Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин

Обиход, Александр Петрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин"

На правах рукописи

ОБИХОД АЛЕКСАНДР ПЕТРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ

ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ С РАЦИОНАЛЬНЫМ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОБУРЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ 003 1В200Э

диссертации на соискание ученой стс___________

кандидата технических наук

Уфа-2007

003162009

Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология"

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

- кандидат технических наук Вафин Риф Вакилович

Ведущая организация Центр химической механики нефти АН РБ

Защита диссертации состоится 16 ноября 2007 г в 16— часов на заседании диссертационного совета Д 222 002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИГГГЭР»), по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, д. 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Автореферат разослан 11 октября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В период истощения запасов за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большая доля остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых Применению традиционных методов выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся высокой расчлененностью и неоднородностью коллекторов, присущи низкие технико-экономические показатели Вместе с тем эффективное вовлечение в разработку таких запасов может стать существенным резервом поддержания, и даже увеличения уровня добычи нефти Первоочередной проблемой на этой стадии становится методика повышения эффективности эксплуатации пробурекгого фонда в сочетании с применением различного рода МУН и ГТМ Поэтому научные изыскания, посвященные проблемам успешности выработки остаточных запасов нефти, с точки зрения эффективности использования добывающего фонда скважин, становятся крайне актуальными для нефтяной промышленности

Цель работы. Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин в поздней стадии разработки месторождения

Основные задачи исследований.

1 Анализ существующих методов оценки уровня эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и способов ее повышения, результатов их применения на нефтяных месторождениях

2 Анализ текущего состояния разработки с оценкой степени выработанное™ запасов нефти и уровня эффективности использования пробуренного фонда по основным эксплуатационным объектам ряда месторождений Урало-Поволжья и определение сгратепш повышения эффективности извлечения нефти

3 Разработка критериев определения обоснованности вывода скважин из добывающего фонда и уровня эффективности использования действующих добывающих скважин

4 Определение оптимальных условий организации системы обслуживания скважин на основе прогноза темпов выбытия скважин из эксплуатации с помощью методов математического моделирования

5 Технико-экономическое обоснование назначения геолого-технических мероприятий для повышения темпов выработки остаточных запасов нефти на основании данных об уровне эффективности использования пробуренного фонда.

Методы исследовании Решение поставленных задач базируется на анализе текущего состояния системы разработки выбранных объектов, результатах обработки промысловых данных с использованием современных методов обработки исходной статистической информации, математическом моделировании с использованием элементов теории массового обслуживания, а также проведении гидродинамического моделирования для оценки эффективности рекомендуемых мероприятий

Научная новизна выполняемой работы.

1 Предложен критерий обоснованности проведения объемов ГТМ, требуемых для восстановления или поддержания работоспособности добывающих скважин, в зависимости от технологической и экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.

2 Разработан критерий оценки эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, учитывающий полный комплекс технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции

3 Предложено использование ряда характеристик эксплуатации для определения фактической долговечности добывающих скважин, на основании расчета которых установлены требуемые темпы отбора удельных НИЗ

4 С использованием теории массового обслуживания сделана прогнозная оценка работоспособности системы обслуживания и ремонтов с учетом прогнозных темпов выбытия скважин и даны рекомендации по ее оптимизации

Основные защищаемые положения.

1 Научно-методические основы определения критериев уровня эффективности использования действующего и выбывшего фондов скважин

2 Критерии ограничения объемов и видов ГТМ, необходимых для восстановления или поддержания работоспособности добывающих скважин, в зависимости от экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов

3 Методика использования комплексного критерия эффективности эксплуатации скважин на основе учета обобщенных технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции

4 Основные направления оптимизации работы системы обслуживания и ремонта на основе прогнозной динамики уменьшения межремонтного периода и увеличения простоев скважин

Практическая пряность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании разработки и назначении оптимизационных геолого-технических мероприятий по Михайловско-Коханскому, Якушкинскому и Обошннскому месторождениям Самарской области

2. Внедрение разработанных рекомендаций по использованию критериев оценки эффективности использования пробуренного фонда скважин и назначении на их основе соответствующих ГТМ, позволил за проектный срок доразработки по рассматриваемым месторождениям поднять проектный КИН на 0 03-0 05 д ед.

3 Текущее внедрение рекомендации по повышению эффективности применения геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском и Якушкинском месторождениях позволило дополнительно добыть 2340 т нефти с экономическим эффектом 4 7 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г Уфа, 2004-2007 гг). нау,ло-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г Самара, 2002-2006 п ), НК «ЮКОС» (г Москва, 2005-2006 гг.), ООО «СамараНИПИнефть» (г Самара, 2001 -2006 гг)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, из них 3 - в изданиях, входящих в перечень ВАК Одна работа опубликована без соавторов В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях

Структура и объем работ» Диссертация состою из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 85 наименований Работа изложена на 151 страницах, в том числе содержит 13 таблиц, 56 рисунков

Автор выражает глубокую благодарность работникам ОАО «Самаранефтегаз» к.тн. Шашелю В А, к.т.н Кожину В Н и сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» научным консультантам д т и. Владимирову И В, к.тн Алексееву Д Л за полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы

Краткое содержание работы.

В первой главе рассмотрены современные представления о путях оценки успешности использования пробуренного фонда и возможностях повышения эффективности работы скважин.

Высокая значимость вопросов объективности оценки успешности использования пробуренного фонда, путей повышения эффективности работы отдельных скважин на основе информации об

уровне выработки иш своих запасов, в разные годы отмечалась в трудах Р.Г. Абдулмазшова, В.Е.Андреева, Б Т. Баишева, Ю.Е. Батурина, А.А Боксермаяа, ЮЛ Борисова, Г.Г. Вахитова, В.Е. Гавуры, А Т.Горбунова, С И. Грачева, РН. Дияшева, С А. Жданова, Ю.В Желтова, Ю.П. Желтова, С.Н. Закирова, Ю В Зейгмана, Р.Р Ибатуллина, ММ Ивановой, АП Крылова, Ю.А. Котенева, Р.Я Кучумова, В.Д Лысенко, ИТ. Мищенко, РХ Муслимова, А.Д Мухарского, ММ. Сатгарова, М.Л. Сургучева, МА. Токарева, РГ. Фазлыева, КМ. Федорова, Н.И Хисамутдинова, Э.М Халимова, АХ. Шахвердиева, В Н. Щелкачева и других исследователей

В раду поставленных выше вопросов наиболее изученным аспектом является, пожалуй, вопрос о влиянии на эффективность реализуемой системы разработки, в частности, достигаемую нефтеотдачу, реализованной плотности сетки скважин вообще, и ее динамики в процессе разработки месторождения, в частности Проблема возникла практически вместе с началом современной нефтедобычи, и остается одной из самых актуальных по сегодняшний день

Многочисленные исследования сотрудников ВНИИнефть, ГАНГ им И.М. Губкина, УГНТУ, СибНЙИ НП показывают, что одним из основных аспектов, влияющих на эффективность выработки запасов, является процесс выбытия скважин из эксплуатации, в том числе преждевременного или непроектного нарушения плотности сетки скважин

Наряду с известными формулами оценки плотности сетки скважин примененной В.Н Щелкачевым, как пример приводится уравнение регрессии зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин, полученное для семи объектов эксплуатации карбонатных коллекторов Татарии, выделенных в однородную группу методом главных компонент'

Кщ^ 0,28 е (1)

где Кни - коэффициент нефтеизвлечения, Б - плотность сетки скважин, га/скв Коэффициент корреляции составил 0,94 Как видим, эта зависимость есть не что иное, как несколько видоизмененная формула В Н. Щелкачева, адаптированная для условий разработки карбонатных коллекторов Татарстана. Однако и она повсеместного использования не имеет и носит частный характер для данного объекта

Авторы делают вывод, что наибольший прирост нефтеизвлечения при уплотнении сетки скважин приходится на интервал изменения плотности от 5 до 15 га/скв, эффективность уплотнения снижается при плотности сетки менее 5 га/скв., что подтверждает необходимость рационального использования пробуренного фонда скважин

Сотрудниками ТатНИПИнефть рассмотрены две оптимизационные задачи, обоснование рациональной плотности сетки скважины с учетом сроков их службы и выбор оптимальной динамики отбора нефти На примере оптимизационной задачи - обосновании рациональной плотности сетки скважин с учетом сроков их службы, показано использование предложенного подхода для принятия оптимального решения с учетом выхода скважин в простой и выбытия из эксплуатации Однако вопрос стабильной и ритмичной эксплуатации пробуренного фонда скважин, который зависит от многих факторов, связанных с качеством применяемого оборудования, ремонтно-профилактических работ (подземный и капитальный ремонт скважин) носящий комплексный характер не решается

По итогам анализа опубликованных работ, посвященных повышению эффективности эксплуатации скважин и производственных систем в нефтяной промышленности, отмечается, что данная проблема носит функционально взаимосвязанный характер. Исследования по опубликованным работам посвящены рассмотрению проблем эксплуатации отдельных звеньев производственного процесса нефтедобычи, но она не увязана в единый технологический процесс Авторы предлагают новые методы контроля и способы повышения технико-экономической эффективности осуществления только отдельных видов работ Исследования же, связующих эффективность эксплуатации всех звеньев производственного продесса добычи, подготовки и доставки нефти потребителю с каждой из добывающих скважин до постановки предлагаемой работы не проводилось Не рассмотрены вопросы прогнозной оценки эффективности проведения ремонтно-восстановительных работ с точки зрения последующей продуктивности скважины и ее долговечности, снижения потерь нефти от простоев скважин и рационального их использования, для извлечения остаточных запасов нефти

Во второй главе рассмотрены геолого-промысловая характеристика объектов исследования и анализ состояния их разработки

Поставленными в работе исследованиями охватываются три сложнопостроенных многопластовых месторождения Самарской области, разработка которых ведется структурными подразделениями ОАО «Самаранефтегаз» Два из них - Михайловско-Коханское и Якушкинское - относятся к категории крупных и находятся на завершающей стадии разработки Обошинское месторождение несколько меньше по начальным запасам, а слагающие его залежи выработаны в различной степени и находятся на разных стадиях эксплуатации

Приведена краткая геолого-промысловая характеристика, состояние пробуренного фонда скважин и анализ текущего состояния разработки, которые даются по каждому из объектов исследования

По итогам детального анализа текущего состояния разработки и эффективности использования пробуренного фонда скважин по рассматриваемым месторождениям ОАО «Самаранефтегаз», установлено следующие'

Рассмотренные объекты характеризуются сложностью геологического строения, высокой степенью послойной и зональной неоднородности коллекторов, наличием значительных зон выклинивания (неколлектора) по ряду продуктивных горизонтов

Текущее состояние сложившейся системы разработки по большинству рассмотренных эксплуатационных объектов расценивается как не режимное Процесс эксплуатации характеризуется низкими темпами выработки запасов, малыми дебетами по нефти, высоким уровнем обводненности, наличием обширных недренируемых зон с повышенными остаточными запасами

Пробуренный фонд скважин по ряду объектов используется недостаточно эффективно Велика доля простаивающих скважин, за счет которых нарушается проектная плотность сетки, усиливается неравномерность выработки запасов, идет формирование застойных зон с повышенными значениями нефтенасьпцения При этом значительная часть бездействующих скважин характеризуется повышенными величинами остаточных запасов нефти

Ряд объектов с длительной историей эксплуатации обладают большим фондом ликвидированных и переведенных скважин При этом значительная часть этих скважин были выведены из эксплуатации необоснованно до отбора ими своих потенциально возможных извлекаемых запасов Во многом это происходило по различным обстоятельствам, например вследствие произошедших аварий внутрискважинного оборудования, потери скважиной герметичности и так далее С потерей данных скважин из процесса разработки были выведены обширные области и участки пластов, характеризующиеся значительными запасами нефти

Все вышеперечисленные особенности сложившейся системы разработки требуют оценки прогнозной работоспособности действующего фонда скважин, адресной и экономически обоснованного формирования мероприятий по вводу из бездействия простаивающего фонда, повышению эффективности использования эксплуатационного фонда в целом, вовлечению в разработку запасов по ликвидированным и переведенным скважинам

Полученные выводы и рекомендации по данному разделу использованы далее для разработки мероприятий по повышению

эффективности интенсификация выработки остаточных запасов с рациональным использованием пробуренного фонда скважин

В третьей главе выполнено имитационное моделирование процесса выбытия из эксплуатации и ремонта скважин. Отмечено, что функционирование скважин достигается в результате проведения работ по устранению неисправностей оборудования, изоляции источников обводнения скважин и других технологических и технических причин

Решение первой задачи - обеспечение оптимальной производительности скважин - связано с остановом скважин для проведения ГТМ Отмечено, что чем больше скважин будет находиться в ремонте или его ожидании, тем ниже коэффициент эксплуатации скважин и тем больше потери при добыче углеводородов и тем ниже экономическая эффективность действующей система! разработки Указано, что число простаивающих скважин зависит от частоты их восстановления, что в свою очередь определяется количеством действующих аварийно-восстановительных (ремонтных) бригад и их производительностью (продолжительностью ремонта).

Принято, что статистические потоки требований на аварийно-восстановительные ремонты являются пуассоновскими, или вероятность появления требований подчиняется закону Пуассона,

(Л¿V л,

Р,(0 --е~ , где — вероятность поступления г требований в

промежуток времени (, ? — промежуток времени, в течение которого возможно поступление г требований, XI - математическое ожидание поступления г требований в промежуток времени г

С использованием критерия Пуассона проведено исследование показателей использования фонда скважин с учетом аварийно-восстановительных работ На рисунке 1 представлена динамика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин месторождения, по которому видно, что последние 10 лет характеризуются постоянным снижением числа действующих добывающих скважин При этом, как показано на рисунке 2, в последние годы значительно снижается и коэффициент использования действующего фонда добывающих скважин за счет увеличения времени простоев

Данная ситуация также связана со значительным возрастом скважин эксплуатационного фонда Так, около 35 % скважин действующего фонда имеет возраст более 30 лет и около 55% - более 20 лет. В основном действующие скважины эксплуатационного фонда пробурены до 1990 года. В целом по рассматриваемой выборке скважин средний возраст составляет 22 года с разбросом значений от 0,6 до 46 лет (рис. 3,4)

ее со со со от ш сп Ф ш о о о от <т> от от от о) о о> сп от <т> о от о> <г> от от от от от <л о о о т* т— — — т- т— х— г- ^ ■«— т— ч— т— ч— СМ СЧ ГЧ

годы

Рисунок 1. Динамика фондов добывающих и нагнетательных скважин Михайловск&^Коханского месторождения.

СМ ГЧ

год

Рисунок 2. Динаиика коэффициента использования фонла добывающих я нагнетательных скважин Михайловско -Коханского месторождения.

1 4 7 10 13 16 19 22 25 23 31 34 37 40 43 46 49 числа лете начала разработки, лет

Рисунок 3 Дянамякл бурения новых сквгжин зкеплуат ционного фонда Мнхайловеко-Коханскою месторождеш -■

«н»г 1С0%

интервалы возраста скважин эксплуатационного фонда, лет

Рисунок 4. Распределение скважин эксплуатационного фонди Михайловско-КоханеШго месторождения по их «во:эраст\ ».

Для дальнейшего анализа, принято, что в месторождении функционирует ограниченное число скважин т. Каждая скважина (источник требования) периодически выходит из строя и посылает требование на обслуживание с частотой X, 1/сут Предполагается, что существует два потока требований на обслуживание: требования капитального (КРС) и подземного ремонта скважин (ПРС). Требования на КРС поступают с растущей частотой Л/(/), 1/сут, требования на ПРС -с постоянной частотой к2,1/сут. Общий поток требований Л = Л^) + Х2 Если капитальным и подземным ремонтом скважин занимается п аварийно-восстановительных бригад (аппаратов), при производительности каждой бригады с частотой восстановления источника требований V, 1/сут., то в момент поступления в систему обслуживания очередного требования возможны две ситуации 1) хотя бы один из обслуживающих бригад свободен, и тогда требование немедленно принимается к обслуживанию; 2) все бригады заняты, и требование становится в очередь и ждет освобождения одного из бригад Предполагается, что длина очереди не ограничена, но каждое

требование по истечении времени ожидания (1ож ) покидает очередь В

соответствии с этим разработана блок-схема, отражающая внутреннюю логическую структуру рассмотренной имитационной модели системы обслуживания ремонтов скважин (рис 5)

Установлено, что малое число обслуживающих каналов приводит к тому, что достаточно быстро (несколько лет) практически весь действующий фонд может перейти в бездействующий. На рисунке 6 представлена зависимость динамики роста средней длины очереди заявок от числа обслуживающих каналов Хорошо видно, что в области значений времени и числа обслуживающих каналов, показанной на рисунке темным цветом, наступает стагнация системы, когда в простое находится весь действующий фонд скважин, система обслуживания ремонтов перестает выполнять свою задачу

Дня обслуживания рассмотренных выше трех месторождений задача подбора числа ремонтных бригад имеет оптимум - 15-16 бригад, что позволяет системе обслуживания эффективно справляться с нарастающим потоком заявок на ремонт и нести минимальные потери, связанные с простоем бригад

Полученные значения оптимума справедливы только для сложившихся на месторождениях условий. Изменения в реальных процессах могут внести существенные коррективы в полученные данные. Однако сам подход н имитационная модель имеют общее значение и их можно применить к изменившимся реальным условиям.

По результатам имитационного моделирования получено, что выбытие скважин в бездействие является стохастическим процессом

Начало

Внддяпыю заявках аа обслуяявание («ямвсадавп ь я время пю^пашв, чтеая кша» обслуживания (а), времени моделирования (ТЬве)

Тше - период моделирования

Конец

Поступает на обсдутмвяння ю-

заявок. Запоминаем время поетуплевия заявок в систем

ОсЬ:=ОсЫт 1

Цикл по Т1ай

Т1Я( - текущий момент

времени

ОсЬ - число заявок в очереди

Определяем число свободных каналов обслуживания (втКапа1)

Проверяем времена ояядаввй заявок в очереди (б.™,^»)

Формируем массив отказов, уменьшаем дакну очереди (ОсЦ на количество выбывших заявок

вуКапа! - число свободны < каналов обслуживания

Если имеется заявки в очереди и свободные каналы обслуживания

Цикл по 1, с начального по текущий момент времени

Если время ожидания 1-ой заявки превысило время ожидания в очереди

Рисунок 5 Блок-схема имитационной модели системы обслуживания ремонтов скважин (продолжение на следующей странице)

Продолжение рисунка 5

длкн> очереди уменьшаем на число свободных каналов обслуживания

Если очередь все еще существует, то вдето свободных каналов обслуживания равно нулю, иначе вычисляем число каналов, оставшихся свободными

Если текущее время моделирования соответств\ет окончанию года, ироязводим выделение и ьывод средних значений

Средние зьдчения средняя дтака очереди, среднее время ожидания заявки в очерет,

среднее количество отказов, среднее время простоя какала

При этом интенсивность поступления заявок кг текущий ремонт скважин является величиной практически постоянной {при фиксированной величине действующего фонда), а йятенсивнсчлъ поступления заявок на КРС возрастает со временем в основном и^ за старения скважин

Средняя величина простоя скважины также является величиной стохастической Для условий Михайловско-Коханского месторождения средняя продолжительность простоя скважины при КРС составляет 36 суток, при ПРС ~ 5 суток

В четвертой главе рассмотрены критерии успешности эксплуатации пробуренного фонда скважин и пути повышения ее эффективности на базе имитационного моделирования

Показано, что в настоящее время возраст значительного числа скважин на давно разрабатываемых месторождениях превышает 30.40 и даже 50 лет В процессе эксплуатации скважины ликвидировались не только по выработке ими своих запасов, но и по техническим причинам

(аварии, порывы эксплуатационной колонны, негерметичность цементного камня и захо лонные перетоки). Это означает, что свое главное технологическое назначение - выработка запасов, находящихся в их областях дренирования - данными скважинами выполнено не полностью.

Рису нок 6. Зависимость динамики длины очереди заявок на ремонт скважин от числа обслуживающих каналов.

Принципиальным подходом по выбывшим скважинам является первоначальное разделение всех таких скважин по причинам выбытия.

1. Фактор выработки запасов {причина выбытия - «пласт»). Основанием для вывода о полной выработке запасов и последующего выбытия скважины на практике чаше всего является рост обводненности продукции до установленного предельно допустимого уровня (чаще всего - 98 %).

2. Техннкс-технологический фактор: старение и износ крепи скважины, внутрискважинного или поверхностного оборудования (возможные причины - «скважина», «насосное оборудование», «поверхностное обустройство»).

3 Субъективные факторы Основанием для «ликвидации» скважины на практике иногда становятся причины типа «отсутствие материально-технического ресурса» (МТР) для проведения сложных ремонтно-восстановительных работ, «необходимость организации системы ППД» на рассматриваемом участке и другие причины

Для комплексного учета всех факторов предложено определять «комплексный показатель средних удельных потерь от простоев скважины» Фактически это стоимость существования скважины за некоторый период, приведенная (осредненная) к единице времени (суткам) с учетом всех затрат и недополученной прибыли

КП(И = (Е Цр + ЕОипр* Цв)/Тобщ, руб/сут, (1)

где Т0бд - общая продолжительность рассматриваемого периода эксплуатации скважины, сут В качестве такового могут рассматриваться последние несколько лет работы или период «поздней стадии эксплуатации рассматриваемой скважины» Правилом выделения такого временного интервала может быть время эксплуатации скважины после отбора ею 80 - 90% от своих НИЗ

Е Цр. руб - суммарная нормативная стоимость всех работ (ПРС, КРС, ОГО, оптимизации и т д), проведенных на скважине за рассматриваемый период эксплуатации Тобщ- В суммарную стоимость работ включаются все работы, потребовавшие остановку скважины и приведшие к потерям в добыче нефти

Е Тпр, сут - суммарная продолжительность всех простоев в пределах периода Тобщ

Е 0„ „р, т - объем нефти, который бьи бы отобран рассматриваемой скважиной за время всех простоев Е Т„р

Цв, руб/т- нормативная (утвержденная) цена реализации нефти Оценка фактического уровня эффективности текущей эксплуатации скважины или выборки скважин производится по формуле1

Э = ЦН* (ЕО„/ Тобщ) - (К„от + 31б+3„одг), руб/сут, (2) где Э - комплексный показатель эффективности эксплуатации действующих добывающих скважин, Зев и 3„одг - соответственнно средние удельные эксплуатационные затраты систем сбора и подготовки, приходящиеся на рассматриваемую скважину, за период Тобщ ЕОн - количество нефти, фактически добытое скважиной за рассматриваемый период Т„бЩ (те отношение £0„/ Тобщ фактически является средним дебитом по нефти за период Тобт) В случае вычисления показателя для некоторой выборки скважин, суммарное фактически добытое всеми скважинами количество нефти должно быть разделено на количество скважин, участвующих в выборке

Результатом всех вышеприведенных исследований становится анализ эффективности реализуемой системы разработки с точки зрения распределения показателей КП(ГГ и Э по действующему фонду

Результаты проведенных расчетов по действующему за последние годы по фонду добывающих скважин месторождений Самарской области (Михайловско-Коханского, Якушкинского, Обошинского), показали, что величина экономической эффективности эксплуатации скважин (средняя экономическая эффективность по указанным выше месторождениям) положительная величина равная 7 5 тыс.руб/сут Однако статистическое распределение указывает на значительный разброс данной величины Действительно в исследуемой выборке (365 элементов) величина экономической эффективности изменяется от -184 1 до 406 2 тыс руб/сут Значительная величина дисперсии распределения говорит о крайней неоднородности элементов выборки Положительная средняя величина экономической эффективности рассматриваемой группы скважин обеспечивается 56 % рентабельных и высокорентабельных скважин

Исследование зависимости показателя эффективности эксплуатации скважин от дебита по нефти показало на существование тренда (рисунок 7), описывающего увеличение эффективности эксплуатации скважины при росте дебита нефти, что хорошо согласуется с общепринятыми представлениями Вместе с тем, данная зависимость не является однозначной, а носит стохастический характер в связи с процессами выбытия скважин в простой (которые носят случайный характер) и потерями в потенциальной добычи нефти

На рисунке 7 нанесены прямые линии, соответствующие средним показателям эффективности и дебита скважин, которые разбивают исследуемую совокупность скважин на четыре области

Первая область соответствует скважинам с дебитом ниже среднего и эффективностью эксплуатации выше средней Это скважины, для которых время простоев значительно меньше времени эксплуатации за рассматриваемый период (или равно 0) В данной области разброс фактических значений от тренда минимален Скважины, расположенные в 1-ой области, наименее проблемные.

Вторая область содержит скважины с дебитом и эффективностью эксплуатации ниже средних значений Более того, в этой области сосредоточено подавляющее число нерентабельных скважин. Это низкодебнтные скважины с большим числом ремонтов, простоев Для данной области характерно максимальное отклонение от тренда Скважины, расположенные во 2-ой области, наиболее проблемные

Третья область характеризуется скважинами с дебетами нефти больше среднего и показателем эффективности ниже среднего

ш ♦ н* ♦

Ф и * ♦ 4

$ ♦ ♦ ♦

1 « 4

•г ♦ 1 ) 1 2 1 4 1 3 1 5 2

♦ ♦ 4

♦ ♦ 3

2 ►

дебит нефти, тГсут

Рисунок 7. Зависимость эффективности эксплуатации добывающих скважин от их дебита по нефти Черными прямыми показаны данные, соответствующие средним показателям эффективности и дебита исследуемой выборки скважин

Отметим, что число таких скважин невелико и составляет незначительную часть от всей выборки В этой области сосредоточены в основном высокодебитяые скважины, отягощенные длительными простоями и большим числом ремонтов

Четвертая область содержит высокодебитные и высокорентабельные скважины, эксплуатация которых приносит существенную прибыль предприятию

Поэтому показано, что мероприятия по оптимизации эксплуатации добывающего фонда скважин должны быть, прежде всего, направлены на скважины 2 и 3 областей диаграммы Решение по продолжению эксплуатации нерентабельного фонда должно сопровождаться комплексом таких мероприятий, которые позволяют перевести данные скважины из нерентабельного в условно рентабельный и рентабельный фонды

В качестве последовательности принятия такого решения предложено выполнение следующего методического приема

Производится оценка реальной эффективности работы каждой из скважин и разделение их на «эффективные» и «неэффективные», относительно, например, среднего показателя Э по эксплуатационному

объекту. Это дает возможность направить приоритетные усилия на повышение эффективности работы с показателем Э ниже среднего. С другой стороны, возможность предметного анализа причин низкого показателя Э по соответствующим скважинам позволяет выявить «неперспективные» скважины с точки зрения возможности значимого поднятия показателя эффективности работы (например, по скважинам, низкая величина Э которых обусловлена частым проведением работ по восстановлению герметичности), что в свою очередь способствует оптимизации перечня проводимых видов ГШ

По полученной выборке величин Э по всем скважинам строятся зависимости вида Э = Г (возраст скважины или выборки скважин), Э = £ (глубина скважины); Э = £ (обводненность продукции), Э = £ (показатель сложности ствола скважины - величины зенитного и азимутального углов искривлений), на основании которых делаются выводы о приоритетных факторах, определяющих эффективность (или неэффективность) эксплуатации

Разбивка полученных результатов по месторождениям и объектам показала следующее Каждое кз месторождений, а внутри его каждый из объектов, характеризуются своими средними показателями эффективности эксплуатации скважин Например. Якушкинское месторождение, эксплуатационный объект АЗА4, представленный в исследуемой выборке 198 скважинами, имеет средний показатель эффективности эксплуатации скважин равный 4.8 тыс руб/сут При этом, средняя обводненность продукции скважин за рассматриваемый период составляет 66 2%, средний коэффициент использования фонда -07

По группе действующих скважин произведено ранжирование по относительной степени отбора начальных извлекаемых запасов Оценен вес каждого ранга в рассматриваемой выборке.

Статистическое распределение уровня отборов запасов по ныне действующему добывающему фонду носит иной характер, нежели по выбывшей категории скважин (рис 8) Подавляющая часть скважин содержит текущие неотобранные запасы менее 50 % от НЮ Данное распределение в принципе характерно для любого месторождения, находящегося в завершающей стадии разработки Однако, в отличие от распределения по выбывшему фонду, большинство скважин (64 %) содержат достаточно значительные текущие запасы в размере от 10 до 50 % НИЗ, которые требуют еще достаточно длительного срока эксплуатации

Треть скважин находятся на завершающей стадии выработки запасов, и характеризуются величинами до 10 % от НИЗ (рис 8) Однако уровень износа части скважин настолько велик, что их текущий

1 ¡ь

45 I 43

II I I

1 1 1 1 1 1 26

1 1

1 1 1 0 [ о о

0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 70-90 90100

Рисунок 8 - Распределение существующего добывающего фонда (ед) по объемам недоотобранных запасов (% от НИЗ)

технический ресурс может оказаться недостаточным для отборов даже таких малых величин ТИЗ.

Статистическая обработка по оценке выработанности ресурса скважин показало, что средний фактический срок существования скважино-объекта в рассматриваемых условиях оказался равным лишь 19 годам Это весьма важный вывод, так как общепринятым является мнение, что средний срок службы скважины при се эксплуатации без особых осложняющих факторов (например, наличия сероводорода) составляет 30-40 лет

В качестве следующего этапа исследований необходима оценка величины ресурса прогнозной долговечности по каждой ю действующих скважин на основании полученного среднего срока фактического существования скважины по рассмотренной выборке Такая оценка была произведена Ее результаты представлены на рис 9

Средний срок существования скважин в более осложненных условиях оказался низким (порядка 20 лег) Скважины же, работающие при более щадящих режимах эксплуатации, характеризуются меньшими темпами механо-коррозионного износа крепи, в процессе эксплуатации они подвергались меньшему объему различного рода ремонтных работ в обсаженном стволе Все это позволило значительной части фонда скважин сохранить свою работоспособность в течение 30, 40 и даже 50 лет

Далее описана методика решения задачи оценки, какая часть ныне действующих добывающих скважин успевает отобрать своя ТИЗ до прогнозируемого момента их «выбытия», а какие скважины работают с недопустимо малыми темпами отборов

63%

н 19%

н ■ 10%

н ■ ■ 5 % 3%

выработавшие 0-5 5-10 10-15 более 15

свой ресурс

Рисунок 9 Распределение существующих добывающих скважин по среднему уровню остаточного технического ресурса, годы

Получено, что большая часть скважин при сложившейся системе разработки не успевает за прогнозный период истечения срока своей долговечности отобрать текущие извлекаемые запасы, сосредоточенные в соответствующих зонах дренирования Лишь 21 % скважин имеет темпы выработки, превышающие необходимый темп отборов (рис 10), что требует проведения по остальному фонду интенсифицирующих мероприятий.

На примере крупных нефтяных месторождений показана значимость части извлекаемых запасов, теряемых при преждевременном выбытии добывающих скважин, на основании которой предложена методика оценки уровня эффективности эксплуатации скважин с точки зрения их фактической долговечности и величины текущих остаточных запасов

Наконец в соответствии с разработанными рекомендациями автора сформированы усовершенствованные геолого-технические мероприятия по трем месторождениям, реализация которых начата в 2006г По результатам внедрения ГТМ получено дополнительно к базовому варианту 2340 т нефти с экономическим эффектом

к 90 | 80

& 70

а а)

>х 40 3

I 30 § 20

н 10

реализуемый темп выработки

Рисунок 10 Сопоставление требуемых и реализуемых темпов выработки запасов по действующему фонду Точками показаны отдельные скважины

4,7 мларуб (акт внедрения) Прирост конечного КИН в целом по месторождениям составит 3-5%

Прогнозный проектный темп разработки в период максимальной интенсивности проведения мероприятий (2010-2012 гг) превысит ныне реализуемый показатель более чем в два раза, что в целом позволит значительно поднять эффективность использования пробуренного фонда скважин

Основные выводы Анализ литературных и промысловых данных, а также проведенные теоретические исследования позволили сформулировать следующие основные выводы и предложения

- Проведен анализ существующих методов оценки уровня эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и влияющих на нее факторов

- Анализ текущего состояния разработки, степени выработки запасов нефти и уровня эффективности использования пробуренного фонда по основным эксплуатационным объектам ряда месторождений Урало-Поволжья позволил наметить пути повышения эффективности извлечения нефти

- Предложен критерий обоснованности проведения требуемых объемов ГТМ для восстановления работоспособности добывающих скважин в

зависимости от экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.

- На основании анализа разработки рассмотренной группы объектов обоснована возможность комплексной оценки эффективности эксплуатации скважин в зависимости от фактических затрат, вносимых каждой из скважин в процессе выработки запасов.

- Разработан критерий опенки итоговой (интегральной) эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, учитывающий полный комплекс технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции

- Выявлены закономерности изменения фактического срока эксплуатации добывающих скважин, в соответствии с которым установлены прогнозная долговечность скважин и требуемые темпы отбора удельных НИЗ

- Доказана возможность оптимизации работы системы обслуживания и ремонта на основе оценки прогнозной динамики увеличения частоты выбытия скважин в ремонт С применением теории массового обслуживания сделана прогнозная оценка работоспособности системы обслуживания с учетом прогнозных темпов увеличения объемов простоев в работе скважин и даны рекомендации по ее оптимизации

- На основании проведенного гидродинамического моделирования рассмотренных объектов разработки оценен прогнозный технологический эффект от реализации адресных технически и экономически обоснованных мероприятий, намеченных на основе полученных в работе результатов Прирост конечного КИН в целом по месторождениям составит 3-5%.

- За счет начатой плановой реализации усовершенствованных геолого-технических мероприятий (II квартал 2006г) получено на текущее время дополнительно к базовому варианту 2340 т нефти с экономическим эффектом 4,7 млн руб

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

I Батрашкин В П, Титов А П., Владимиров В В., Обиход А П, Гильманова Р X., Сарваретдинов Р Г Методика построения корреляционных разрезов для уточнения геологической модели нефтяного месторождения Уфа. Изд-во ООО «Выбор».- 2005,26 с

2. Обиход А.П, Шашель В. А, Аржанов М.Ф, Владимиров И В, Владимирова И И Особенности заводнения глиносодержащих нефтенасыщенных коллекторов М: ВНИИОЭНГ, НТЖ

"Нефтепромысловое дело". - 2006 № И , С. 38-40

3 Закиров А.Ф., Ожередов Е.В., Ершов А А, Обиход А П., Владимиров В.В. Восстановление приемистости нагнетательных скважин методом циклических изливов / Сборник научно-технических статей НГДУ «Альметьевнефть» по нефтепромысловой тематике Уфа Монография.- 2007. - С 122-127.

4 Обиход АП, Папухин СП, Пакшаев А.А, Сагитов Д.К, Поливанов С А Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения М:ВНИИОЭНГ,НТЖ "Нефтепромысловоедело" 2007 №8,С 29т36

5 Обиход АП Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи М • ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловоедело" 2007 №10,С 17-19.

Лицензия №223 от 03 08 2000 г Подписано к печати 09.10.2007 г Формат 60x84/16 Бумага типографская № 1. Компьютерный набор Печать офсетная Уел -печ л 1 36 Тираж 100 экз Заказ № 692 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул 8-е марта, 12/1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Обиход, Александр Петрович

Введение.

Глава 1. Современные представления о путях оценки успешности использования пробуренного фонда и возможностях повышения эффективности работы скважин.

Глава 2. Геолого-промысловая характеристика объектов исследования, анализ состояния системы разработки.

2.1. Михайловско-Коханское месторождение.

2.2. Якушкинское месторождение.

2.3. Обошинское месторождение.

Глава 3. Имитационное моделирование процесса выбытия и ремонта скважин.

3.1. Общие положения.

3.2. Выбытие скважины в ремонт как стохастический процесс.

3.3. Имитационное моделирование задач ремонта скважин.

3.4. Обсуждение результатов моделирования.

3.5. Выводы.

Глава 4. Выработка критериев успешности эксплуатации пробуренного фонда скважин и путей повышения ее эффективности.

4.1 Обоснование основных методических подходов и используемых понятий.

4.2 Классификация выбывших скважин по причинам выбытия и удельньм ТИЗ.

4.3 Обоснование рекомендаций по выбывшему фонду скважин в зависимости от видов требуемых ГТМ и текущей выработки запасов.

4.4 Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи.

4.5 Комплексный критерий оценки эффективности эксплуатации действующих добывающих скважин на поздней стадии разработки.

4.6 Оценка требуемых темпов выработки запасов по прогнозной фактической долговечности эксплуатационного фонда.

4.7 Выработка рекомендаций по необходимой корректировке реализуемых режимов эксплуатации. Прогнозная технико-экономическая эффективность рекомендуемых

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин"

Актуальность работы. Тенденция развития современного нефтегазодобывающего комплекса такова, что все большее число эксплуатируемых месторождений вступают в завершающую стадию разработки. Данная динамика обуславливает возникновение целого ряда новых задач и проблем, требующих своего решения.

В период истощения запасов за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большая доля остаточной нефти переходит в категорию трудноизвлекаемых. Выработка запасов нефти основных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья превышает 50 %, а доля трудноизвлекаемых возросла до 55-60 % [1]. Применению традиционных методов выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся высокой расчлененностью и неоднородностью коллекторов, присущи низкие технико-экономические показатели. Сложившиеся системы разработки месторождений становятся малоэффективными. Вместе с тем эффективное вовлечение в разработку таких запасов может стать существенным резервом поддержания, и даже увеличения уровня добычи нефти. На этом плане на первую роль выходит проблема повышения эффективности эксплуатации пробуренного фонда в сочетании с применением различного рода МУН и ГТМ. Поэтому научные изыскания, посвященные проблемам всесторонней и адекватной оценки успешности выработки запасов с точки зрения эффективности использования добывающего фонда скважин, становятся крайне актуальными для нефтяной промышленности.

Процесс выбытия скважин происходит по целому ряду причин - аварии внутрискважинного инструмента, выработка скважиной своего технического ресурса и потеря крепью своей герметичности, предельно допустимое обводнение добываемой продукции, отсутствие притока и т.д. При этом даже «планомерное» выбытие скважины из категории добывающих по причине предельной обводненности продукции, не всегда сопровождается полной выработкой скважиной своих запасов.

Внеплановое» выбытие скважины по техническим причинам практически всегда сопряжено с потерями в добыче нефти. Недоотобранные запасы не могут быть полностью вовлечены в разработку близлежащими соседними скважинами. Разрежение текущей ПСС приводит к отсечению от процесса дренирования части остаточных запасов вследствие зональной и послойной неоднородности коллектора.

Кроме этого, в процессе смены добывающими скважинами своего назначения есть еще один аспект, недостаточно учитываемый, как нам представляется, при оценке уровня эффективности использования пробуренного фонда. Добывающие скважины зачастую переводятся с одного эксплуатационного объекта на другой (технологическая операция «ВЛГ - возврат на вышележащий горизонт»), причем опять же, как по технологическим (предположительная выработка запасов), так и по техническим причинам (аварии, потеря герметичности и пр.). При этом по любой статистической отчетности скважина остается в добывающем фонде, причем в категории действующих. Соответственно, формальные показатели ее долговечности остаются высокими. По сути же, скважина перешла в ликвидированный фонд по первоначально эксплуатируемому объекту, со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Следовательно, актуальными и злободневными вопросами по оценке эффективности использования ранее выбывшего фонда скважин являются: методическое обоснование причисления скважино-объекта к категории «выбывшей»; оценка по выбывшим скважинам объемов остаточных запасов нефти, не затрагиваемых или слабо дренируемых соседними скважинами; технико-экономическое обоснование проведения ГТМ, направленных на доизвлечение этих запасов, в зависимости от величины последних (экономической целесообразности); на основании статистической обработки данных продолжительности эксплуатации выбывших скважин, оценка средней прогнозной долговечности действующих скважино-объектов в рассматриваемых геолого-промысловых условиях и планирование адресных мероприятий для обеспечения возможности достижения ими полного отбора НИЗ.

Таким образом, вопросы оценки уровня выработки запасов по выбывшему фонду и прогнозной долговечности по действующим скважинам требует своего дальнейшего рассмотрения.

Круг проблем, связанный с оценкой и повышением эффективности эксплуатации «невыбывшего» фонда, т.е. скважин, числящихся в категории добывающих по рассматриваемому объекту, является еще более широким. По существующему фонду скважин является актуальным оценить уровень успешности их работы не только и не столько по объемам текущих остаточных запасов, сосредоточенных в пласте (скважина может находиться в начальной стадии своей работы), а по некоторым критериям, учитывающим всю технологическую производственную цепочку, в которой работающая скважина является первым и основным звеном.

Общепринятыми критериями успешности эксплуатации добывающего фонда являются уровень добычи нефти (текущий дебит) и обводненность продукции. Объем простоев, т.е. периодов времени, когда скважина не давала продукции, также учитывается, однако не увязывается напрямую с другими показателями эффективности. Стоимость же (затратность) работ, проводимых на скважине для поддержания ее работоспособности, т.е. какой ценой дается тот или иной уровень добычи нефти, не учитывается в привязке к данной скважине. Сюда необходимо прибавить значительный объем энерго- и материальных ресурсов, затрачиваемых на поддержание работоспособности технологической цепочки в целом (расходы электроэнергии, специальных жидкостей -деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, амортизация оборудования и другие), причем не в целом по месторождению, а по каждой из скважин.

Как видно из вышесказанного, необходима выработка некоего комплексного показателя, учитывающего все статьи затрат и доходов, и соразмерно относящего эти показатели на каждую из добывающих скважин в зависимости от промысловых характеристик ее эксплуатации. Выработка такого критерия и определение по каждой скважине того или иного уровня эффективности ее работы, позволит произвести разбивку рассматриваемой выборки на группы высоко- и низкоэффективных скважин. В дальнейшем, проведение анализа и изучение преобладающих причин низкой эффективности эксплуатации по соответствующей группе позволит осуществить выработку адекватных адресных мероприятий, которые должны обеспечить с учетом экономической целесообразности повышение показателя комплексной, или «истинной», эффективности.

Тогда в целом возникает необходимость в уточнении и методическом обосновании понятия преждевременного выбытия скважино-объекта, объективной оценки эффективности работы действующего фонда с учетом всех статей расходов и недополученной прибыли, сопровождающих эксплуатацию скважин. При этом должны учитываться следующие факторы: действительное (фактическое) выбытие скважины из фонда добывающих по данному объекту, т.е. перевод ее не только в фонд ликвидированных, но и в категории нагнетательных, пьезометрических, а также на другой эксплуатационный объект. фактическое время простоев, это учет времени пребывания скважины в ремонте, а также всех других остановок в работе, связанных с профилактическими работами, проводимыми исследованиями; необходимость учета всех статей затрат, направленных на обеспечение эксплуатации скважины и технологической цепочки добычи, сбора и подготовки в целом; общая целесообразность проведения различного рода геолого-технических мероприятий на скважине для поддержания или восстановления ее работоспособности в зависимости от экономических критериев, обуславливаемых в первую очередь текущими остаточными запасами, приходящимися на данную скважину.

Учет вышеизложенных аспектов позволит методически корректно обосновать критерии оценки успешности использования пробуренного фонда и возможности повышения эффективности работы скважин. Решению данных вопросов посвящена данная работа.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих методов оценки уровня эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и способов ее повышения, результатов их применения на нефтяных месторождениях.

2. Анализ текущего состояния разработки с оценкой степени выработанности запасов нефти и уровня эффективности использования пробуренного фонда по основным эксплуатационным объектам ряда месторождений Урало-Поволжья и определение стратегии повышения эффективности извлечения нефти.

3. Разработка критериев определения обоснованности вывода скважин из добывающего фонда и уровня эффективности использования действующих добывающих скважин.

4. Определение оптимальных условий организации системы обслуживания скважин на основе прогноза темпов выбытия скважин из эксплуатации с помощью методов математического моделирования.

5. Технико-экономическое обоснование назначения геолого-технических мероприятий для повышения темпов выработки остаточных запасов нефти на основании данных об уровне эффективности использования пробуренного фонда.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе текущего состояния системы разработки выбранных объектов, результатах обработки промысловых данных с использованием современных методов обработки исходной статистической информации, математическом моделировании с использованием элементов теории массового обслуживания, а также проведении гидродинамического моделирования для оценки эффективности рекомендуемых мероприятий.

Научная новизна выполняемой работы.

1. Предложен критерий обоснованности проведения объемов ГТМ, требуемых для восстановления или поддержания работоспособности добывающих скважин, в зависимости от технологической и экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.

2. Разработан критерий оценки эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, учитывающий полный комплекс технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции.

3. Предложено использование ряда характеристик эксплуатации для определения фактической долговечности добывающих скважин, на основании расчета которых установлены требуемые темпы отбора удельных НИЗ.

4. С использованием теории массового обслуживания сделана прогнозная оценка работоспособности системы обслуживания и ремонтов с учетом прогнозных темпов выбытия скважин и даны рекомендации по ее оптимизации.

Основные защищаемые положения.

1. Научно-методические основы определения критериев уровня эффективности использования действующего и выбывшего фондов скважин.

2. Критерии ограничения объемов и видов ГТМ, необходимых для восстановления или поддержания работоспособности добывающих скважин, в зависимости от экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.

3. Методика использования комплексного критерия эффективности эксплуатации скважин на основе учета обобщенных технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции.

4. Основные направления оптимизации работы системы обслуживания и ремонта на основе прогнозной динамики уменьшения межремонтного периода и увеличения простоев скважин.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании разработки и назначении оптимизационных геолого-технических мероприятий по Михайловско-Коханскому, Якушкинскому и Обошинскому месторождениям Самарской области.

3. Текущее внедрение рекомендации по повышению эффективности применения геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском и

Якушкинском месторождениях позволило дополнительно добыть 2340 т. нефти с экономическим эффектом 4.7 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2004-2007 гг.), научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара, 2002-2006 гг.), НК «ЮКОС» (г. Москва, 2005-2006 гг.), ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2001 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, из них 3 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна работа опубликована без соавторов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 85 наименований. Работа изложена на 151 страницах, в том числе содержит 13 таблиц, 56 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Обиход, Александр Петрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Анализ литературных и промысловых данных, а также проведенные теоретические исследования позволили сформулировать следующие основные выводы и предложения:

- Проведен анализ существующих методов оценки уровня эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и влияющих на нее факторов.

- Предложен критерий обоснованности проведения требуемых объемов ГТМ для восстановления работоспособности добывающих скважин в зависимости от экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.

- Разработан критерий оценки итоговой (интегральной) эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, учитывающий полный комплекс технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции.

- Доказана возможность оптимизации работы системы обслуживания и ремонта на основе оценки прогнозной динамики увеличения частоты выбытия скважин в ремонт. С применением теории массового обслуживания сделана прогнозная оценка работоспособности системы обслуживания с учетом прогнозных темпов увеличения объемов простоев в работе скважин и даны рекомендации по ее оптимизации.

- На основании проведенного гидродинамического моделирования рассмотренных объектов разработки оценен прогнозный технологический эффект от реализации адресных технически и экономически обоснованных мероприятий, намеченных на основе полученных в работе результатов. Прирост конечного КИН в целом по месторождениям составит 3-5%.

- Начавшаяся реализация усовершенствованных геолого-технических мероприятий позволила получить на сегодняшний день дополнительно к базовому варианту 2340 т нефти с экономическим эффектом 4,7 млн.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Обиход, Александр Петрович, Уфа

1. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: учебное пособие. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2002, 596 с.

2. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефтяное хозяйство, № 6,1974, С. 26-30.

3. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство, № 1,1984, С. 30-33.

4. Щелкачев В.Н. Избранные труды. М.: Недра, 1990., Т. I - 399с., Т. II - 613 с.

5. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1975,175 с.

6. Крылов А.П. Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство, № 6,1980, С. 28-30.

7. Довжок Е.М., Иванишин B.C., Оноприенко В.П и др. Опыт уплотнения сетки скважин на низкопроницаемом неоднородном объекте // Нефтяное хозяйство, № 9, 1982, С. 25-28.

8. Муслимов Р.Х, Хуснуллин М.Х., Воронков JI.H. и др. Оценка эффективности месторождений по повышению нефтеотдачи пластов геофизическими методами // Нефтяное хозяйство, № 4,1983, С. 37-40.

9. Муслимов Р.Х., Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство, №10,1987, С. 27-31.

10. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей // Нефтяное хозяйство, №12, 1989, С. 26-29.

11. Сергеев В.Б. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство, №2,1985, С. 23-28.

12. Баймухаметов К.С.и др. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки месторождений // Нефтяное хозяйство, № 2,1986, С. 24-27.

13. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Т., Гавура В.Е., Муслимов Р.Х., Полуян И.Г. Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин // Нефтяное хозяйство, № 3, 1989, С. 21-25.

14. Дияшев Р.Н. и др. Исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин с учетом временного и технологического факторов (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство, № 1-2, 1995, С. 43-47.

15. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987,247 с.

16. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1991,296с.

17. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: теория и практика.- М.:1. Недра, 1996,367 с.

18. Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1994, 91с.

19. Лысенко В.Д. Об учете долговечности скважин // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 27,1990, С. 96-99.

20. Лысенко В.Р. Увеличение добычи нефти при режиме постоянных отборов жидкости // Разработка нефтегазовых месторождений, 1993, №2, С. 29-37,80.

21. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993,312 с.

22. Лысенко В.Д. Проблемы контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений // Нефтепромышленное дело, № 7-8,1994, С. 2-6.

23. Мерзляков В.Ф., Носачев А.А., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайретдинов Н.Ш. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений юго-запада Башкортостана. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998,152 с.

24. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987,152с.

25. Дияшев Р.Н. Обзор работ по уплотнению сеток скважин // Нефтяное хозяйство, № 11,1989, С. 74-79.

26. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа, 1994,180 с.

27. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения.- Уфа: РИЦ АНН «Башнефть», 1997, 368 с.

28. Муслимов Р.Х., Хамзин Р.Г., Шавалиев A.M. Оптимизация разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство, № 10,1993, С. 37-41.

29. Рубин Е.И., Дзюба В.И., Никитин В.Т. Технология разработки высокообводненного месторождения при заводнении // Нефтяное хозяйство, № 5-6,1995, С. 39-42.

30. Лысенко В.Д. Оценка возможной нефтеотдачи по основному объекту Ромашкинского месторождения горизонтам Д1 и До // Нефтепромысловое дело, № 3-4, С. 2-7.

31. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990,267 с.

32. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баталова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: РАН, Инст. проблем нефти и газа, 2004, 520 с.

33. Меньшиков А.Г. Имитационное моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважин, оборудованных установками ЭЦН в условиях ТПП «Урайнефтегаз». Диссер. на соиск. уч. степ, к.т.н. Тюмень, 2004,213 с.

34. Гулевич О.Ю. Моделирование и управление эффективностью системы технического обслуживания при интенсификации добычи нефти в условиях ТПП «Урайнефтегаз». Диссер. на соиск. уч. степ, к.т.н. Тюмень, 2004,203 с.

35. Загаров М.М. Увеличение долговечности нефтяных скважин. Диссер. на соиск. уч. степ, д.т.н. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1985,354 с.

36. Кошелев А.Т. Научное обоснование, разработка и внедрение методов повышения работоспособности крепи скважин. Диссер. на соиск. уч. степ, д.т.н. Тюмень, 1993, 391 с.

37. Федорова Н.Г. Разработка расчетно-методического комплекса для мониторинга несущей способности обсадных колонн. Диссер. на соиск. уч. степ, д.т.н. Ставрополь: СевКавНИПИПГ ОАО «Газпром», 2007,388 с.

38. Алексеев Д.Л. Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин. Диссер. на соиск. уч. степ, к.т.н. Уфа, 2002,147 с.

39. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004,216 с.

40. Алеев Ф.И. и др. Опыт и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях OA "Оренбургнефти" II Нефтяное хозяйство, №8, 1995, С. 20-22.

41. Амелин И.Д. и др. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994,308 с.

42. Амелин И.Д., Давыдов А.В. Использование данных эксплуатации залежей нефти для прогноза показателей разработки на поздней стадии // Изв. АН Аз ССР. Сер. наук о Земле, №2,1988, С.65-73.

43. Аметов И.М. и др. К постановке задачи построения системной модели эксплуатации пласта // Нефтяное хозяйство, №8,1995, С. 24-27.

44. Богаров В.А., Давыдов А.В., Бученкова Ж.В. Прогнозирование показателей разработки длительно эксплуатируемых залежей // Нефтяное хозяйство, №9, 1993, С. 1719.

45. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1995,494с.

46. Ермолаев А.Е. Выбор и оптимизация систем разработки нефтяных залежей // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №3, 1994, С. 16-19.

47. Ибрагимов В.Н. и др. Разработка нефтяных месторождений. Эксплуатация добывающих и нагнетающих скважин. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», т. II, 1994,272 с.

48. Иванишин B.C., Микитко И.Т., Федышин Л.И., Гутник И.Н. Влияние геолого-физических и технологических факторов на нефтеизвлечение // Нефтяное хозяйство, №5, 1991, С. 20-22.

49. Куренков А.И. Влияние темпа разработки на нефтеотдачу пластов //. Оценка извлекаемых запасов нефти на стадии завершения разведки. М.: Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ), 1992, С. 76-78.

50. Манапов Т.Ф. и др. Результаты и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на Тепловском месторождении // Нефтепромысловое дело, № 8-10, 1995, С. 48-53.

51. Мациевский Н.С., Пронченко Г.А. Влияние геологических и технологических факторов на динамику разработки нефтяных месторождений. Тюмень: Томский политехнический институт, 1991, С. 18.

52. Муравленко С.В. и др. Разработка нефтяных месторождений. Сбор и подготовка промысловой продукции. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», т.Ш, 1994,149 с.

53. Никифоров А.И., Рамазанов Р.Г., Шакиров Ф.М., Абдулмазитов Р.Г., Никифорова Г.Э. О методах оценки нефтеотдачи и эффективности мероприятий по совершенствованию системы разработки на основе промысловых данных. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1988, С. 16.

54. Седой С.С., Абакумов Л.Б. Элементы системного подхода при оценке и прогнозировании основных параметров разработки ВНИИ организации, управления и экономии нефтегазовой промышленности, НПП "Томск нефтеотдача". Томск, 1992, С.13.

55. Шацкий А.В. Вероятностная оценка связи разновидностей режима и конечного коэффициента нефтеизвлечения // Геология нефти и газа. 1989. - №8. - С. 21-23.

56. Абдрахманов Ф.Л., Булгаков Р.Т., Динеев Р.Д. Об одном алгоритме определения оптимального числа бригад подземного ремонта скважин // Исследователи — производству /ПО "Татнефть". 1971. - № 12, С.27-32.

57. Будников В.Ф. Применение теории массового обслуживания при оптимизации процессов эксплуатации нефтяных скважин. Диссер. на соиск. уч. степ, к.т.н. — ТатНИПИнефть, Бугульма, 1973.

58. Гаек Я., Шидак 3. Теория ранговых критериев. М: Наука, 1971.

59. Гермейер Ю.Б. Введение в теорию исследования операций. — М.: Наука, 1971.

60. Гнеденко Б.В. Лекция по теории массового обслуживания. М.: Физматгиз, 1960.

61. Гнеденко Б.В., Коваленко И.Н. Введение в теорию массового обслуживания. -М: Наука, 1966.

62. Добров Г.М. Прогнозирование науки и техники. М.: Наука, 1969.

63. Киселев Ю.В. Метод экспертных оценок // Экономика и методические методы, №3,1967,

64. Климов Г.П. Стохастические системы обслуживания. М: Наука, 1966.

65. Митропольский А.К. Техника статистических вычислений. М.: Физматгиз, 1971.

66. Нисневич Л.Б., Стецюра Г.Г. Организация выбора статистических приоритетов в системах с децентрализованным управлением // Автоматика и телемеханика.-1971.-№6.

67. Овчаров А.Л. Прикладные задачи теории массового обслуживания. М: Наука, 1969.

68. Риордан Д. Вероятностные системы обслуживания. М.: Связь, 1966.

69. Сасиени М., Сасион А., Фридмэн Д. Теория массового обслуживания // Сб. Применение статистических методов в производстве / под ред. В.В. Головинского. -М.: Физматгиз, 1963.

70. Скворцов В.В. О применении метода субъективных ранжирований в теории фильтрации нефти и разработки нефтяных месторождений // Сб. Проблемы гидродинамики и рациональной разработки нефтяных месторождений. Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1971.

71. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997,226 с.

72. Аминов М.Ф., Шавалиев А.М. Влияние ПСС на охват процессом вытеснения многопластовых объектов разработки. // Сборник научных трудов. /Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленност,. 1989, №79, С. 66-73.

73. Багиров Б.А., Магеррамов Ф.Ф., Ахундов Э.Т. Методика установления перетока жидкости между пластами в процессе разработки месторождений // Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 10,1988, С. 11-15.

74. Кудрявцев Г.В Гидродинамический анализ факторов, осложняющих разработку малопроницаемых коллекторов // Исследования по подземной гидромеханике. Казань, №2,1991, С. 56-72.

75. Курамшин P.M., Бриллиант JI.C., Ревенко В.М. Экспресс-метод оценки коэффициента охвата // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Зап.Сибири.-Тюмень, 1989, С.149-155.

76. Михайлов Н.Н. и др. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. -М.: Наука, 1993,174 с.

77. Пантелеев В.Г. и др. Экспериментальное определение зависимости извлекаемости нефти из песчаников кыновского и бобриковского горизонтов Саитовского нефтяного месторождения от темпа заводнения // Нефтепромышленное дело, № 6,1995, С. 39-43.

78. Обиход А.П., Шашель В.А., Аржанов М.Ф., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Особенности заводнения глиносодержащих нефтенасыщенных коллекторов. // Нефтепромысловое дело, № 11,2006, С. 38-40.

79. Обиход А.П., Папухин С.П., Пакшаев А.А., Сагитов Д.К., Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Лкушкинского месторождения // Нефтепромысловое дело, № 8, 2007, С. 29-36.

80. Обиход А.П. Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи // Нефтепромысловое дело, № 10,2007, С. 17-19.

Информация о работе

Обиход, Александр Петрович
кандидата технических наук
Уфа, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы