Анализ эффективности реализуемой системы разработки
Разработка Карсовайского месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики», составленной в 2009 году и в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Карсовайского месторождения», составленного в 2012 году. Выделено два эксплуатационных объекта – верейско-башкирский и касимовско-подоло-каширский.
Разбуриваниеверейско-башкирского объекта осуществляется самостоятельной сеткой скважин по обращенной семиточечной системе с расстоянием между скважинами 400 м.
Система ППД находится на начальном периоде формирования (с 2010 года). Закачка осуществляется с забором воды из специальных водозаборных скважин с водоносных пластов башкирского яруса (А4-4, А4-5) и подачей непосредственно в нагнетательные скважины.
Месторождение на первой стадии разработки. Текущее состояние разработки позволяет сделать выводы, что реализованная система разработки для геологических условий месторождения в целом эффективна и обеспечивает довольно высокие темпы разработки и нефтеотдачу. По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7%, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс.м3.
Выбор и обоснование проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок
|
|
|
Перспективным направлением повышения эффективности разработки месторождения с учетом накопленного опыта на месторождениях УР следует считать более широкое применение методов увеличения нефтеотдачи, которые применимы для геолого-физических условий Карсовайского месторождения.
Основные из них:
· проведение комплекса обработок призабойной зоны скважин (ОПЗ/БОПЗ), в т.ч. кислотных обработок призабойных зон скважин различных модификаций (СКО/БСКО);
· одновременно раздельная добыча жидкости (ОРД);
· одновременно-раздельная закачка жидкости в пласт (ОРЗ);
· гидроразрыв пласта (ГРП)
· щелевая перфорация, дострелы;
· форсирование отбора жидкости путем оптимизации работы ГНО;
· ввод боковых стволов (БС);
· переход скважины на другой горизонт (ПСДГ);
· ремонтно-изоляционные работы (РИР);
· ремонтно-изоляционные работы по отключению выработанных обводненных пластов традиционными и новыми методами.
В настоящей работе предлагается рассмотреть возможность и рассчитать экономический эффект от изменения конструкции двух новых (проектных) скважин на Башкирском ярусе Карсовайского месторождения с наклонно-направленных скважин на горизонтальные скважины с дальнейшим разобщением набухающими пакерами продуктивных интервалов пласта и последующим освоением при помощи поинтервального БОПЗ (БСКО) с целью повышения эффективности разработки месторождения.
|
|
|
Так как, в масштабах ОАО «НК «Роснефть», отсутствует опыт проведения поинтервальных БОПЗ (БСКО) в горизонтальных стволах, далее будет проведен анализ эффективности проведения БОПЗ и отдельно анализ эффективности применения ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».
Горизонтальные скважины.Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения её из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы, позволяют:
повышать нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт;
значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации;
|
|
|
продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин;
восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки;
в бездействующих и малодебитных скважинах, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождений в разработку), дебит нефти;
снижать объёмы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений4
снижать объёмы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесённых местах.
В работе авторов Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. [6, С.47] показано, что применение ГС и БГС позволяет:
существенно повысить рентабельность капитальных вложений добывающих предприятий;
значительно увеличить период «незаводнённой» эксплуатации, снизить депрессию на пласт;
сократить простаивающий фонд скважин, ввести в эффективную промышленную эксплуатацию забалансовые запасы;
вести разведку и эксплуатацию месторождений в природоохранных зонах;
не допустить израсходования ранее разведанных запасов;
ввести в эффективную промышленную эксплуатацию трудноизвлекаемые запасы. Отечественная и мировая практика показала, что применение этих методов позволяет увеличить дебиты скважин в 3-8 раз и вывести простаивающий фонд скважин на рентабельный уровень добычи.
|
|
|
Средний дебит ГС по ОАО «Удмуртнефть» превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 – 0,5 т/сут.
Максимальная добыча нефти из ГС получена из турнейской залежи Мишкинского месторождения – 671,2 тыс.т, что составляет около 70 % общей добычи из ГС. Объект характеризуется наибольшим технологическим эффектом, средний дебит скважин 14,4 т/сут. При этом есть скважины 60 т/сут.
Высокой эффективностью характеризуется эксплуатация ГС на Ончугинском месторождении. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации составляет 13,7 т/сут, накопленная добыча нефти 51,5 тыс.т.
В результате эксплуатации восьми горизонтальных скважин на Южно-Киенгопском месторождении добыто 113 тыс.т нефти (12% общей добычи из ГС). Средний дебит скважин составил 10,1 т/сут.
Несколько ниже эффекты по Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского и Гремихинскому месторождениям. Продуктивность скважин изменяется от 6 до 8,6 т/сут.
Из боковых горизонтальных стволов добыча нефти за весь период эксплуатации составила 738 тыс.т. Средний дебит ГС превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 – 0,5 т/сут.
Основные объемы добычи приходятся на скважины Мишкинского (368 тыс.т), Чутырско-Киенгопского (127 тыс.т), Гремихинского (72 тыс.т) и Ельниковского (51 тыс.т) месторождений.
Большеобъемные СКО. В период с 2007-2011гг. на объектах компании ОАО «Удмуртнефть» было проведено 30 скважин/мероприятий БСКО.
Эффективность и выбор наиболее оптимального метода воздействия были ранжированы по следующим критериям: дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - до проведения ГТМ, дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - после проведения ГТМ, средний прирост дебита нефти (Qн, т/сут), коэффициент успешности проведённого мероприятия (Кусп, %), причины недостижения планируемых показателей, средняя удельная добыча нефти на одну скважину, за период равный одному году, динамика тепа падения дебита нефти по объектам разработки
При проведении БСКО были рассчитаны следующие параметры: средний Qн – 12 т/сут, обводнённость снизилась на 8%, редний прирост дебита нефти – 5,9 т/сут. Успешность проведения БСКО – 73%. Основными причинами недостижения планируемых показателей – рост обводнённости. Средняя удельная добыча нефти на 1 скважину – 4326 т.
На сегодняшний день в ОАО «Удмуртнефть» наибольшее количество запасов сосредоточенно в верейских и башкирских залежах.
На рис 2.4.1 представлена динамика прироста дебита нефти поле проведения БСКО по объектам разработки. Данные результаты были получены на основе ранее проведённого анализа за 2008-2010 года.
Рис.2.4.1 Динамика прироста дебита нефти после БСКО по объектам.
Рис.2.4.2 Продолжительность эффекта после проведеиня БСКО.
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 919; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!