Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эксплуатационных характеристик добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эксплуатационных характеристик добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождений"

На правах рукописи

Орлова Инна Олеговна

ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность: 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

5 ДЕК 2013

Краснодар - 2013

005542526

005542526

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Антониади Дмитрий Георгиевич

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук, профессор

Керимов Ибрагим Ахмедович, ФГБОУ ВПО «Грозненский государственный нефтяной технический университет им. акад. М.Д. Миллионщикова» доктор технических наук, профессор Бекетов Сергей Борисович, ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» (г. Ставрополь) Ведущая организация: ООО «СЕВКАВНЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА»,

г. Ставрополь

Защита диссертации состоится «27» декабря 2013 года в 1300 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.100.08 в ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» по адресу: 350072, г. Краснодар, ул. Московская, 2, ауд. Г-248

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

Автореферат разослан «27» ноября 2013 г.

Ученый секретарь /)

диссертационного совета ДМ 212.100.08 Р

кандидат химических наук, доцент (у О/^ОО^о^ р Г.Г. Попова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Для многих нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, в последние годы осуществление широкомасштабных и дорогостоящих проектов по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов не всегда являются экономически нецелесообразными.

Вместе с тем, проблема повышения эффективности извлечения остаточных запасов в промышленно освоенных регионах весьма актуальна. Тенденция к поиску методов снижения стоимости добычи 1 т нефти прослеживается на всех старых месторождениях не только в политике многих нефтяных компаний России, но и в других странах. В США, например, около 450-ти тыс. малодебитных скважин эксплуатируются штанговыми насосами. При обводненности 85-90 % средний дебит по нефти составляет 1,65 т/сут. Имеется большое количество скважин, дающих 0,07-0,09 т/сут. нефти. Затраты на их ремонт и обслуживание оказываются минимальны за счет высокой эксплуатационной надежности подземного и наземного оборудования, а также за счет автоматизации контроля и управления работой скважины, т.е. за счет уменьшения численности обслуживающего персонала.

Проблема повышения эффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, - это комплексная проблема, охватывающая ряд задач, включающих: выбор мероприятий по интенсификации добычи нефти (ГТМ), прогнозирование состояния фильтрационно-емкостных свойств пласта до и после мероприятия, суточной и накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом, переоценку извлекаемых и остаточных запасов, эксплуатационная надежность оборудования для извлечения продукции скважин.

Цель работы

Разработка и совершенствование методических и технологических решений, обеспечивающих повышение дебита нефти при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки и оценка эффективности работы внутрискважинного оборудования.

Для достижения цели исследования были поставлены следующие задачи:

1. Разработать методические принципы и технологические решения, направленные на повышение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

2. Обосновать эффективность технологических мероприятий по повышению добычи нефти.

3. Разработать методику прогноза накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом.

4. Разработать методику оценки надежности внутрискважинного оборудования.

Научная новизна

1. Предложен и обоснован метод вскрытия продуктивных пластов на управляемой депрессии, предотвращающей «засорение» призабойной зоны частицами глинистого раствора и выбуренной породы и сохраняющий первоначальные фипьтрационно-емкостные свойства призабойной зоны.

2. Оценено влияние проницаемости песчаной пробки на дебит нефтедобывающих скважин.

3. Предложена эмпирическая модель расчета текущего дебита скважин на месторождении по годам. На основании этой модели получено уравнение расчета накопленной добычи.

4. Разработан методический подход к классификации нефтяных и газовых месторождений.

5. Разработана методика оценки показателей надежности работы внутрискважинного оборудования при эксплуатации скважин.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Результаты диссертационных исследований Орловой И.О. на тему «Повышение эксплуатационных характеристик добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождений» используются в производственной деятельности ЗАО «Газтехнологии».

Метод вскрытия продуктивных пластов на управляемой депрессии, предложенный автором, был применен на месторождениях ХМАО ОАО

«Славнефть-Мегионнефтегаз». В результате было достигнуто сокращение времени оптимизации забоев на 3 суток. Увеличилась производительность скважин по сравнению с окружающими. Продолжительность полученного эффекта составила 270 суток.

Предложенная автором методика оценки надежности

внутрискважинного оборудования позволяет за минимальное число и время наблюдений с заданной точностью и вероятностью оценить время безотказной работы скважин, скважинного оборудования. Наблюдения осуществляются в период эксплуатации скважин.

Обоснованность и достоверность результатов

Достоверность результатов исследований обеспечивается использованием системного подхода к решению проблем нефтегазодобывающего комплекса, а так же использованием фундаментальных законов подземной гидравлики, апробацией на многочисленных конференциях полученных результатов и их сходимостью с фактическими данными.

Личный вклад автора

Все вошедшие в диссертацию аналитические зависимости, их анализ и выводы получены и доказаны лично автором. В работах, опубликованных в соавторстве, автор принимал участие в постановке задачи исследования, получении и обсуждении теоретических и численных результатов, обобщении опытных данных.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Метод вскрытия продуктивных пластов на управляемой депрессии, предотвращающей «засорение» призабойной зоны частицами глинистого раствора и выбуренной породы и сохраняющий первоначальные фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны.

2. Методика оценки влияния ее проницаемости на дебит нефтедобывающих скважин.

3. Эмпирическая модель расчета текущего дебита скважин на месторождении по годам и модель расчета накопленной добычи.

4. Методический подход к классификации нефтяных и газовых месторождений.

5. Методика оценки показателей надежности работы внутрискважинного оборудования при эксплуатации скважин.

Апробация работы

Основные положения данной работы докладывались на научных конференциях и семинарах Кубанского государственного технологического университета в 2010-2011 гг.; на совместном совещании сотрудников объединения ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и сотрудников кафедры нефтегазового промысла ФГБОУ «КубГТУ» (г. Краснодар - 2011 г.); на научно-технической конференции молодых специалистов ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» (г. Краснодар - 2012 г.); на научной международной конференции 13-20 октября 2009 г. в Париже (стендовый доклад); на заочных электронных конференциях (2009 г.) с последующей публикацией в журнале «Успехи современного естествознания»; на кафедре нефтегазового промысла (г. Краснодар, 2012 г.).

Публикации результатов работы

Основное содержание работы отражено в 9 печатных работах, в том числе 6 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 12 4 страницах машинописного текста и содержит 28 таблиц, 19 рисунков, 94 наименования использованной литературы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, определены цель и задачи исследования, научная новизна и практическая ценность.

Проведенный в первой главе анализ работ показал, что в технических публикациях наметилась тенденция к увеличению числа исследований в двух направлениях: интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов; предупреждение пескопроявлений механическими, химическими и комбинированными методами.

В первом из перечисленных выше направлений нами особо выделены вопросы прогнозирования текущих дебитов (суммарных по месторождению), суммарного объема добычи с начала разработки и остаточные запасы. Во втором направлении мы выделяем вопросы влияния высоты песчаной пробки и ее проницаемости на дебит скважины.

Возвращаясь к первому направлению, отметим, что на протяжении 50 лет различными авторами разработано около 70 моделей прогнозирования суммарного суточного дебита скважин по годам, а также накопленной добычи и остаточных запасов. Для более точного прогнозирования геолого-технологических показателей разработки месторождений необходимо иметь научно-обоснованную универсальную методику прогноза различных показателей. Наиболее важный показатель разработки - дебит добывающих скважин.

По второму направлению на основании проведенного анализа научно-технической и патентной литературы, а также на основании производственного опыта можно отметить, что такие вопросы как снижение себестоимости добычи нефти, повышение эффективности различных геолого-технических мероприятий, предупреждение и предотвращение пескопроявлений, снижение времени и стоимости проведения исследований остаются актуальными.

Во второй главе выполнен анализ геофизических данных и анализ данных образцов керна, который подтверждает, что механические свойства пород по разрезу скважины хаотично изменяются. В установлении закономерностей изменения фильтрационных и механических свойств пород важное место занимает анализ механизма кернообразования. С целью анализа процесса кернообразования был обработан обширный материал по скважинам месторождения Шапсуга ПО «Краснодарнефтегаз» (ООО «РН-Краснодарнефтегаз») для различных глубин. Проведенный анализ показал, что проницаемость пород по разрезу скважины к продуктивному пласту неоднородна с высокой степенью перемежаемости.

Во многих случаях проницаемость продуктивных пластов снижается за счет фильтрации буровых растворов в прискважинную зону. Для обоснования этого процесса нами проведен анализ влияния степени

засорения призабойной зоны пласта на дебит скважины.

На рисунке 1 дана схема неоднородного пласта и его основные параметры.

Рисунок 1 - Неоднородный по проницаемости пласт, где скважина радиусом гс - радиус скважины, Я, - радиус зоны с проницаемостью кь ЯК -радиус контура питания, ко - начальная проницаемость, И - мощность пласта

Приравнивая С] и Со (дебиты на участках пласта с различной проницаемостью), можно получить отношения:

__РК-Р*_к!

к0 Іп^і'

О)

= ^___^

Оо 1 + сс ^^к'

(2)

Соотношение (2) дает возможность провести анализ влияния проницаемости и радиуса зон «засорения» пласта Б^ на изменение дебита. Для удобства расчетов и наглядного представления этих величин примем радиус контура скважины гс = 0,1 м, = 200 м, а радиус засорения = 10 м. Вычислим величины а и Р

к1

1,5к0'

Полученные соотношения позволяют оценить степень снижения дебита при вскрытии и освоении продуктивных пластов за счет «засорения» призабойной зоны. Задаваясь конкретными значениями ко и к] можно рассчитать, что повышение проницаемости призабойной зоны пласта в 100 раз увеличит дебит в 2,46 раза, а понижение ее в 100 раз снизит дебит в 62,5 раз. При бесконечно большой проницаемости призабойной зоны дебит скважины увеличится всего в 2,5 раза.

В процессе вскрытия продуктивного пласта происходит его взаимодействие с буровым раствором, который «засоряет» призабойную зону. Рассмотрим схему циркуляции бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта, показанную на рисунке 2.

Рисунок 2 - Циркуляция бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта: 1 - бурильная колонна, 2 - обсадная колонна, 3 — долото, 4 - регулируемый штуцер

Буровой раствор с расходом <30 и плотностью р подается в скважину глубиной Н. При этом давление на входе в скважину Р0, а в конце бурильной колоны и после долота Рі и Р2 соответственно. Давление на штуцере (устье) обсадной колонны РА, расход <3д. Для решения задачи вскрытия продуктивного пласта введем следующие допущения, характеризующие всю систему «скважина - пласт». Будем считать, что обсадная колонна спущена до кровли продуктивного пласта, состав и свойства бурового раствора выбраны в

соответствии с геологическими условиями, гидравлические сопротивления рассчитаны по известным формулам или определены специальными экспериментами до вскрытия пласта, известны свойства пластовых флюидов и гидравлическая характеристика призабойной зоны, а также скважины.

Схема расходных характеристик «скважина — пласт» приведена на

63 632 63,4 63,6 63,8 64,0

Рисунок 3 - Расходная характеристика скважины (1) и пласта (2)

Для построения характеристики скважины достаточно пользуясь уравнением Дюпюи, построить прямую ЛИНИЮ ОТ Рпл до Рзаб вида

Ргш"Рзаб=А-вЧ • (6)

На основании проведенных расчетов автором построен график, иллюстрирующий технологию вскрытия пласта на управляемой депрессии. На рисунке 3 приведена характеристика пласта 2, построенная по уравнению Рзаб = 20 —16^.

Из соотношения (6) можно получить

Ра=Рзаб-Р8Ь-ВД2Н. (7)

Для глубины скважины Н = 1200 м, плотности раствора р = 1000 кг/м3 величина pgh составляет 10 МПа.

2

При определении потерь давления ЭД Н необходимо определить С?. В соответствии с рекомендациями скорость восходящего потока V для выноса

выбуренной породы должна быть порядка 2 м/с. Тогда () = л ■ гс ■ V =

= 0,0628 м3/с и напор = 4,21-(0,0628)2-1200 = 20 м = 0,2 МПа

(коэффициент 4,21 принят для шероховатых труб). Теперь, задаваясь значениями Рзаб, из соотношения (7) определяем характеристики скважины. При Р-заб =17,5 МПа из (7) получаем Ра = 7,5 МПа, при Рзаб = 15 МПа, Ра= 5 МПа и т.д. Эти характеристики на рисунке 3 в виде прямых (1). Точки пересечения расходной характеристики скважины и пласта представляют собой режимы устойчивой работы скважины. Поэтому выбирается некоторая точка А, обеспечивающая заданную минимальную скорость восходящего потока, примерно в районе дебита скважины 0,4-0,5 л/с. По точке А выбирается забойное давление Рзаб и устьевое давление Ра = 5 МПа, общий расход на выходе из скважины составляет 62,3 л/с.

Если расход на выходе из скважины смещается в точку В, то необходимо приоткрыть штуцер так, чтобы забойное давление снизилось и дебит увеличился до 0,4 л/с (<3 изменить с 63 до 63,8 л/с). Если точка смещается в сторону С, то штуцер на устье скважины необходимо прикрыть так, чтобы устьевое давление Ра выросло до 5 МПа. В представленной системе «скважина - пласт» дается технология вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии. Для ее реализации необходимо устье скважины оборудовать расходомером, манометром регулируемым штуцером.

Проведенный анализ показал, что повышение проницаемости призабойной зоны над проницаемостью продуктивного пласта выше определенной величины не повышает дебита скважины. Однако, незначительное засорение даже малой зоны пласта Я~ (10-20)гс приводит к резкому снижению дебита скважины. Поэтому нами предложен метод вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии. В этом случае забойное давление ниже пластового и пласт в процессе вскрытия сразу вступает в работу. При этом прискважинная зона практически не засоряется и продуктивность скважины равна потенциальной.

В связи с тем, что актуальным остается отказ от дорогостоящих методов увеличения нефтеотдачи, то при одинаковой эффективности следует

выбирать наименее затратный. В работе выполнен сравнительный анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Сравнивались эффективность солянокислотной обработки и глинокислотной обработки (как наиболее часто используемых) по трем месторождениям. Сравнение

2

проводилось с помощью критерия % - Пирсона. Методы сравнивались по двум показателям: по приросту дебита после операции и по снижению обводненности. Подробный расчет показал, что эффективность СКО по повышению добычи нефти выше, чем при ГКО. Для обводненности (повышение или понижение) обе операции равноценны.

В третьей главе предлагается модель прогноза текущих дебитов и накопленной добычи в связи с тем, что наиболее важной эксплуатационной характеристикой скважин является дебит. Приводится кривая изменения текущей добычи в тыс. тонн по годам (за 50 лет) для месторождения

Рисунок 4 - Кривая изменения текущей добычи по годам Для описания таких кривых текущего дебита по годам нами предложена эмпирическая модель вида:

Ч = а-1-е~Ы, (8)

где а и Ь - эмпирические коэффициенты, которые определяются методом наименьших квадратов (МНК). Интегрируя выражение (8) в пределах от 0 до I, получаем накопленную добычу:

b2 b

В работе проводится сравнительный анализ прогноза накопленной и годовой добычи нефти по предложенной модели с прогнозом по наиболее известными моделям (Сипачева-Посевича, Пирведяна A.M., Камбарова Г.С., Сазонова Б.Ф.). У предложенной нами модели прогноза текущих дебитов коэффициент корреляции 0,88 (остальные модели не выще 0,71) и среднеквадратичное отклонение 54,3 (остальные не менее 73,2).

Прогноз накопленной добычи по предложенной модели дает коэффициент корреляции - 0,99; среднеквадратичное отклонение - 24,22.

Предложенную модель целесообразно использовать для прогноза показателей разработки месторождений-аналогов, находящихся на ранней стадии разработки. В связи с чем предлагается методика поиска месторождений-аналогов.

Каждый объект разработки месторождения или отдельных пластов можно характеризовать комплексом признаков, включающим структурно-геологические особенности, свойства продуктивных пластов, свойства пластовых флюидов и др. Количество таких признаков может колебаться от 5-ти до 200 и более.

Квалификационные признаки имеют различные размерности, поэтому их разбивают на градации с присвоением индексов. В качестве квалификационных признаков выбраны структурно-геологические особенности, свойства продуктивных пластов и свойства пластовых флюидов.

К структурно-геологическим особенностям относятся: стратиграфическая принадлежность продуктивных пластов, количество продуктивных пластов, фазовое состояние и др. (12 признаков).

К свойствам продуктивных пластов отнесены: толщина продуктивного пласта, пористость, проницаемость, сжимаемость пород и др. (7 признаков).

Свойства пластовых флюидов включают следующие признаки: фазовый состав, плотность нефти, вязкость в пластовых условиях, газовый Так как классификационные признаки имеют различные размерности и широкие диапазоны изменения, то каждый признак разбивался на малые

диапазоны, которым присваивался условный индекс.

Нами выбран последовательный процесс кластеризации, основанный на коэффициенте корреляции между признаками различных объектов (месторождений) и называемый «дендрограммой». Дендрограмму можно определить как графическое изображение процесса последовательной кластеризации, который реализуется в терминах матрицы сходства.

Алгоритм расчета меры сходства приводит к следующей процедуре:

1. На основании исходных данных рассчитывается матрица корреляции между месторождениями ПО комплексу признаков Ху .

2. Определяется наиболее коррелированная пара месторождений, например Б; и Рк.

3. Объединяются месторождения { и к путем соединения всех признаков.

4. Число объектов уменьшается на единицу.

5. Снова рассчитывается корреляционная матрица для N - 1 объектов и определяется максимальный коэффициент корреляции между объектами.

6. Переход к циклу, начиная с пункта 2.

В результате корректировки программного обеспечения и разработки форм представления промежуточных расчетов нами выполнен пробный расчет для 8-ми месторождений КНГ. На рисунке 5 представлена такая дендрограмма со шкалами меры сходства или расстояния.

Видно, что на уровне г = 0,9 соединились объекты 1- 3, далее г = 0,88 соединились объекты 1 - 3 - 6 и т.д.

Если теперь дендрограмму пересечь на уровне г = 0,75, то мы будем иметь три класса объектов: 1-3-6;5-7-8-2и4.

Обобщая классификационные признаки по классам, мы получаем классификатор, который для новых месторождений позволяет найти аналог по мере сходства г.

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 Мера сходства

I_I_I_Ь—!_I_I_I_»

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 Расстояние

1 -

3 -1

6 -

5 ----

7 ---

8 -1__ _

2 -

4 -

Рисунок 5 - Пример построения дендрограммы

Наиболее близким аналогом будет тот класс, у которого максимальная корреляция признаков с признаками нового месторождения. Принципиально возможен вариант включения месторождения в общий список месторождений и вычисления корреляции по всем месторождениям. В первой же рассчитанной корреляционной матрице выделяются объекты-аналоги по величине коэффициента корреляции.

Для месторождений, выделенных в каждый класс, проекты разработки и технико-экономические показатели разработки должны быть близкими. В каждом классе будут рассмотрены режимы разработки, технологии, системы разработки, а также суммарная добыча нефти, жидкости и газа на определенный промежуток времени. Будут проанализированы интегральные показатели: накопленная добыча, текущая нефтеотдача, темп разработки по всем стадиям разработки, обводненность продукции, фонд скважин, методы воздействия на пласт, длительность безводной эксплуатации.

Основным фактором, оказывающим существенное влияние на дебит скважин, является пескопроявление. Проблема пескопроявлений при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений всегда была актуальной для нефтегазовых регионов СССР: Азербайджана, Чечено-Ингушетии, Краснодарского края, Башкирии, Татарии, а в последние годы для Западной Сибири.

Интенсивное пескопроявление в продукцию скважин наносит значительный вред на всем пути движения: от призабойной зоны - забоя до устья скважин, а далее в системах сбора и подготовки нефти и газа.

В третьей главе далее приводится приближенное решение задачи Маскета-Чарного-Пирвердяна для оценки дебита скважины с различной высотой песчаной пробки: меньше толщины пласта, равной толщине пласта и выше толщины пласта. Гидродинамическая схема первой задачи приведена на рисунке 6.

Рисунок 6 — Гидродинамическая схема скважины с песчаной пробкой ниже высоты пласта

Получена формула для определения дебита несовершенной скважины с песчаной пробкой

1 ЛуЬ Ь Ь-Ь

где — = —------.

а уЬ И Ь

Нами выполнены расчеты по влиянию высоты песчаной пробки на дебит скважины, т.е. расчет показателя 1/а. Для случая, когда отношение проницаемости песчаной пробки к проницаемости пласта к2/к] = 0,001. При толщине пласта Ь = 10 м и высоте пробки Ь = 5 м 1/а = 0,72, а С = 5,5. Это значит, что дебит несовершенной скважины составит 72 % дебита совершенной скважины. В случае Ь = Ь = 10 м, т.е. при толщине пробки,

ъ

(10)

равной толщине пласта 1/а = 0,58, а при высоте пробки 11м эта величина 1/а = 0,48. При Ьп = 12 м получаем 1/а = 0,26, т.е. дебит скважины составит всего 26 % дебита совершенной скважины.

Зная начальный дебит скважины 0С до появления пробки можно в процессе эксплуатации скважины определять высоту песчаной пробки. Разделив дебит скважины на начальный дебит 0„ получаем 1/а .

Также отметим, что наличие песчаной пробки может играть и положительную роль, выполняя функции дополнительного противопесочного фильтра. В этом случае вынос песка из призабойной зоны снижается, а при больших дебитах возникает псевдосжиженный слой, который поднимается на определенную высоту и дебит скважины увеличивается. Если глубину погружения ШГН или УЭЦН выбрать выше слоя псевдосжижения, то будет незначительный вынос песка самых мелких фракций.

В зависимости от высоты пробки определяется коэффициент совершенства, который меняется в широких пределах. Даже при высоте пробки, равной толщине пласта, дебит несовершенной скважины с песчаной пробкой составляет 58 % от дебита совершенной скважины.

Четвертая глава посвящена разработке методики оперативной оценки надежности работы скважин, т.к. одним из основных факторов, определяющих текущую добычу нефти и конечную нефтеотдачу залежей, является надежность построенной системы разработки и используемого оборудования

Выборка скважин для оценки показателей надежности должна обладать тремя свойствами: однородность, представительность, равновероятность.

Однородность выборки означает, что в выборку должны попасть скважины, однородные по вектору количественных и качественных факторов. Второй важной характеристикой является представительность. Это понятие характеризует объем выборки и означает, что число скважин, попавших в выборку должно обеспечить получение достоверных оценок. При заданных точности получения оценок и их достоверности объем выборки однозначно определяется планом наблюдений, т. е. количеством скважин в выборке. Равновероятность означает реализацию такого порядка

отбора скважин в выборку, который обеспечивает условия равной возможности всем скважинам из совокупности быть выбранными для получения оценок показателей надежности.

Например, пусть на месторождении в один и тот же пласт пробурено 30 скважин. Необходимо организовать выборку из 10 скважин.

1. Перенумеруем скважины в порядке 00,01,02,03,. ..,29.

2. По таблице случайных чисел выпишем пары чисел: 86, 51, 59, 07, 95, 55, 15, 56, 64, 34, 56, 55, 81, 23, 32, 69, 18, 60, 3, 93, 42, 50, 29, 92, 24, 88, 95, 55, 37, 58, 41, 68, 64, 21, 63, 85, 18, 13, 89, 67, 33, 18. В указанном списке номера выше 29 должны быть исключены.

Таким образом, в выборку попали скважины: 07, 15, 23, 18, 29, 24, 21, 18, 13, 18, т.е. всего 10 скважин. Эти скважины и берутся под наблюдение.

Разработанные рекомендации устанавливают методы определения оценок средней наработки на отказ, вероятности безотказной работы при эксплуатации и ремонте скважин. Указанные оценки, именуемые в дальнейшем «оценки показателей работы», определяются по результатам наблюдений за объектом исследования в условиях эксплуатации.

В основу методов определения оценок показателей работы положен метод определительных испытаний (наблюдений), позволяющий за минимальное число и время наблюдений получить оценки с заданной точностью и достоверностью.

Процедура определения «оценок показателей работы» однотипна для всех видов выхода из строя скважин и типов их ремонта и включает:

- планирование наблюдений;

- проведение наблюдений;

- обработка результатов наблюдений.

На первом этапе, используя имеющиеся сведения о выходах из строя скважин, трудоемкости ремонта и др., выбираются планы наблюдений и его конкретные параметры, объекты и условия наблюдения за ними, контролируемые параметры при выполнении операций (работ), формы фиксирования результатов.

На втором этапе проводят непосредственно наблюдения по выбранному плану.

На третьем этапе ведется обработка результатов наблюдений.

Исходными данными для планирования испытаний на надежность служат:

- доверительная вероятность у для оценки соответствующего показателя надежности;

- предельная относительная ошибка оценки показателя надежности;

- предполагаемый коэффициент вариации v;

- предполагаемый закон распределения показателя надежности f(t);

- вероятность безотказной работы P(t);

Т

- коэффициент ге = —— (где Тн - время наблюдений, Тож -

Тож

ожидаемая величина временного показателя).

Сбор информации для оценки показателей надежности следует по одному из следующих планов: [NUR] - наблюдения осуществляются за N объектами без восстановления до отказа на R объектах, [NUT] - наблюдения осуществляются за N объектами без восстановления на протяжении времени Т. Для каждого из приведенных планов необходимо выбрать следующие параметры: для плана [NUR] - N и R, для плана [NUT] - N и Т.

Например, требуется определить число N объектов наблюдений, чтобы с доверительной вероятностью у = 0,8 определить (вероятность безотказной работы P(t) = 0,9) ресурс скважин Самотлорского месторождения, пробуренных в 1995 году.

Установленное число отказов г = 4.

Решение. При оценке вероятностей безотказной работы для P(t) = 0,9 и у = 0,8 для установленного числа отказов г = 4 находим число объектов наблюдений N = 50 скважин.

Из скважин, пробуренных в 1995 году случайным образом отобраны N = 50. Из них через 12 лет (4380 сут.) отказало (порыв колонны) г = 6 скважин.

P(t) = l-6^0 = 0,88, 5 = <°'88 " = 0,11.

Таким образом, предельная относительная ошибка 8 получилась в допустимых пределах (0,1 -г 0,2). Следовательно, вероятность безотказной

работы скважин, пробуренных в 1976 году в течение 12 лет на Саматлорском месторождении можно принять Р(1) = 0,9. Это означает, что только 10 % указанных скважин дадут отказ до этого срока.

Далее в работе приводятся формулы для определения точечных оценок показателей надежности при различных законах распределения. Например, при экспоненциальном законе распределения формулам таблицы 2.

Таблица 2 - Формулы для определения точечных оценок показателей надежности при экспоненциальном законе распределения

План наблюдений t X

[NUT]* (¿ti+(N-n)tn)/n 1

1/t

[NUr]* (¿ti+(N-n)tr)/r 1

* для планов [NUT] tn - длительность наблюдений, а для планов [NUr] tr-время выхода r-ного объекта из строя.

Например, требуется определить длительность времени ремонта скважины при замене ЭЦН. Закон распределения — экспоненциальный. По известным статистическим данным по 14 скважинам зафиксированы следующие длительности ремонта в сутках:

№ сив. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

t, сут. 3 0,5 2 1 2 4 6 3 7 2 1 0,5 3 5

По таблице определяем среднее время замены ЭЦН по всем 14 данным

. N

t = £t;/14 = 40/14 = 2,9 сут. Интенсивность ремонта 1

X = 1/t=1/2,9 = 0,034 1/сут. Зададимся доверительной вероятностью у = 0,9, предполагаемой вероятностью завершения работ P(t) = 0,8 и числом отказов г = 2. Для

принятых данных по таблице 4.1 определяем число необходимых объектов наблюдений N = 15.

Из имеющихся N = 14 данных (можно приближенно принять N = 14) выбираем два наиболее ранних ремонта. Это скважины № 2 и № 12. Результаты наблюдений 1] = 0,5 сут; = 0,5 сут; т.е. 12 = 0,5 сут.

По таблице 4.5 для плана [ЬШг ] определяем точечную оценку времени

¿Ч+(1Ч-г)1г \ = 1_: = 0,5 + 0,5 + (14-2)-0,5 = 7

г 2 2

Интенсивность ремонта

X = I = 0,029 1/сут. I

Таким образом, при N = 14 среднее время замены насоса составило I = 2, 9 сут., а при N = 2 был получен результат I = 3,5 сут.

3 5-2,9

Ошибка в определении составила 5 = ' ^ ^ ' ■ 100 = 21 %. Это

незначительная ошибка (порядка округления 0,5 сут.). При этом сделано на 12 наблюдений меньше и на 6 суток быстрее.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Аналитическими и расчетными методами установлено, что влияние степени снижения проницаемости призабойной зоны на дебит скважины, во много раз выше, чем влияние степени ее повышения.

2. Предложен вариант вскрытия продуктивных пластов на управляемой депрессии, предотвращающей «засорение» призабойной зоны частицами глинистого раствора и выбуренной породы.

3. Дана оценка эффективности различных технологий обработки призабойной зоны (СКО, ГКО и ГРП) по повышению объема добычи нефти и снижению обводненности.

4. Установлено, что эффективность СКО по повышению добычи нефти выше, чем при ГКО. Для обводненности (повышение или понижение) обе операции равноценны.

5. Показано, что увеличение давления гидроразрыва приводит к увеличению доли «успешных» операций в общем объеме ГРП.

6. Предложена эмпирическая модель расчета текущего дебита скважин на месторождении по годам. На основании этой модели получено уравнение для расчета накопленной добычи. Проведено сравнение предложенной модели с известными моделями и фактическими данными по истории разработки залежи.

7. Рассмотрено влияние песчаной пробки на дебит скважины. Получены зависимости для определения дебита при различной высоте песчаной пробки. Показано, что даже при очень низкой проницаемости пробки при высоте пробки меньшей толщины пласта скважину следует эксплуатировать без проведения ремонтных работ.

8. Разработан метод определительных испытаний (наблюдений), позволяющих за минимальное число и время наблюдений получить оценки с заданной точностью и достоверностью.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ: Рецензируемые журналы, входящие в перечень ВАК при Мипобрнауки России:

1. Захарченко Е.И., Скиба Н.К., Орлова И.О., Пустовой П.А. Приложение марковских процессов к анализу механизмов кернообразования // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. - 2011. - № 5.

2. Орлова И.О., Захарченко Е.И., Даценко E.H., Лисовский О.С., Вартумян Г.Т. Вскрытие продуктивных пластов на управляемой депрессии // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. - 2012. - № 4.

3. Захарченко Е.И., Орлова И.О., Даценко E.H., Вартумян А.Г. Влияние пористости обсадных колонн и искусственных фильтров на дебит нефтяных скважин // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. - 2012. - № 4.

4. Захарченко Е.И., Даценко E.H., Кошелев А.Т., Орлова И.О. Сведение фильтрационных течений в пористых средах к задачам трубной гидравлики//Строительство нефтяных скважин на суше и наморе.-2012.-№ 5.

5. Орлова И.О., Стрельцова Ю.Г., Савенок О.В., Захарченко Е.И., Вартумян Г.Т. Графоаналитический метод исследования глубиннонасосных скважин // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. - 2012. - № 6.

6. Орлова И.О., Захарченко Е.И., Скиба Н.К., Мельник С.С. Прогнозирование текущих дебитов, накопленной добычи и извлекаемых запасов месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2013. № 10

Статьи в других научных журналах н тезисы в материалах, трудах международных и всероссийских конференций 1. Захарченко Е.И., Даценко E.H., Орлова И.О. Распределение давления и расхода по длине горизонтальной скважины // Нефть. Газ. Новации-2012,-№4.

2. Антониади Д.Г., Вартумян Г.Т., Орлова И.О. Определение дебита глубиннонасосных скважин при наличии песчаной пробки. Тезисы V научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений», 17-19 апреля 2012 г., Уфа.

3. Васильев Н.И., Авакимян H.H., Терещенко И.В., Орлова И.О. Одновременное воздействие виброисточников различной частоты для повышения нефтеотдачи обводненных пластов // Сборник научных статей II Международной научно-практической конференции молодых ученых, посвященной 51-й годовщине полета Ю.А. Гагарина. - Краснодар, 2012, (12 апреля 2012 года). - С. 254-258.

Подписано в печать 13.11.2013. Формат 60x84 Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,35. Тираж 50 экз. Заказ JV» 155 Отпечатано в типографии «Со1ог23» 350000, г. Краснодар, ул. Старокубанская, 121, оф. 1, тел. 8(861) 241-00-77, e-mail: info@color23.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Орлова, Инна Олеговна, Краснодар

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Кубанский государственный технологический университет»

На правах рукописи

и^ит ¿»5э634

Орлова Инна Олеговна

ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность: 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: д-р техн. наук, профессор Д.Г. Антониади

Краснодар - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...........................................................................................................4

1 ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ:

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ...............................................6

1.1 Динамика развития нефтедобывающей промышленности

России и Краснодарского края................................................................. 6

1.2 Основные направления исследований в нефтегазодобыче................. 11

1.3 Выбор направлений исследований. Цель и задачи работы ................ 22

2 МЕТОДЫ СОХРАНЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ................25

2.1 Исследование неоднородности продуктивных пластов

по пористости и проницаемости............................................................ 25

2.1.1 Определение финальных вероятностей для пористости и

проницаемости ............................................................................... 33

2.2 Вскрытие продуктивных пластов на управляемой депрессии ........... 35

2.2.1 Решение задачи вскрытия продуктивного пласта

с забойным давлением ниже пластового ..................................... 40

2.2.2 Методика вскрытия продуктивного пласта................................. 42

2.3 Оценка эффективности геолого-технических мероприятий

по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов.......................... 44

2.3.1 Выбор наиболее эффективных методов по приросту дебита .... 45

2.3.2 Оценка эффективности различных методов

по снижению обводненности........................................................ 50

Выводы ............................................................................................................ 52

3 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...................54

3.1 Прогнозирование текущего дебита, суммарного объема добычи и остаточных запасов нефти...................................................................... 54

3.2 Методический подход к поиску месторождений-аналогов................ 58

3.3 Исследование фильтрационных течений в прискважинной зоне продуктивных пластов............................................................................ 63

3.4 Распределение давления и расхода по длине

горизонтальной скважины...................................................................... 68

3.5 Влияние песчаной пробки на дебит глубиннонасосных скважин ..... 72

Выводы ............................................................................................................ 81

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПЕРАТИВНОЙ ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ........................................................................................82

4.1 Расчетные методы определения времени выхода из строя скважинного оборудования.................................................................... 82

4.1.1 Требования к организации выборки скважин для определения показателя надежности.................................................................. 85

4.1.2 Методика проведения испытаний по определению времени выхода из строя скважин и скважинного оборудования ........... 88

4.2 Методика определения оценок средней наработки на отказ и вероятности безотказной работы скважин ........................................... 93

4.2.1 Общие положения........................................................................... 93

4.2.2 Определение объема наблюдений для плана [NUR]................... 95

4.2.3 Определение объема наблюдений для плана [NUT]................... 96

4.2.4 Обработка результатов наблюдений по различным планам .... 98

4.3 Примеры определения оценок показателей надежности .................. 100

Выводы .......................................................................................................... 104

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ....................................... 105

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.................................. 107

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Для многих нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, в последние годы проведение широкомасштабных и дорогостоящих проектов по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов являются экономически нецелесообразными.

Вместе с тем, проблема повышения эффективности извлечения остаточных запасов в промышленно освоенных регионах весьма актуальна. Тенденция к поиску методов снижения стоимости добычи 1 т нефти прослеживается на всех старых месторождениях и в политике многих нефтяных компаний в России и зарубежом. В США, например, около 450 тыс. малодебит-ных скважин эксплуатируются штанговыми насосами. При обводненности 85-90 % средний дебит по нефти составляет 1,65 т/сут. Имеется большое количество скважин, дающих 0,07-0,09 т/сут нефти. Затраты на их ремонт и обслуживание оказываются минимальны за счет высокой эксплуатационной надежности подземного и наземного оборудования, а также за счет автоматизации контроля и управления работой скважины, т.е. за счет уменьшения численности обслуживающего персонала.

Проблема повышения эффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, - это комплексная проблема, охватывающая ряд подпроблем, включающих, например, выбор мероприятий по интенсификации добычи нефти (ГТМ), прогнозирование состояния фильтрационно-емкостных свойств пласта до и после мероприятия, суточной и накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом, переоценку извлекаемых и остаточных запасов и т.д.

Цель работы

Разработка и совершенствование методических и технологических решений, обеспечивающих повышение дебита нефти при эксплуатации ме-

сторождений на поздней стадии разработки и повышение эффективности работы внутрискважинного оборудования.

Основные задачи исследования

1. Разработать методические принципы и технологические решения, направленные на повышение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

2. Обосновать эффективность технологических мероприятий по повышению добычи нефти.

3. Разработать методику прогноза накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом.

4. Разработать методику оценки надежности внутрискважинного оборудования.

Научная новизна

1. Предложен и обоснован метод вскрытия продуктивных пластов на управляемой депрессии, предотвращающей «засорение» призабойной зоны частицами глинистого раствора и выбуренной породы и сохраняющий первоначальные фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны.

2. Оценено влияние проницаемости песчаной пробки на дебит нефтедобывающих скважин.

3. Предложена эмпирическая модель расчета текущего дебита скважин на месторождении по годам. На основании этой модели получено уравнение расчета накопленной добычи.

4. Разработан методический подход к классификации нефтяных и газовых месторождений.

5. Разработана методика оценки показателей надежности работы внутрискважинного оборудования при эксплуатации скважин.

1 ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ:

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

1.1 Динамика развития нефтедобывающей промышленности России и Краснодарского края

Начиная анализ сырьевой базы России, нельзя не коснуться вопросов объемов добычи в мире и, прежде всего, в США. Здесь нельзя не отметить одну из последних работ Щелкачева В.Н. [1], выдающегося ученого-нефтяника, по книгам которого учится уже не одно поколение нефтяников.

В работе [1] дан анализ истории развития, современного состояния и прогнозы нефтедобычи. Здесь приводятся статистические данные, собранные специальной лабораторией, созданной в 1965 году в МИНХ им. Губкина. Основные данные собирались в различных работах отечественных и зарубежных исследователей, в том числе по материалам международных нефтяных конгрессов. Большой интерес представляют данные, приведенные в работе о количестве пробуренных в мире скважин. Согласно [1], число скважин, дающих нефть с попутным газовым конденсатом, составляет 917815, а средний дебит их составляет 9,34 т/сут. Щелкачев В.Н. приводит данные по динамике нефтедобычи как отдельных стран, так мировой добычи нефти в целом.

Анализируя данные рисунка 1.1, видим, что Россия долгое время (почти 70 лет) отставала от США по объему добычи нефти [2, 3]. Это связано с тем, что на Западе в начале XX века широко развивались наука и промышленность. Были изобретены форсунка, тепловые котлы, двигатели внутреннего сгорания и т.д. Все это требовало нефти, бензина, газа. Только в 40—45-х годах прошлого века резко возросла потребность в нефти (в период войны). Всю нефть для военных нужд СССР добывали в Баку. Крупнейшей заслугой наших воинов было

то, что за всю войну ни одной бомбы не упало на Бакинские промысла.

К 1975 году мы сравнялись с США, а к 1980 году уже их опередили и до настоящего времени остаемся первыми. Но здесь это отставание во многом связано с тем, что США очень бережно относятся к своим ресурсам. Большая часть скважин у них законсервирована, и часть нефти они ввозят из-за рубежа. Россия практически уже исчерпала свои ресурсы, которые огромны только из-за большой площади страны.

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Рисунок 1.1 - Гистограмма изменения нефтедобычи в России (ряд 1) и США (ряд 2)

с 1990 по 2010 годы

Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986-1988 гг., тогда в стране добывалось более 625 млн тонн нефти и газового конденсата, что превышало 21 % от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации - почти 570 млн тонн, или свыше 19% от мировой добычи. С 1989 г. происходило сначала постепенное, ас 1991 г. — обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300307 млн тонн, или 8-9 % от общемирового показателя. Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение мировых цен на нефть, снижение внутреннего

спроса и инвестиций [1].

В начале 2000-х гг., благодаря завершению формирования новых организационно-экономических условий работы отрасли, росту международных цен, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России, происходило быстрое наращивание добычи нефти [2, 3, 4]. Активное применение методов интенсификации добычи (гидроразрыв, горизонтальное бурение), особенно в 2000-2005 гг., в последующем стало приводить к замедлению роста добычи, а затем на ряде месторождений - к ее падению.

Фундаментальными причинами замедления роста в 2006-2007 гг. и падения в 2008 г. добычи нефти стали: истощение сырьевой базы и значительное обводнение на большинстве эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал, Северный Кавказ); недостаточные объемы геологоразведочных работ и, соответственно, низкий уровень воспроизводства минерально-сырьевой базы; смещение сроков реализации проектов в новых районах добычи; отсутствие в последние годы достаточного количества состоявшихся аукционов по предоставлению прав на пользование недрами с целью разведки и добычи углеводородов, в том числе - на участки уже открытых месторождений [5,6].

В 2009-2011 гг. в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов, прежде всего в Восточной Сибири, Тимано-Печоре, на Сахалине, добыча нефти в России несколько увеличилась, при этом в конце 2010 г. суточная добыча нефти впервые за последние двадцать лет возросла до 1,4 млн тонн [7, 8].

В США в 1938 г. было добыто 172,3 млн тонн нефти, в 1950 г. -283,3 млн тонн, в 1960 г. - 372,2 млн тонн, в 1970 г. - 516,2 млн тонн. Максимальный объем добычи нефти в США отмечен в 1972 г. - 528 млн тонн, затем он стал сокращаться. К 1980 г. добыча нефти в США снова возросла до 482,2 млн тонн. Основные перспективы увеличения добычи нефти в США связаны с освоением недавно открытых месторождений на Аляске.

Отметим, что в США есть штаты, в которых средний дебит скважин составляет всего 50-80 л/сут. (Западная Виржиния, Пенсильвания и др.). Это полностью автоматизированные скважины с высокой степенью надежности. При их работе затрачивается минимум энергии, а затраты на их обслуживание несоизмеримо малы по сравнению с высокодебитными скважинами (для США средний дебит 1,54 т/сут.).

Помимо этого на высокодебитных месторождениях с НИЗ в 900 млн т. (Восточный Техас) внедрены все передовые технологии ОПЗ и МУН, начиная с 1930 года. Здесь КИН составляет 0,69, а к концу разработки он достигнет 0,73.

В последние годы политика нефтегазодобывающих компаний США направлена на постепенный отказ от высокозатратных методов увеличения нефтеотдачи (тепловые методы воздействия, внутрипластовое горение, полимерное заводнение) и переход к более простым и дешевым методам, которые по своему действию и затратам аналогичны обработке призабойной зоны пласта, но более масштабные и эффективные. Таким образом стирается грань между методами интенсификации нефтедобычи и методами повышения нефтеотдачи. Гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных стволов, очаговое заводнение и др. методы практически решают вопросы повышения коэффициента нефтеизвлечения. Эти методы дают быструю отдачу, а для таких месторождений как ООО «РН - Краснодрнефтегаз» с выработанными месторождениями и низкодебитными скважинами они становятся основными направлениями повышения эффективности нефтедобычи. Их применение требует индивидуального подхода к каждой скважине, автоматизации замеров параметров работы скважин, сбора и подготовки первичной информации, создание локальных сетей передачи информации, ее сбор на диспетчерском пункте и анализ. Это во много раз упростило бы систему управления добычей нефти, привело бы к сокращению управленческого аппарата и числа лиц принимающих решения.

Проблемы повышения нефтеотдачи пластов и внедрение различных ме-

тодов ОПЗ и МУН всегда были в центре внимания отечественных и зарубежных исследователей. Среди них Амелин И.Д., Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Гилаев Г.Г., Горбунов А.Т., Закиров С.Н., Лысенко В.Д., Медведский Р.И., Сур-гучев М.Л., Басниев В.Н., Пирвердян A.M., Телков А.П., Хисметов Т.В., Аме-тов И.М., Никитин Б.А., Шахвердов А.Х., Мирзаджанзаде А.Х., Щелкачев В.Н., Маскет М., Моритис Г., Симмонс М., Эллис П., Дефаржа Н., Барц С., Ман-рик Дж, и другие.

Например, в работах [9, 10, 11] отмечается переоценка МУН в сторону их сокращения и переориентации. В США за 10 лет число действующих проектов сократилось с 295 до 200, а добыча нефти выросла с 38 млн т до 44 млн т. При этом термика сократилась в 4 раза. Так, число проектов термических методов сократилось на 54 % (со 154 до 100), а объем добычи остался на уровне 26 млн т. Сюда включены: нагнетание пара, внутрипластовое горение, горячая вода[12,13].

Месторождения Краснодарского Края начали эксплуатироваться еще до войны, т.е. почти 60-70 лет назад. Количество действующих эксплуатационных скважин постоянно снижается. Снижается и объем нефтедобычи. В 2010 году в крае добыто 1,15 млн т нефти и конденсата, 3,3 млрд м3 газа (рис. 1.2).

2,5

1,5 -

0,5

□ млн.т.

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Рисунок 1.2 - Динамика добычи нефти и конденсата в Краснодарском крае

Хотя КИН составляет для Краснодарского края примерно 0,4, однако, поднять остаточные запасы, равные 60 % современными технологиями и техническими средствами практически невозможно.

Заметим, что средний дебит нефти по месторождениям ООО «РН - Крас-нодарнефтегаз» составляет примерно 2,5 т/сут., что соизмеримо с дебитом скважин в США. Однако США потребляет порядка 900 млн т, из которых около 500 млн т импортирует. России потребляет всего 120 млн т, а порядка 300 млн т экспортирует. Даже Китай, который за последние годы довел свою добычу до 160 млн т, уже вышел на второе место по потреблению нефти -190 млн т.

При примерно равных дебитах США и Краснодарского края затраты на 1 тонну готовой продукции у нас кратно превосходят затраты США. Поэтому основными вопросами нефтедобывающих предприятий являются энергосберегающие технологии добычи нефти, минимизация трудовых и финансовых затрат на добычу 1 т продукции. А для этого требуется индивидуальный подход к каждой скважине, а затем и ко всему месторождению.

1.2 Основные направления исследований в нефтегазодобыче

В последние годы политика нефтегазодобывающих компаний направлена на постепенный отказ от высокозатратных методов увеличения нефтеотдачи и переход к более простым и дешевым методам.

Краткий анализ работ показал, что в научно-технических публикациях наметилась тенденция к увеличению числа публикаций в двух направлениях исследований: интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов (18 %) и предупреждения пескопроявлений механическими, химическими и комбинированными методами (20 %).

В первом из перечисленных выше направлений нами особо выделены

вопросы прогнозирования текущих дебитов (суммарных по месторождению), суммарного объема добычи с начала разрабо�