Геолого технические мероприятия реферат
Обновлено: 02.07.2024
Систематическое упорядочение режимов работы насосных установок (ЭЦН, ШГН), обработки призабойных зон (ОПЗ) и ремонтно-изоляционные работы (РИР) – основные мероприятия по сохранению и увеличению уровня добычи нефти.
Расчеты проведения мероприятий указанных трех групп основываются на переработке большого количества информации. Применение математических методов и ЭВМ позволило существенно повысить скорость переработки информации и, что самое главное, оперативно определять степень информативности данных для каждой группы мероприятий. Так, например, методами математической статистики определяется информативность геолого-промысловых факторов при проведении солянокислотных обработок, зависимость уровня дебита от этих и технологических факторов.
Методы диагностирования позволяют при относительно небольшой выборке классифицировать мероприятия и скважины на группы, характеризующиеся определенными значениями факторов, повысить эффективность выбора скважин и видов работы на них.
При решении задач квалификации (распознавания объектов) применяются методы адаптации, позволяющие прогнозировать продолжительность эффекта после проведения каждого вычисленного мероприятия по всем скважинам месторождения. Множество мероприятий и скважин обусловливает задачу выбора части работ, ограничиваемой уровнями добычи во времени и наличием ресурсов, т.е. необходимость планирования добычи по ожидаемым результатам на части скважин месторождения.
В настоящей работе при планировании геолого-технических мероприятий (ГТМ) и выборе скважин используется теория графов, позволяющая проанализировать дебиты ряда скважин и, следовательно, добычу по месторождения в целом. При этом рассчитывается последовательность проведения вычисляемых геолого-технических мероприятий с наименьшими затратами ресурсов.
Планирование геолого-технических мероприятий
Планирование применяемых геолого-технических мероприятий (ГТМ) ранее проводилось без использования ЭВМ и обосновывалось в большинстве случаев субъективным мнением специалистов. При этом затрачивалось сравнительно много времени. Впервые выбор с помощью ЭВМ эффективных геолого-технических мероприятий проводился в 1973г. в НГДУ Чекмагушнефть. Сейчас выбор видов геолого-технических мероприятий осуществляется с помощью ЭВМ во всех НГДУ объединения Башнефть. Проведен анализ окупаемости моделей расчетов (сравнение расчетных и фактических данных – результатов проведенных ГТМ).
В объединении Башнефть эксплуатируется свыше 12 тыс. скважин из пробуренных более 40 тыс. за время разработки нефтяных месторождений Башкирии. Многие годы состояние разработки характеризуется устойчивой добычей на уровне 40 млн. т нефти с конденсатом в год. Эта добыча достигается открытием и вводом в эксплуатацию небольшого числа новых месторождений и залежей и проведением большого объема работ по интенсификации добычи нефти из старых обусловленных промысловых площадей. Интенсификация включает мероприятия по дальнейшему совершенствованию системы воздействия на пласты, проведение различных организационно-технических и геолого-технических мероприятий по фонду скважин.
До 1973 г. планирование ГТМ велось на основе данных о скважинах без применения вычислительных методов и ЭВМ, часто носило субъективный характер и не обосновывалось технико-экономическими расчетами. Это потребовало совершенствования планирования проведения мероприятий. Совершенствование должно обеспечить:
1. Исключение субъективности при оценке эффективности проведенного мероприятия.
2. Решение о проведении того или иного мероприятия в скважине, обусловленное результатами проведения всех подобных работ на данном месторождении.
3. Сокращение до минимума времени и труда инженерно-технических работников (ИТР) по подбору скважины и выбору (назначению) методов интенсификации.
4. Повышение оперативности обработки исходной и конечной информации.
5. Использование достижений отечественной и зарубежной науки и техники при выборе скважин, назначении мероприятий и технологических параметров их выполнения.
Развитие математических методов, появление электронно-вычислительной техники определили направления, позволяющие решать проблемы оптимизации добычи по каждой скважине и месторождению в целом. Пути достижения цели на видимом этапе возможны при реализации семи направлений деятельности (рис.1). Приведенная схема отображает динамическую модель по подземному и капитальному ремонту скважин, т.е. модель главного направления работ по переходящему фонду и повышению добычи или снижению темпов ее падения. Как видно из схемы, весь объем работ по ее реализации можно разделить на три основных вида.
Рис. 1. Блок-схема реализации применения математических методов и ЭВМ
при работе с фондом скважин
 |
1. Работа с большим объемом информации:
- сбор, накопление, хранение, постоянное пополнение и корректировка геолого-технических характеристик скважин и опыта ранее проведенных работ с начала разработки месторождений (блок 1);
- сведение этой информации в документы учетно-отчетного и аналитического характера для наблюдений за состоянием скважин, в которых проводятся ремонты, за результатами этих ремонтов и для других целей добычи и оперативного управления работами (блок 2);
- разработка с помощью вероятностно-статистических методов и ЭВМ расчетно-статистических нормативов по всем видам ГТМ для скважин объекта (блок 3).
2. Вычислительные работы:
- выбор объектов (месторождений, залежей) для назначения и проведения вычисленных ГТМ (блок 4);
- выбор скважины и назначение вида ГТМ на ней в соответствии с расчетно-статистическими нормативами блока 3 (блок 5);
- определение последовательности проведения вычисленных ГТМ в календарные промежутки по ограничениям, т.е. оптимизации добычи в целом по объекту (блок 6);
- расчет потребностей в материалах и оборудовании при вычисленном объеме ГТМ по объекту (месторождению, залежи, промыслу, НГДУ) на планируемый период (блок 7).
3. Принятие решений для выполнения вычисленного объема подземного и капитального ремонта скважин.
Приведенная блок-схема показывает, что выбранное направление является формализацией системы управления работами по подземному и капитальному ремонту скважин, работы с фондом скважин.
Наиболее важное отличительное свойство такого подхода – переход от производства расчетов и применения результатов этих расчетов по каждой отдельной скважине к рассмотрению всех результатов расчетов по скважинам пласта, залежи или месторождения. Из этой совокупности определяем объем ГТМ для выполнения различных целей по добыче: достижение заданного суточного уровня отборов жидкости или нефти на определенную дату, накопление добычи нефти за планируемый период. При этом главные эти цели рассчитываются в зависимости от ограничений по трудовым, материально-техническим или другим ресурсам.
Формализация системы управления подземным и капитальным ремонтом скважин стала возможной благодаря широкому освоению вероятностно-статистических методов для обработки огромного числа фактических данных, включающих коллекторские свойства пластов, флюидов, конструкции скважин и опыт работ по проведению геолого-технических мероприятий. Математические методы и ЭВМ позволили на основании опыта сделать расчетно-статистические нормативы ряда ГТМ для каждого месторождения, в результате чего стал возможным выбор наиболее "выгодных" работ для оптимизации добычи нефти.
В настоящей работе для оптимизации добычи рассматривается проведение не просто набора ГТМ, а определенного ряда ГТМ в наивыгоднейшей последовательности. Для определения этой последовательности используется теория графов, а существенно сокращает время и число расчетов применение ЭВМ. Таковы главные отличительные черты формализованной системы управления.
Результаты планирования
геолого-технических мероприятий
Основная задача изучения результатов проведения ГТМ – выявление закономерностей распределения текущих дебитов, дающих наибольший прирост добычи от тех или иных ГТМ при сложившемся порядке их планирования без расчетов на ЭВМ.
Так, опыт проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) за 1974-1976 гг. в трех НГДУ объединения (Арланнефть, Южарланнефть, Чекмагушнефть) представляется следующими результатами (табл.1).
| Вид ОПЗ | Всего ОПЗ | Число эффективных ОПЗ | Эффективность ОПЗ, % |
| КОС | 262 (66) | 111 (23) | 0,42 (0,35) |
| ГРП | 235 (131) | 156 (87) | 0,66 (0,66) |
| ЭП | 213 (137) | 146 (114) | 0,68 (0,83) |
| ВО | 28 (-) | 18 (-) | 0,64 (-) |
| ПАВ | 8 (-) | 5 (-) | 0,62 (-) |
| ТГХВ | 105 (105) | 48 (48) | 0,48 (0,46) |
| ИТОГО | 851 (449) | 384 (272) | 0,45 (0,60) |
Примечание. В скобках приведены данные по НГДУ Арланнефть.
Анализы результатов ГТМ были проведены во всех НГДУ объединения. Планирование ГТМ проводилось для 12 тыс. скважин, из которых 30% эксплуатировалось ЭЦН, 70% - ШГН. Основными ГТМ, дающими заметный прирост к плану добычи, были мероприятия по смене режимов работы скважин, эксплуатируемых насосами. Эффективность назначения этих мероприятий в объединении составляла 65 – 70%. Ремонтно-изоляционные работы (РИР) и обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) давали 0,8% годовой плановой добычи по объединению. Эффективность проведения РИР составляла 30 – 50%, а обработки призабойной зоны – 60 – 65% в целом по объединению.
По результатам анализа проведенных ГТМ выявлено, что наибольшая эффективность получена при РИР в скважинах с дебитом до 10 т/сут обводненностью более 70%; ОПЗ в скважинах с дебитом 15 – 20 т/сут; смене режимов ЭЦН в скважинах с дебитом от 25 т/сут и более; смене режимов ШГН в скважинах с дебитом от 5 до 45 т/сут.
Изучение результатов планирования и проведения ГТМ позволило разработать алгоритм машинной реализации планирования мероприятий с решением вопросов выбора и назначения этих мероприятий и их технологических параметров на ЭВМ.
В настоящее время организован учет результатов проводимых ГТМ, которые назначаются "вручную" и с помощью ЭВМ. Постоянно ведется сравнительный анализ реализуемых на ЭВМ следующих комплексов задач.
1. Выбор видов ремонтно-изоляционных работ (РИР). Сюда входит нагнетание специальные и перфорационные отверстия цемента на водной и углеводородной основе, гипана, смол, полиакриламида, пен и взрыв пакера (всего 14 видов ремонтов).
2. Выбор способов обработок призабойной зоны пласта. Они включают в себя: гидроразрыв пласта (ГРП), гидропескоструйную перфорацию (ГПП), кислотные обработки скважин (КОС), термокислотные и нефтекислотные обработки (ТКО, ПКО, НКО), закачку ПАВ, термогазохимические воздействия (ТГХВ), электропрогрев пласта (ЭП), прогрев забоя горячей нефтью (ПЗ) (всего 10 видов).
3. Расчеты режимов скважин, эксплуатируемых насосами (ЭЦН, ШГН). Имеем 10 видов таких расчетов (замена насоса в скважине, изменение подвесок, числа качаний, длины хода и т.п.).
Проведение расчетов на ЭВМ, т.е. выбор скважины и эффективного для нее ГТМ, основывается на полном использовании имеющейся информации о результатах и параметрах проведенных мероприятий на скважинах месторождений за весь период разработки. При этом за критерий эффективности принята окупаемость затрат на проведение того или иного мероприятия.
Суть анализов заключается в следующем: изучить существующую информацию об эксплуатации скважин; определить необходимый объем данных для ведения анализа, частоту их представления для проведения анализа расчетов, последовательность работ для развития комплекса задач планирования с учетом результатов анализа. Алгоритм анализа представлен на рис. 2.
Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.
Геолого-технические мероприятия отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате реализации этих мероприятий предприятия, как правило, получают прирост добычи нефти. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие – к прочим ремонтам каждая нефтедобывающая компания определяет самостоятельно.
Вообще говоря, все работы в скважине подразделяется на капитальный и подземный (текущий) ремонты, при этом
к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;
к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.
В большинстве случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин. Хотя в некоторых компаниях определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ (например, смена скважинного насоса с меньшей производительностью на насос с большей производительностью).
Геолого-технические мероприятия проводятся на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно - на поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью проведение ГТМ особенно актуально.
Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на каждом нефтяном месторождении – одна из основных задач геологической службы предприятия. Как правило, мероприятия ГТМ планируются ежегодно при подготовке бизнес-плана нефтедобывающего предприятия. А впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются.
Какие мероприятия нефтедобывающие предприятия обычно относят к ГТМ?
Хотя каждая нефтедобывающая компания имеет собственные стандарты по отнесению к ГТМ тех или иных мероприятий, проводимых на скважине, тем не менее, обычно к ГТМ относятся следующие виды:
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Цель гидроразрыва пласта - увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Достигают этого путем закачки в пласт вязких жидкостей с большим расходом и под большим давлением (выше давления разрыва пород). В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Обработки призабойной зоны (ОПЗ)
Это, пожалуй, наиболее широкоприменяемый вид ГТМ. Технологий воздействия на призабойную зону пласта существует великое множество. Чаще всего проводят ОПЗ различными кислотными составами. Для карбонатных коллекторов и коллекторов с повышенным содержанием карбонатного цемента наиболее часто используют закачку кислотных составов на основе соляной кислоты. Для терригенных коллекторов - закачку кислотных составов на основе плавиковой кислоты.
Перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ)
Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой.
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ)
По Правилам охраны недр следует вести раздельный учет продукции по каждому объекту разработки. Это необходимо для того, чтобы можно было отследить выработку запасов по каждому объекту и оценить достигнутый КИН. Если нижележащий продуктивный горизонт далек от истощения, а выше него существует еще один нефтенасыщенный пласт, выделенный в отдельный объект разработки, то применяют специальное оборудование, позволяющее в одной скважине одновременно эксплуатировать разные объекты разработки с раздельным учетом продукции по каждому объекту. Внедрение системы ОРЭ часто выделяют в отдельный вид ГТМ.
Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов)
Бурение боковых стволов из существующих скважин – эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки.
Ремонтно-изоляционные работы (РИР)
Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.
Помимо перечисленных, существуют и другие виды ГТМ. Например, вывод из бездействия, вывод из консервации, реперфорация, дострел, оптимизация ГНО.
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин. На нагнетательных скважинах проводят работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.
Оценка эффективности ГТМ
Все ГТМ, проведенные на месторождении подлежат учету. По каждому ГТМ прослеживается прирост дебита нефти, дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта (форма для расчета доп. добычи от ГТМ).
Кроме того, все ГТМ, проводимые на скважинах, оцениваются с точки зрения их экономической эффективности. Как правило, каждый вид ГТМ выделяют в отдельный инвестиционный проект. Это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и сравнить ее затем с другими видами. Менее эффективные инвестпроекты при этом можно отложить и перераспределить средства в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестпроектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности:
дисконтированный поток наличности (NPV);
Мероприятия на месторождении проводятся на основании проектных решений 2009 года. В большем объеме проведены гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны, перфорационные методы, ремонтно-изоляционные работы, оптимизации, выравнивание профиля приемистости. В большем количестве пробурены горизонтальные скважины и боковые стволы. По всем видам мероприятий фактическая дополнительная добыча нефти превышает проектный показатель. Максимальный объем мероприятий за период 2006-2015 гг. приходится на объект ЮВ1(2). Основная часть дополнительной добычи нефти обеспечена горизонтальными скважинами (1319,4 тыс.т). Вторым и третьим по эффективности мероприятиями являются гидроразрыв пласта и бурение вторых стволов. За рассмотренный период проведено 210 операций гидроразрыва пласта и 35 операций по бурению боковых стволов с высокой успешностью. Дополнительная добыча нефти составила 1329,1 и 429,9 тыс. т, средний удельный технологический эффект на одну операцию – 6,3 и 12,3 тыс. т.
1. Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием // Нефтепромысловое дело. — 2016. — № 1. — С. 14-20.
2. Дорофеев Н.В., Талдыкин С.А., Калугин А.А., Бочкарев А.В. Причины и пути минимизации прорыва газа в добывающие скважины на месторождении им. Ю. Корчагина // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 7. — С. 5-10.
3. Кривова Н.Р., Решетникова Д.С., Федорова К.В., Колесник С.В. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2015. — № 5. — С. 52-57.
4. Синцов И.А., Александров А.А., Ковалев И.А. Сравнение эффективности применения гидроразрыва пласта и бурения горизонтальных скважин для условий верхнеюрских пластов Нижневартовского свода // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 4. — С. 41-44.
Нефтяное месторождение расположено на территории Сургутского и Нижневартовского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к юго-западу от г. Мегион и 80 км к юго-востоку от г. Сургут. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленном освоении: Киняминское, Южно-Покамасовское, Кетовское.
Месторождение находится в зоне развитой инфраструктуры на площади двух лицензионных участков.
На 1.01.2016 г. промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях васюганской свиты (пласты ЮВ12 и ЮВ11) и ачимовской толщи (пласт Ач-БВ8). Пласты содержат восемь залежей нефти.
За период, прошедший после утверждения запасов ГКЗ в 2009 г. и оперативных пересчетов 2011 г. и 2015 г., на месторождении пробурено более 40 эксплуатационных скважин, а также дополнительные стволы к ним и к ранее пробуренным скважинам, данные по которым позволили уточнить геологическое строение и начальные геологические запасы продуктивных пластов месторождения.
- бурение горизонтальных скважин (ГС) – 8 скв.;
- бурение боковых стволов (БС и БГС) – 8 скв.-опер.;
- гидроразрыв пласта (ГРП) – 82 скв.-опер.;
- физико-химические методы на добывающих скважинах (ОПЗ) – 42 скв.-опер.;
- потокоотклоняющие технологии, ВПП – 8 скв.-опер.;
- перфорационные методы (дострелы, перестрелы, переводы с других объектов) – 32 скв.-опер.;
- ремонтно-изоляционные работы (РИР) – 24 скв.-опер.;
- оптимизация режимов работы добывающих скважин – 13 скв.-опер..
Основной объем дополнительной добычи (64,8%) планировалось получить за счет бурения горизонтальных скважин (109,0 тыс.т) и проведения ГРП (152,8 тыс.т). По другим мероприятиям суммарная дополнительная добыча ожидалась на уровне 142,5 тыс.т. Прогноз дополнительной добычи от ГТМ был выполнен без учета переходящего эффекта от мероприятий.
По факту все мероприятия проведены в большем количестве: ГРП – на 14 скв.-опер., БС и БГС – на 27 скв.-опер., ГС – на 19 скв., ОПЗ – на 114 скв.-опер., перфорационные методы – на 10 скв.-опер., РИР – на 5 скв.-опер., оптимизации – на 60 скв.-опер., ВПП – на 2 скв.-опер.
За счет проведения ГРП планировалось получить 152,8 тыс.т нефти (1,9 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2009-2015 гг. (без учета переходящего эффекта), получено 129,4 тыс.т (1,3 тыс.т/скв.-опер.). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча составила 350,7 тыс.т (3,7 тыс.т/скв.-опер.).
За счет бурения горизонтальных скважин планировалось получить 109,0 тыс.т нефти (13,6 тыс.т/скв.). В связи с кратным превышением объемов горизонтального бурения фактически получено 273,7 тыс.т. Прогнозная удельная эффективность ГС практически достигнута – 10,1 тыс.т/скв. (с учетом переходящего эффекта). Основной объем буровых работ выполнен в 2015 г.
За счет бурения боковых стволов (БС) планировалось получить 29,8 тыс.т нефти. Средняя удельная эффективность одного мероприятия прогнозировалась на уровне 3,7 тыс.т/скв.-опер. По факту боковые стволы пробурены, в основном, с горизонтальным профилем. Дополнительная добыча нефти (с учетом переходящего эффекта) составила 429,9 тыс.т (12,3 тыс.т/скв.-опер.), что выше запланированной.
Прогнозная дополнительная добыча нефти за счет таких мероприятий как ОПЗ и оптимизации должна была составить 52,6 тыс.т, по факту получено 175,8 тыс.т (с учетом переходящего эффекта – 412,8 тыс.т). Фактическая удельная эффективность по данным мероприятиям (1,5 и 2,5 тыс.т/скв.-опер., соответственно) несколько выше прогнозной (0,9 и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).
Удельная эффективность от перфорационных работ и РИР составила по факту 0,5 и 0,4 тыс.т/скв.-опер., с учетом переходящего эффекта – 2,1 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., соответственно. Прогнозные значения удельной эффективности – 0,9 и 1,0 тыс.т/скв.-опер. За счет этих мероприятий планировалось дополнительно добыть 51,1 тыс.т, фактическая добыча составила – 34,2 тыс.т, с учетом переходящего эффекта – 101,3 тыс.т.
При запланированных восьми мероприятиях ВПП было проведено десять скважино-операций. Фактическая дополнительная добыча, как и фактический технологический эффект (6,6 тыс. т, 0,7 тыс.т/скв.-опер.), несколько ниже прогнозных показателей (9,0 тыс.т и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).
В целом, фактическая дополнительная добыча нефти по мероприятиям 2009-2015 гг. выше прогнозной на 229,5 тыс.т, что, в основном, связано с большим количеством проведенных ГТМ и МУН. С учетом переходящего эффекта фактическая дополнительная добыча нефти составляет 1574,8 тыс.т. Удельная технологическая эффективность одного ГТМ – 1,4 тыс.т (при прогнозном значении – 1,9 тыс.т). С учетом переходящего эффекта эффективность одной скв.-операции составляет 3,4 тыс.т.
На добывающем фонде скважин месторождения за период 2006-2015 гг. проведено 600 ГТМ, таких как: ГРП, ОПЗ, бурение вторых стволов и горизонтальных скважин, перфорационные методы, РИР, оптимизация режимов работы скважин.
Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ – 3727,9 тыс.т (42% от добычи нефти в целом по месторождению за рассмотренный период). Средний удельный технологический эффект – 6,9 тыс. т на одну успешно проведенную скв.-операцию. Средняя продолжительность технологического эффекта составляет 617 суток (20 месяцев).
Динамика проведения мероприятий достаточно равномерная (в среднем 60 мероприятий в год). Наибольший объем ГТМ приходится на 2008 г. (83 мероприятия).
Динамика проведения ГТМ по годам представлена на рисунке 1. Распределение дополнительной добычи нефти, полученной от проведения мероприятий, представлено на рисунке 2.
Рисунок 1 - Динамика проведения ГТМ по годам
Рисунок 2 - Распределение дополнительной добычи от проведенных ГТМ
Основная часть дополнительной добыча нефти за период 2006-2015 гг. обеспечена за счет ввода горизонтальных скважин и ГРП. За счет проведения гидроразрыва пласта получено 1329,1 тыс.т, что составляет 35,7% от всей добычи нефти от ГТМ (рисунок 6.1.2). На мероприятия по бурению горизонтальных скважин приходится 1319,7тыс.т или 35,4%. Также высокими показателями характеризуются мероприятия по бурению боковых стволов (429,9 тыс.т или 11,5% от добычи за счет ГТМ), оптимизации (329,3 тыс.т. или 8,8%) и ОПЗ (206,2 тыс.т или 5,5%). На долю перфорационных методов и РИР в сумме приходится только 114,0 тыс.т (3,1%).
Максимальный удельный технологический эффект приходится на горизонтальные скважины (31,4 тыс.т/скв.-опер.). Вторым по эффективности мероприятием является бурение боковых стволов – 12,3 тыс.т/скв.-опер. Высокой эффективностью характеризуются мероприятия по гидроразрыву пласта – 6,8 тыс.т/скв.-опер. ОПЗ, перфорационные методы и оптимизация характеризуются схожими показателями – 2,0, 2,5 и 3,1 тыс.т/скв.-опер. Наименьший показатель эффективности получен при проведении РИР – 1,2 тыс.т/скв.-опер.
Распределение удельной дополнительной добычи от проведенных ГТМ приведено на рисунке 3.
Рисунок 3 - Распределение удельной дополнительной добычи от проведенных ГТМ.
К мероприятиям, проводимым на нагнетательном фонде, можно отнести ввод нагнетательной скважины из бурения, перевод добывающих скважин под закачку, ОПЗ, ВПП, РИР, перфорационные работы (таблица 1).
Таблица 1 – Результаты проведения ГТМ на нагнетательном фонде (2006-2015 гг.) (Ново-Покурский Л.У.)
Доп. добыча нефти по реагирующим доб. скв., тыс. т
Удельн. технол. эффект, доп. доб. (тыс. т) на 1 скв.
Ср. прод. эф. (сут.)
на 1 доб. скв.
ОПЗ. В период 2006-2015 г. на месторождении было проведено 55 мероприятий ОПЗ (четыре – на объекте ЮВ11, 48 – на объекте ЮВ12, три – на скважинах, работающих одновременно на двух объектах). Дополнительная добыча по скважинам, эксплуатирующих одновременно оба объекта, отнесена на счет ЮВ12. В скважине №599 обработка призабойной зоны в 2015 году проведена совместно с ремонтно-изоляционными работами. Эффект от каждого мероприятия в отдельности в данном случае оценивался как половина от суммарного эффекта.
Успешность проведения ОПЗ на нагнетательном фонде составила 73% (40 из 55 скв.-опер.). Средний прирост приемистости в результате проведения ОПЗ составил 25,8 м3/сут – для объекта ЮВ11, и 30,4 м3/сут – для объекта ЮВ12. Дополнительная добыча нефти, полученная в соседних добывающих скважинах в результате проведения мероприятия, составила: по объекту ЮВ11 – 1,2 тыс. т, по объекту ЮВ12 – 29,4 тыс. т. Для объектов ЮВ11 и ЮВ12 средний технологический эффект равен, соответственно, 0,4 и 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта – 116 и 232 суток.
РИР. В двух скважинах объекта ЮВ12 (№№599 и 1212) были проведены ремонтно-изоляционные работы. Дополнительная добыча нефти была получена от проведения мероприятия в скважине №1212 и составила 0,13 т/сут (скважины №№316 и 1213). Средняя продолжительность эффекта по реагирующим скважинам – 85 суток. Приемистость в результате проведения мероприятия увеличилась с 44,2 до 100,4 м3/сут.
Перфорационные работы были проведены в пяти скважинах №№ 594, 599, 708, 760, 932. В скважине №599, как было сказано ранее, совместно с перфорационными работами была проведена ОПЗ. Дополнительная добыча нефти в соседних добывающих скважинах получена в результате проведения трех мероприятий (60%) и составила 2,4 тыс. т. При этом удельный технологический эффект равен 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта на одну добывающую скважину – 157 суток (пять месяцев).
Выравнивание профиля приемистости (ВПП)
Мероприятия по выравниванию профиля приемистости (ВПП) проведены в общей сложности за рассматриваемый период десять раз на девяти скважинах (2012, 2014 гг.), при этом семь мероприятий можно считать успешными (скв. №№206, 271, 297, 676, 678, 1325 (2 скв.-опер.)). Данные мероприятия позволили сформировать более равномерный фронт вытеснения, что в большинстве случаев привело к увеличению дебитов жидкости в окружающих добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной. Средняя продолжительность эффекта по положительно отреагировавшим добывающим скважинам составила 117 суток. В результате проведенных ГТМ на соседних добывающих скважинах дополнительная добыча нефти составила 6,6 тыс.т, что в среднем на одну скважино-операцию – 0,9 тыс.т.
Таким образом, анализ проведенных ГТМ и МУН показал:
– мероприятия на месторождении проводятся на основании проектных решений 2009 года. В большем объеме проведены ГРП (на 14 скв.-опер.), ОПЗ (на 114 скв.-опер.), перфорационные методы (на десять скв.-опер.), РИР (на пять скв.-опер.), оптимизации (на 60 скв.-опер.), ВПП (на 2 скв.-опер.). В большем количестве пробурены горизонтальные скважины (на 19 скв.) и боковые стволы (на 27 скв.-опер.). По всем видам мероприятий фактическая дополнительная добыча нефти превышает проектный показатель, за исключением ВПП. Эффективность БГС и ГРП выше, чем планировалось (проект – 3,7 и 1,9 тыс.т/скв.-опер., факт – 12,3 и 3,7 тыс.т/скв.-опер).
– максимальный объем ГТМ за период 2006-2015 гг. приходится на объект ЮВ12 (505 скв.-опер.). Основная часть дополнительной добычи нефти обеспечена горизонтальными скважинами (1319,4 тыс.т);
– вторым и третьим по эффективности мероприятиями являются ГРП и бурение вторых стволов. За рассмотренный период проведено 210 скв.-опер. ГРП и 35 скв.-опер. по бурению БС и БГС с успешностью 93% и 100%, соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 1329,1 и 429,9 тыс. т, средний удельный технологический эффект на одну скважино- операцию – 6,3 и 12,3 тыс. т.;
– удельная эффективность таких мероприятий как оптимизация режимов работы скважин, перфорационные работы, ОПЗ оценивается на уровне 2,0-3,1 тыс.т/скв.-опер., успешность проведения – 80-89%. За счет данных видов ГТМ получено 657,5 тыс. т.
– ремонтно-изоляционные работы и ВПП характеризуются невысокой удельной технологической эффективностью – 1,2 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., прирост добычи нефти за счет мероприятий составил 69,2 тыс.т.
В статье рассматривается подход к оценке достижения проектных показателей разработки месторождений. Оценивается высокая степень важности геолого-технических мероприятий, сочетание их с капитальным и текущим ремонтом. Автором рассматривается цель их осуществления, выбор вида, метода, а также величина достигаемых эффектов. Ввиду неоднозначности существующих подходов к определению эффективности геолого-технических мероприятий рассмотрены преимущества и недостатки существующих методов оценки технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий. Анализ данных, полученных на практике, позволяет сделать вывод о том, что эффективность геолого-технических мероприятий сильно отличается от заложенной в проекте, не только качественно, но и количественно. Автором предлагается более точно учитывать эффект от геолого-технических мероприятий с позиции не только прироста добычи нефти в ходе их реализации, но и снижения темпа её падения. Для повышения точности оценки рекомендуется каждое мероприятие выделять в отдельный инвестиционный проект, и на начало периода моделирования все рассматриваемые проекты разнести по группам в зависимости от состояния скважин по фонду. При оценке геолого-технических мероприятий предлагается применять следующий порядок действий: до их проведения определить базовый объем добычи нефти и сравнить его с полученным объемом добычи после их проведения.
1. Булыгин Д.В., Энгельс А.А. Анализ структуры остаточных запасов нефти для проведения геолого-технических мероприятий // Интервал. – 2007. – № 11(106). – С. 6–11.
2. Казаков А.А. Разработка единых методических подходов оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. – М.: Нефтяное хозяйство, 2003. – № 4. – С. 26–29.
3. Казаков А.А. Павлов М.В. Федоров П.Н. Родин С.В. Новый аспект классификации методов воздействия на пласт. – М.: Нефтепромысловое дело, 2003. – № 6. – С. 27–31.
4. Кифоренко И.К. Толстоногов А.А. Принципы формирования инвестиционных проектов разработки нефтяных месторождений с учетом влияния рисков // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 6 (часть 3). – С. 577–580.
6. Толстоногов А.А. Прохоренко А.А. Исследование фактической экономической эффективности инвестиций с целью оценки реализовавшихся рисков – Самара: Сам ГТУ, 2007. – 153 с.
7. Халимов Э.М. Лисовский Н.Н. Бродский П.А. Методы разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. – № 6. – С. 36–66.
8. Энгельс А.А. Поташев К.А. Булыгин Д.В. Планирование геолого-технических мероприятий на основе эмпирических моделей. // Нефть и газ. – 2009. – № 1. – С. 17–27.
На любом нефтяном месторождении в период эксплуатации проводятся работы на скважинах с целью регулирования его разработки и поддержания целевых уровней добычи нефти. Этот комплекс работ называется геолого-технические мероприятия (далее ГТМ), за счет проведения которых нефтедобывающие компании обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений [4].
ГТМ качественно отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате их реализации может наблюдаться прирост добычи нефти. Вопрос о том, какие мероприятия относятся к ГТМ, а какие нет, решается в каждой нефтяной компании индивидуально. Если рассматривать весь перечень работ производимых на скважине, то они делятся на капитальный и текущий ремонт.
По сути, к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин. Например, восстановление герметичности обсадной колонны и ликвидация ее деформации, ограничение притоков пластовых вод. А к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, к примеру обеспечение заданного технологического режима работы оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования.
Таким образом, в 70–80 % случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин, но бывают и ситуации когда определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ, например увеличение производительности насоса, путем замены на более мощный. ГТМ проводятся на всех этапах разработки, но наиболее часто они применяются на зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью, что делает их применение наиболее актуальным.
Очевидно, что при подборе вида ГТМ вопрос их эффективности выносится на первый план и является одной из основ целесообразности всего проекта по добыче нефти. С этой целью перечень ГТМ планируется и уточняется при разработке бизнес-планов любого нефтедобывающего предприятия и в процессе их реализации подвергается планомерной коррекции и уточнению по мере поступления актуальной информации по объемам добычи с месторождения. Именно этот процесс во многом оказывает влияние на успешность реализации проектов нефтедобычи и эффективности экономической деятельности предприятия в целом.
Помимо положительного эффекта от ГТМ, зачастую связанного с повышением нефтеотдачи, необходимо оценивать и ущерб окружающей среде. Наиболее эффективными, но и наиболее вредными с позиции экологии являются гидравлический разрыв пласта (ГРП), целью которого является увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта и обработки призабойной зоны (ОПЗ), который применяется наиболее часто и заключается в воздействии на призабойную зону различными кислотными составами.
Физико-химические методы, использующие закачку загустителей, а также некоторые гидродинамические методы, такие как заливка обводненных интервалов, отключение высокообводненных скважин и др., как правило, характеризуются положительным эффектом за счет увеличения нефтеотдачи пласта и отрицательным эффектом за счет интенсификации отборов жидкости. Гидравлический разрыв пласта, наоборот, очень часто характеризуется отрицательным эффектом по нефтеотдаче и положительным эффектом по интенсификации. [1]
Логично предположить, что существует производственная необходимость в оценке методов и критериев эффективности ГТМ. Несмотря на публикацию нескольких руководящих документов, регламентирующих подходы к оценке эффективности ГТМ, не существует однозначного мнения о том, какие методы считать эффективными: те, которые имеют положительный общий эффект, или те, которые позволяют достичь эффекта за счет увеличения нефтеотдачи, либо за счет интенсификации добычи нефти [3].
Учитывая значительные объемы проведения ГТМ на месторождениях России, следует признать, что даже небольшие закономерные ошибки в построении базового уровня добычи нефти могут привести к неадекватной интерпретации эффективности, искаженному подбору и планированию оптимальных ГТМ и, как следствие, сопровождаться большим материальным ущербом для нефтяной компании.
Среди всего разнообразия методов оценки технологической эффективности различных ГТМ, а также методов повышения нефтеотдачи пластов, как в России, так и за рубежом выделялись экстраполяционные методы, или методы характеристик вытеснения нефти водой. В основу этих методов заложено построение базового уровня добычи нефти, при условии, если бы ГТМ не проводились, путем экстраполяции предыстории и сравнения этого уровня с фактической добычей нефти при проведении ГТМ.
На данный момент как отечественные, так и зарубежные авторы представляли множество различных видов характеристик вытеснения или аппроксимаций кривой добычи нефти от добычи жидкости или времени, дающих существенно различные оценки эффекта от ГТМ не только в количественном, но, что очень важно в современных экономических условиях, и в качественном плане.
Наиболее общим можно считать гиперболический метод Арпса, поскольку из него с помощью математических преобразований можно вывести многие другие зависимости. При анализе результатов зарубежных исследований и научных публикаций можно сделать вывод о том, что практическая реализация метода Арпса не всегда успешна, поскольку базируется на построении бидифференциальных весьма немонотонных зависимостей обводненности продукции или дебита нефти или требует использования трудоемких численных методов, не всегда дающих однозначные решения [8].
В связи с этим в методиках нефтяных компаний используются различные комбинации наиболее известных и наиболее простых двухпараметрических зависимостей. Многопараметрические зависимости, как правило, широко не используются, так как они более сложны в реализации, но, с другой стороны и более надежны, поскольку позволяют адаптироваться к условиям конкретных скважин.
Если рассматривать практическую деятельность нефтяных компаний по оценке производительности, то можно отметить, что даже применительно к одной скважине в различные периоды времени наиболее точными могут быть различные аппроксимационные зависимости. Необоснованное применение только одной зависимости на месторождениях с различными геолого-физическими свойствами и особенностями разработки связано с определенным риском. Именно поэтому в методиках нефтяных компаний расчет ведется по нескольким аппроксимационным зависимостям и из них, как правило, по величине коэффициента корреляции, выбирается наиболее точная оценка [2, 8].
Анализ этих методик позволяет выделить ряд принципиальных вопросов, неоднозначность решения которых на практике приводит к получению не только количественно, но и качественно противоположных оценок эффективности ГТМ, а следовательно, к разной трактовке целесообразности их применения.
В публикациях и существующих программных продуктах по оценке эффективности ГТМ, как правило, смешиваются понятия точность прогноза (базового варианта) с точностью аппроксимации, оцениваемой, в частности, коэффициентом корреляции. То есть высокие значения коэффициента корреляции, получаемые на информации предыстории работы скважины, далеко не всегда гарантируют точность прогнозных оценок базового варианта.
С целью оценки эффективности ГТМ скважины делят по степени реакции на проведенные работы. Отреагировавшей считается скважина, по которой получен положительный эффект или дополнительная добыча нефти, скважина, по которой получен отрицательный эффект, считается не отреагировавшей на ГТМ. На практике используют подход, при котором оценивают только положительно отреагировавшие скважины.
Для оценки эффективности ГТМ используется следующий принцип: если по отдельной добывающей скважине участка воздействия имеет место положительный эффект, то его продолжительность рассчитывается до тех пор, пока фактическая добыча нефти не снизится ниже базового уровня; если по скважине имеет место отрицательный эффект, либо сразу после проведения ГТМ, или после кратковременного положительного эффекта, то расчет эффекта прекращается, то есть рассчитывается только положительная составляющая эффекта.
С точки зрения оценки окончания эффекта от ГТМ необходимо учесть, что при построении базового уровня добычи нефти по отдельным скважинам предполагается, что если с момента проведения ГТМ до момента проведения расчетов ничего не будет проводиться, то фактическая добыча нефти должна быть равна базовой добыче. Все, что выше базовой добычи нефти – есть дополнительная добыча нефти за счет проведения ГТМ, но также (о чем, как правило, забывается) – все, что ниже базовой добычи – есть потери текущей добычи нефти, также обусловленные проведением ГТМ [2].
Абсолютная дополнительная добыча нефти, полученная после применения ГТМ, оценивается общим эффектом, представляющим сумму эффекта за счет проведения ГТМ и эффекта за счет изменения коэффициента эксплуатации скважин. Эффект ГТМ есть сумма эффекта за счет снижения обводненности или увеличения нефтеотдачи и эффекта за счет интенсификации добычи жидкости. Эффективными считаются ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения. При этом эффективными могут быть ГТМ, обеспечивающие не только прирост добычи нефти, но и снижение темпа ее падения. Более приоритетными считаются ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения и положительный эффект за счет снижения обводненности продукции. Помимо указанных показателей эффективности рассчитываются объем дополнительно добытой попутной воды, дебиты нефти и жидкости, обводненность продукции, темп снижения дебита нефти до и после проведения ГТМ.
Для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти, то есть долгосрочного прогнозирования, надежные оценки, как правило, имеют место при обводненности продукции скважины участка или залежи в целом более чем на 70–80 %. Для оценки эффективности ГТМ, проводимых на более ранней стадии эксплуатации, предполагается, что рассчитанный базовый уровень добычи нефти за период оценки эффекта, как правило, не превышающий 1–2 лет, не претерпит значительных изменений. Определению областей надежного применения методов характеристик вытеснения посвящены и другие многочисленные публикации и методические руководства [7].
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин, здесь можно отметить такие виды работ, как очистка забоя скважины, обработка призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п. Эффект от ГТМ, проводимых на нагнетательных скважинах, как правило, рассчитывается не в целом по участку воздействия, а суммированием эффектов, рассчитанных по каждой реагирующей скважине. Независимо от вида все ГТМ, проведенные на месторождении, подлежат учету и оценке. По каждому ГТМ оценивается дополнительная добыча нефти и продолжительность достигнутого эффекта.
Основным критерием эффективности ГТМ являются достигнутый в ходе их проведения экономический эффект. Для повышения точности оценки каждый ГТМ целесообразно выделять в отдельный инвестиционный проект, это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и позволяет провести сравнение с другими его видами. По результатам оценки возможно перераспределение средств между проектами с разной экономической эффективностью, то есть приостановка менее эффективных в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестиционных проектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности инвестиций: дисконтированный поток наличности, индекс доходности, период окупаемости капитальных вложений, внутренняя норма возврата капитальных вложений [6].
На начало отчетного периода, в зависимости от состояния скважин по фонду (на которых планируется ГТМ), все проекты делятся на три группы.
Первая группа – это инвестиционные проекты, направленные на поддержание базовой добычи нефти. Базовый уровень добычи нефти обеспечивается следующими геолого-техническими мероприятиями на действующем фонде скважин и скважин текущего бездействия:
– ликвидация текущих аварий;
– ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн скважин;
– текущие ремонты, связанные с ремонтом скважин различного способа эксплуатации;
Вторая группа – это инвестиционные проекты, направленные на прирост добычи нефти. К данным проектам относятся все остальные виды ГТМ, включая мероприятия на действующем фонде.
Третья группа – безальтернативные инвестиционные проекты, к которым можно отнести:
– обследование технического состояния эксплуатационных колонн;
– капитальные и текущие ремонты нагнетательных скважин;
– капитальные ремонты, связанные с консервацией и ликвидацией скважин;
По данным проектам расчет доходной части (дополнительная добыча нефти и NPV) не производится [5].
В заключение хотелось бы отметить, что при оценке целесообразности ГТМ необходимо использовать следующий принцип: сначала, необходимо определить базовую добычу, т.е. добычу, которая была бы без применения метода, далее целесообразно сравнить базовую добычу исследуемого месторождения с уже известными данными по похожему месторождению. Такой подход поможет исключить низкоэффективные методы ГТМ, что будет способствовать повышению общего экономического эффекта нефтедобычи.
Особенно важен выбор и реализация наиболее эффективных проектов применения ГТМ в каждом конкретном случае, как в экономическом, так и экологическом плане. Проводя ГТМ в любом виде необходимо сопоставлять эффект от их применения с ущербом, наносимым экологии, и заложить в проект необходимые средства на его устранение.
Рецензенты:
Читайте также: