев (2000г.), эта величина для скважин (ОПЗ 2001г.) составила 15,8 месяцев. При поведении оценок она может быть принята равной 15 месяцам. Фактически же ряд скважин работает с эффектом значительно более продолжительное время (2-3 года). По этой причине оценить эту величину по скважинам, ОПЗ которых проведено в 2002-2003 гг. не представляется возможным.

Одним из основных параметров, характеризующих интегральный эффект от проведения ОПЗ, является количество дополнительно полученной из группы скважин нефти за весь период их работы с дебитом выше базового. Из 18 скважин, ОПЗ которых проведено в 2000г, всего по январь 2004 г. получено дополнительно 68714 т нефти, т.е. в среднем 3817 тонн на скважину. По 25 скважинам, ОПЗ которых проведено в 2001 г. уже на 1.01.04 г. получено дополнительно 102781 т нефти или 4111 т/скв. Отметим, что на эту дату 15 из 25 скважин продолжали работать с дебитом выше базового. Следовательно, эти результаты следует рассматривать как предварительные, окончательное общее количество нефти из группы скважин (ОПЗ 2001г.) и среднее значение дополнительно полученной нефти из одной скважины могут быть определены позднее и будут, естественно, выше указанных величин

На рис. 2 приведена динамика дополнительно полученной нефти во времени из скважин, ОПЗ которых выполнена в 2000 и 2001 г. Из анализа приведенных зависимостей следует, что, выполненные ОПЗ позволили получать дополнительно около 3тыс. тонн нефти в месяц в течение 1-2 лет, затем наблюдается уменьшение эффекта.

При систематическом проведении ОПЗ в течение четырех лет, в среднем по 21 обработке в год, уменьшения количества дополнительно добываемой нефти не наблюдается (рис 3), эффект стабилизируется, среднее значение эффекта составляет 5,3 тыс. тонн нефти в месяц.

На рис. 4 показана динамика накопленной дополнительной нефти за период 06.2000-01.2004 гг. Общее количество дополнительно добытой нефти за указанный период составило 223 тыс. тонн, т.е. более 63 тыс. тонн нефти в год.

При расчете дополнительной добычи нефти учитывались результаты, полученные не только по скважинам, ОПЗ которых проведена в текущем году, но и показатели по дополнительной добыче, полученные по скважинам, ОПЗ которых выполнена ранее. Поэтому при расчете дополнительно добытой нефти, например, в 2002 году, учитывались также результаты за 2002 год, полученные по скважинам, обработанным в 2000 и 2001гг.

На рис.5 показано изменение структуры дополнительно добытой нефти во времени. Из анализа приведенной гистограммы следует, что добыча дополнительной нефти в текущем году в значительной степени определяется добычей из скважин, ОПЗ которых проведено в предыдущем году и даже два года назад. Это связано, во-первых, с продолжительностью эффекта, и, во-вторых, с тем, что ОПЗ скважин производится в течение всего года и поэтому значительная часть эффекта проявляется в следующем календарном году и даже более поздний период. Так, например, в декабре 2002 года доля дополнительно добытой нефти из скважин, ОПЗ которых произведена в этом году, составила всего 30%, в то время как доля дополнительно добытой нефти из скважин обработанных в 2001 г. составила 60%, а из скважин обработанных в 2000 г. — 10%.

Анализ структуры дополнительно добытой нефти во времени показал, что информация о дополнительной нефти, полученной из скважин ОПЗ которых проведена в текущем году или через год после ОПЗ, не отражает эффективность проведенных мероприятий в полном объеме, так как, например, скважины, обработанные в 2001 г. продолжали работать с эффектом в 2002 — 2003 гг. и продолжают работать с эффектом в 2004 году.

Таким образом, в результате проведенного анализа технологической эффективности работ с использованием комплексной технологии вторичного вскрытия пласта и реагентной разглинизации на скважинах месторождений НГДУ «Сергиевскнефть» с относительно низкими дебитами нефти и значительным содержанием воды в продукции, выполненных в период 2000-2003 гг. установлено, что систематическое проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти в количестве в среднем 21 ОПЗ в год, позволяет получать дополнительно 63 тысячи тонн нефти в год, причем количество дополнительно получаемой нефти практически стабилизируется на уровне не ниже 5 тысяч тонн нефти в месяц.

Определены основные показатели, характеризующие технологический эффект, то есть коэффициент успешности, средняя и максимальная продолжительность эффекта, суммарное и удельное количество полученной дополнительно нефти.

Показано, что технологический эффект от проведения ОПЗ по группе скважин, также как и по отдельной скважине, следует оценивать с учетом результатов за весь период работы скважин (скважины) с дебитом выше базового значения.

Полученные результаты могут быть использованы при проведении расчетов экономической эффективности применения указанных технологий и планировании мероприятий по интенсификации добычи нефти на месторождениях Самарской области и объектах с аналогичными геолого-физическими условиями.

© 2020 Политика конфиденциальности   Авторские права ®