1  2

---

2.   Сведения о разработке месторождения

 

2.1.  Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

 

2.1.1.  Фактические показатели разработки

 

На Русскинском месторождении динамика добычи нефти согласуется с темпами его разбуривания (рис. 2.1.1).

Эксплуатационное бурение месторождения осуществляется в два этапа.

В период 1987-1999 годов на месторождении в основном бурились эксплуатационные объекты БС₁₁¹ и ЮС₁ с суммарным максимальным объемом 290 тыс.м в 1992 году. В этом же году отмечается первый максимум добычи нефти – 1760 тыс.т.

В последующие годы объемы добычи нефти снижаются, достигая своего минимума – 578.4 тыс.т в 2002 году. В период 1999-2002 годов буровые работы на месторождении не ведутся.

С 2005 года начато активное разбуриванием объекта ЮС₂. В 2011 году объем бурения объекта возрастает до 775 тыс.м, добыча нефти увеличивается до 2226.1 тыс.т.

За весь период эксплуатации на месторождении отмечаются два периода стабилизации добычи жидкости: в 1992-1998 годах на уровне 2.8 млн.т, в 2002-2005 годах на уровне 5.0-5.5 млн.т. С 2008 года начато наращивание отборов жидкости до 11.5 млн.т в 2011 году.

Безводный период эксплуатации на месторождении отсутствует: за первые восемь лет разработки (1987-1994 годы) она достигла 50 %, к 2002 году – 88.5 %. В последующие четыре года обводненность снизилась до 81 – 83 % и застабилизировалась на этом уровне. В 2011 году обводненность продукции скважин составила 80.7 % (рис. 4.2.2).

Закачка воды на месторождении начата в 1988 году. Максимальный объем – 13.2 млн.м³ отмечается в 2011 году (рис. 4.2.3). Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 108.6 %, накопленная – 115.4 %.

В соответствии с действующим проектным документом на Русскинском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта: БС₁₁¹, БС₁₆⁰-БС₂₁, ЮС₁, ЮС₂.

По состоянию на 01.01.2012 в разработке находятся три эксплуатационных объекта: БС₁₁¹, ЮС₁, ЮС₂. В соответствии с проектным документом объект БС₁₆⁰-БС₂₁ вводится в разработку в 2015 году.

На протяжении всего периода эксплуатации месторождения основной объем добытой нефти обеспечивали объекты ЮС₁ – 12765 тыс.т (50.9 % в общем объеме накопленной добычи) и БС₁₁¹ – 6507.4 тыс.т (26.0 % в общем объеме добычи).

В 2011 году добыча нефти на месторождении обеспечивалась объектом ЮС₂ – 1798.7 тыс.т (80.8 % в общем объеме добычи).

К этому объекту приурочен и основной объем текущих извлекаемых запасов нефти – 38649 тыс.т (79.9 %). Доля ТИЗ объектов БС₁₁¹ и ЮС₁ невелика – 2.5 % и 15.6 % соответственно. Таким образом, ближайшая перспектива дальнейшей разработки

2.1.2.   Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

 

Утвержденный проектный фонд по месторождению в целом составляет всего 2455 скважин, в том числе: добывающих – 1539, из них горизонтальных – 65, нагнетательных – 757, контрольных – 9, водозаборных – 30, резервных – 120. Утвержденный фонд скважин для бурения составляет всего 1640, в том числе: добывающих – 1021 (из них горизонтальных 46), нагнетательных – 491, контрольных – 2, водозаборных – 6, резервных — 120. По состоянию на 01.01.2012 на месторождении пробурено 1337 скважин, основной проектный фонд реализован на 57 %.

По состоянию на 01.01.2012 на месторождении числится 1337 скважин, в том числе: добывающих – 804, нагнетательных – 395, наблюдательных – 7, пьезометрических – 107, водозаборных – 24.

Из 804 добывающих скважин в действующем фонде числится 679, в бездействующим – 25 (3.5 % фонда), в освоении после бурения 4, в фонде консервации – 15, ликвидирована – 81.

Из 395 нагнетательных скважин под закачкой находятся 294, в бездействующем фонде – 14 (1.2 % фонда), в освоении после бурения – 4, в фонде консервации – 6, ликвидировано – 8, в отработке на нефть – 69.

Среднегодовой коэффициент использования фонда скважин составляет: добывающих – 0.923, нагнетательных – 0.923, коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин: добывающих – 0.981, нагнетательных – 0.962.

Из 107 пьезометрических скважин 83 представляют опорную сеть для замеров давления.

По состоянию на 01.01.2012 неработающий фонд добывающих скважин составляет 19 единиц. Программа работ по вводу неработающих скважин в эксплуатацию приведена в таблице 4.2.4.

В 2011 году в эксплуатации на нефть перебывало 802 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, средняя обводненность продукции – 80.7 %.

С обводненностью до 10 % эксплуатируется восемь скважин (1 % фонда), до 50 % – 378 (47 % от общего фонда). В 2011 году эти скважины обеспечили 1461 тыс.т нефти (66 % в общем объеме добычи). С обводненностью выше 95 % эксплуатируется 143 скважины (17.8 % фонда). В 2011 году добыча нефти из высокообводненного фонда составила 107 тыс.т (4.8 % в общем объеме добычи).

С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 266 скважин (33.2 % от общего фонда). В 2011 году из низкодебитного фонда добыто 202.3 тыс.т нефти (9.1 % в общем объеме добычи).

С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 1084 скважины. Накопленная добыча нефти на одну скважину составляет 23.1 тыс.т при среднем отработанном времени 6.3 лет. Менее 10 тыс.т на одну скважину отобрали 199 скважин (18 % перебывавшего в эксплуатации фонда) со средним отработанным временем 2.7 года. Скважины отработавшие более 14 лет отобрали более 50 тыс.т на одну скважину, в том числе 39 скважин (3.6 % фонда) отобрали более 100 тыс.т на одну скважину (рис. 4.2.5).

Применение скважин с боковыми стволами на месторождении начато в 1998 году. В 2011 году в эксплуатации на нефть перебывало 130 скважин с боковыми стволами (16.2 % фонда), которые обеспечили 500.2 тыс.т нефти (22.5 % в общем объеме добычи) (рис. 4.2.6).

Основная доля фонда скважин с боковыми стволами эксплуатируется с обводненностью до 80 % (82 скважины, 63 % фонда) и дебитом нефти 10-30 т/сут (68 скважин, 52 % фонда). С обводненностью более 95 % эксплуатируется 20 скважин с боковыми стволами (15 % фонда). В 2011 году добыча нефти из этого фонда составила 24.7 тыс.т (4.9 % в общем объеме). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 36 скважин с боковыми стволами (28 % фонда). В 2011 году добыча нефти из низкодебитного фонда составила 31.7 тыс.т (6 % от общего объема добычи из скважин с боковыми стволами.

С начала применения технологии зарезок боковых стволов при КРС в эксплуатации на нефть перебывало 143 скважины с боковыми стволами. Накопленная добыча нефти на одну скважину с боковыми стволом составила 14.1 тыс.т при среднем отработанном времени 3.3 года (рис. 4.2.7).

 

2.1.3.   Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

 

В период 2009-2011 годов в целом по месторождению отклонения фактических объемов добычи нефти от проектных уровней не превышают допустимые (20 %):

— в 2009 году: факт – 1349.0 тыс.т, проект – 1401.4 тыс.т;

— в 2010 году: факт – 1644.5 тыс.т, проект – 1663.0 тыс.т;

— в 2011 году: факт – 2226.1 тыс.т, проект – 2026.2 тыс.т.

Уровни добычи жидкости составляют:

— в 2009 году: факт – 7456.7 тыс.т, проект – 7019.6 тыс.т;

— в 2010 году: факт – 8877.7 тыс.т, проект – 7793.7 тыс.т;

— в 2011 году: факт – 11526.0 тыс.т, проект – 8842.3 тыс.т.

Средний дебит нефти действующей скважины:

— в 2009 году: факт – 9.9 т/сут, проект – 10.9 т/сут;

— в 2010 году: факт – 9.7 т/сут, проект – 10.4 т/сут;

— в 2011 году: факт – 9.7 т/сут, проект – 10.4 т/сут.

Обводненность продукции скважин:

— в 2009 году: факт – 81.9 %, проект – 80.0 %;

— в 2010 году: факт – 81.5 %, проект – 78.7 %;

— в 2011 году: факт – 80.7 %, проект – 77.1 %.

Более высокие отбора жидкости и закачки воды обусловлены интенсивными темпами освоения объекта ЮС₂.

Детальные причины расхождения фактических и проектных показателей разработки будут приведены ниже по эксплуатационным объектам.

В целом по месторождению по состоянию на 01.01.2012 накопленная добыча нефти составляет 25063 тыс.т. Отбор от утвержденных извлекаемых запасов – 34.1 %, текущий КИН – 0.091, при утвержденном – 0.267.

 

2.2.  Текущее состояние разработки объекта ЮС1.

 

Основные проектные решения и технологические показатели разработки

Объект ЮС₁ введен в разработку в 1987 году на основании «Проекта пробной эксплуатации месторождения». В настоящее время разрабатывается с применением следующих систем разработки: размещение скважин по треугольной сетке 500х500 м с базовой плотностью 21.7 га/скв, трёхрядная система в сочетании с приконтурным и очаговым заводнением (залежь 1); размещение скважин по треугольной сетке 600х600 м с горизонтальными добывающими скважинами в стягивающем ряду (длина ГУ 300 м) и ГРП в добывающих скважинах первого ряда, плотность сетки 24 га/скв, трёхрядная система разработки (залежи 2, 3, 15, 17, 18, 19); избирательная система размещения скважин с приконтурным и очаговым заводнением, добывающие скважины горизонтальные (длина ГУ 300 м) и наклонно-направленные с ГРП (залежи 14, 16); избирательное размещение скважин с эксплуатацией на естественном режиме (залежи 4, 6, 7, 8, 9, 11); избирательное размещение скважин с приконтурным заводнением (залежь 5); размещение скважин по треугольной сетке 500х500 м с базовой плотностью 21.7 га/скв, приконтурное, законтурное и очаговое заводнение (залежь 10); пятиточечная система, добывающие скважины горизонтальные (длина ГУ 300 м), сетка скважин 500х500 м (залежи 12, 12а); треугольная сетка скважин 600х600 м с приконтурным и очаговым заводнением (залежь 13). Уплотнение сетки скважин залежей боковыми стволами при КРС и возвратным фондом.

Эксплуатационное разбуривание объекта осуществлялось в четыре этапа: в 1987-1996 годы и 1998-1999 годах разбуривалась залежь 1, в 2002-2007 – залежи 10, 12, 13, в 2009-2011 годах – залежь 4 (рис. 4.3.2.1, 4.3.2.2).

Максимальный объем эксплуатационного бурения – 231 тыс.м отмечается в 1992 году. В этом же году был достигнут максимальный уровень добычи нефти – 1343.4 тыс.т

В период 1987-1992 годов добыча жидкости на объекте интенсивно возрастает до 2 млн.т. В последующие годы (1994-1998 годы) добыча жидкости стабилизируется на уровне 1.8 млн.т. С 2000 года повторно начато наращивание отборов жидкости до 3 млн.т к 2003 году с последующей стабилизацией на этом уровне до 2009 года. Последние два года (2010-2011 годы) отмечается интенсивное наращивание отборов жидкости

Безводный период эксплуатации на объекте составляет три года (1987-1989 годы). Последние три года обводненность продукции скважин составляет ~ 91-93 % .

Закачка воды на объекте начата на второй год его в эксплуатации (1988 год). Максимальные объемы закачки воды ~ 3.8 млн.м³ достигались дважды: в 1993 и 2005 годах.

В 2011 году объем добычи нефти составил 286.8 тыс.т, добычи жидкости – 4170.4 тыс.т, закачки воды – 4118.5 тыс.м³, текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды – 95.4 %, накопленная – 118.2 %.

В эксплуатации находятся восемь залежей нефти. Залежь 5 временно законсервирована. В 2011 году основной объем добычи нефти обеспечивали залежи 1 и 4 (198.9 тыс.т или 69.4 %).

 

2.2.1.  Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

 

Утвержденный проектный фонд скважин составляет, всего – 478, в том числе: добывающих – 328, из них горизонтальных – 35, нагнетательных – 143, наблюдательных – семь. Проектный фонд возвратных скважин всего – пять, в том числе: добывающих – четыре, нагнетательных – одна. Утвержденный фонд скважин с боковыми стволами – 29, в том числе: для зарезки при КРС – 15. По состоянию на 01.10.2012 проектный фонд скважин на объекте реализован на 77 %.

По состоянию на 01.01.2012 на объекте числится 334 скважины, из них три совместных с объектом ЮС₂, в том числе: добывающих – 184 (совместная одна), нагнетательных – 81 (совместных две), пьезометрических – 62,. наблюдательных – семь.

Из 184 добывающих скважин действующих – 115, бездействующих – 10 (8% фонда), в освоении после бурения – три, в консервации – три, ликвидированных и в ожидании ликвидации – 53.

Из 53 ликвидированных скважин 13 (25 %) выполнили свое проектное назначение, 36 – по техническим причинам, четыре разведочных скважин в связи с отсутствием обустройства. В целом на одну ликвидированную скважину приходится 20 тыс.т нефти.

Из 81 нагнетательной скважины под закачкой находится – 68, бездействующих – шесть (9 % фонда), в консервации – одна, в отработке на нефть – одна, ликвидировано – пять.

Из 62 пьезометрических скважин 52 составляют опорную сеть для замеров пластового давления.

В 2011 году в эксплуатации на нефть перебывало 126 скважин, средний дебит нефти составил 6.9 т/сут при обводненности продукции – 93.1 %.

С обводненностью до 50 % работает 16 скважин (12.7 % фонда). В 2011 году они обеспечили 144.6 тыс.т нефти (50.4 % в общем объеме добычи). С обводненностью продукции более 95 % работали 87 скважин (69 % фонда), из них 47 скважин (37 % фонда) работали с обводненностью более 98 %. В 2011 году добыча нефти из высокообводненного фонда составила 63.6 тыс.т (22.2 % в общем объеме добычи), граф. прил. 4.3, 4.4, 4.13).

С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 96 скважин (74 % от общего фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 62.2 тыс.т (21.7 % от общего объема добычи).

Средний дебит жидкости в 2011 году составил 99.7 т/сут. С дебитом более 100 т/сут эксплуатировалось 48 скважин (38 % от общего фонда). Из этих скважин добыто 106.3 тыс.т нефти (37 % от общего отбора) и 2858.6 тыс.т жидкости (68.5 % от общего отбора).

С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 347 скважин, средняя накопленная добыча нефти на одну скважину составила 36.8 тыс.т при среднем отработанном времени – 10.5 лет. Менее 10 тыс.т отобрали 93 скважины со средним отработанным временем – 2-5 лет (граф. прил. 4.3, 4.4, 4.13). Это нагнетательные скважины, отрабатываемые на нефть и скважины возвратного фонда. Более 50 тыс.т нефти отобрали 98 скважин (28 % фонда) с отработанным временем более 15 лет, в том числе 18 скважин (5 % фонда) отобрали более 100 тыс.т/скв.

В 2011 году на объекте добыто 286.8 тыс.т нефти, в том числе: из скважин, пробуренных на объект – 139.3 тыс.т (48.6 %), из скважин возвратного фонда – 2.4 тыс.т (0.8 %), из скважин с боковыми стволами – 145.0 тыс.т (50.6 %).

Добыча нефти с начала разработки составила 12764.5 тыс.т, в том числе: из скважин, пробуренных на объект – 12260.4 тыс.т (96.05 %), из скважин возвратного фонда – 5.9 тыс.т (0.05 %), из скважин с боковыми стволами – 498.2 тыс.т (3.9 %).

Скважины, пробуренные на объект в среднем отобрали по 36.8 тыс.т/скв. при среднем отработанном времени 10.6 лет. По состоянию на 01.01.2012 в эксплуатации находится 101 скважина этого фонда. Накопленная добыча нефти на одну работающую скважину составляет 60.2 тыс.т при среднем отработанном времени 14.5 лет. В 2011 году эти скважины работали со средним дебитом нефти 4 т/сут при обводненности продукции 95.7 %.

По состоянию на 01.01.2012 на объекте эксплуатируется 11 горизонтальных скважин. В 2011 году они обеспечили 56.2 тыс.т нефти или 19.6 % в общем объеме и работали со средним дебитом нефти 14.4 т/сут при обводненности продукции 82.8 %. Накопленная добыча нефти на одну горизонтальную скважину составляет 59.9 тыс.т при среднем отработанном времени 3.5 года.

Применение возвратных скважин (без боковых стволов) на объекте ведется в ограниченном объеме: всего на объект было возвращено 4 скважины. В 2011 году эксплуатировалась одна со средним дебитом нефти 9.9 т/сут при обводненности продукции 24.1 %.

Применение скважин с боковыми стволами на объекте начато в 1998 году. Всего в эксплуатации перебывало 29 скважин с боковыми стволами. По состоянию на 01.01.2012 на объекте эксплуатируются 24 скважины этого фонда, в том числе:  из собственного фонда – 12, из возвратного фонда – 12. Накопленная добыча нефти на одну скважину этого фонда составляет 19.1 тыс.т при среднем отработанном времени 3.1 года. В 2011 году скважины с боковыми стволами обеспечили половину добычи нефти объекта (145.0 тыс.т или 50.6 %) и работали со средним дебитом нефти 18.9 т/сут при обводненности продукции 87.1 %. В целом, технология применения скважин с боковыми стволами на объекте является приоритетным методом извлечения запасов нефти.

ГРП на объекте проводился в период 1996-1998 и 2000-2008 годов. Всего ГРП проведен в 55 скважинах (16 % перебывавшего в эксплуатации фонда). Накопленная добыча нефти на одну скважину с ГРП составляет 48.2 тыс.т при среднем отработанном времени 12.5 лет. Из 55 добывающих скважин с ГРП эксплуатируются на конец 2011 года 29 (53 % фонда). В 2011 году добыча нефти из этого фонда составила 47.7 тыс.т (16.6 % в общем объеме). Скважины работали со средним дебитом нефти 4.9 т/сут при обводненности продукции 95.2 %. Накопленная добыча нефти на одну скважину этого фонда составляет 60.7 тыс.т при среднем отработанном времени 14.1 года.

Состояние пластового давления

Закачка воды на объекте осуществляется с 1988 года. В 2011 году в объект закачано 4118.5 тыс.м³ воды, с начала разработки – 71796 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составляет 95.4 %, накопленная – 118.2 %.

По состоянию на 01.01.2012 с поддержанием пластового давления на объекте эксплуатируются шесть залежей (1 (основная), 4, 8, 10, 12 и 13). На основной залежи действующий фонд добывающих скважин составляет 72, под закачкой находится 54 скважины. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составляет 1.3:1. На залежах 4, 8, 12, 13  созданы очаги заводнения. На залежи 10 – приконтурное и очаговое заводнение.

Состояние пластового давления на 01.01.2012 приведено в таблице 4.3.2.4. Для построения карты изобар в целом по объекту проведено 196 замеров, замерами охвачено 71 % фонда (граф. прил. 4.8-4.10). Текущее пластовое давление составляет 27.95 МПа при начальном – 27.8 МПа.

 

2.3. Характеристика фонда скважины

 

Анализ работы добывающего фонда скважин

Эксплуатационный фонд Русскинского месторождения по состоянию на 01.01.2012 составил 777 скважин, из них действующий фонд – 748 скважин (дающие нефть ‑ 725, простаивающий ‑ 23), бездействующий фонд – 25, в освоении ‑ 4. Из 725 скважин, дающих нефть, 720 эксплуатируется насосным способом, 5 ‑ фонтанным.

 

2.4. Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

 

По состоянию на 01.01.2012 в эксплуатационном фонде числилась 731 скважина, в том числе в действующем фонде 713 (дающие нефть – 694, простаивающие – 19), в бездействии ‑ 18.

Скважины эксплуатируются насосами производительностью от 15 до 400 м³/сут. Наиболее применяемые насосные установки производительностью от 15 до 50 м³/сут, ими оборудовано около 80 % скважин.

Фактические средние показатели работы скважин на 01.01.2012 приведены в таблице 2.4. Из таблицы следует, что среднее забойное давление в скважинах объекта БС₁₁¹ составляет 16.1 МПа, средний динамический уровень 856 м. Объект разработки БС₁₁¹ находится на поздней стадии разработки. На 01.01.2012 средняя обводненность продукции скважин составила 96.3 %, с обводненностью продукции выше 95 % работают 78 % скважин, в том числе 50 % скважин работают с обводненностью более 98 %. Проведенные технологические расчеты показали, что в скважинах отсутствуют значимые резервы увеличения дебитов по нефти за счет увеличения глубины спуска насосов и снижения забойного давления.

Объект ЮС₁, эксплуатируется 112 скважинами, оборудованными УЭЦН. Основной фонд добывающих скважин высокообводнен. Согласно МЭР средняя обводненность продукции скважин, эксплуатирующих объект ЮС₁, составляет 93.4 %, с обводненностью продукции выше 95 % работают 66 % скважин. В скважинах объекта разработки ЮС₁ средняя глубина спуска насосов составляет 1623 м. При среднем динамическом уровне 1076 м на забое добывающих скважин достигнуто среднее забойное давление 18.6 МПа (средняя депрессия 9.4 МПа). На рисунке 10.1.1 приведено распределение забойных давлений по добывающим скважинам, из которого следует, что основной фонд скважин (63.4 % фонда) работает с забойными давлениями более 18.0 МПа. Проведенный анализ режимов работы скважин показал, что, как правило, высокие забойные давления поддерживаются в скважинах, эксплуатирующихся с высокой обводненностью (более 95 %). Проведенные технологические расчеты показали, что снижение в них забойного давления до величины давления насыщения не позволит существенно увеличить дебиты скважин по нефти (менее 1-2 т/сут), но при этом значительно увеличатся отборы воды. В связи с этим на данной стадии разработки в высокообводненных скважинах не планируется значительного снижения забойного давления.

 

2.5. Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти

 

Проведенный анализ показывает, что в целом применение методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов положительно повлияло на разработку объектов Русскинского месторождения. Наибольший вклад в общую дополнительную добычу по месторождению приходится на долю ГРП, то есть одного из методов, кратно повышающего дебит жидкости и нефти. На объекте ЮС₂ планируется его дальнейшее массовое проведение.

Достаточно эффективным было применение на объектах мероприятий по выравниванию профиля приемистости и доотмыву остаточной нефти (МУН). На месторождении нашли применение более 15 технологий по закачке в пласт оторочек химических реагентов (вязко-эмульсионные составы, вязко-эмульсионные бесполимерные составы, вязко-эмульсионные дисперсные составы, вязко-эмульсионные полимерные составы, гелеобразующие композиции, глино-полимерные гелеобразующие составы, дисперсно-структурированные композиции, полимеры с дисперсным наполнителем, осадко-гелеобразующие составы, полимерные гелеобразующие составы, поверхностно-активные полимерные гелеобразующие составы, растворы ПАВ, структурированные составы, растворители и растворы ПАВ, оторочки СКО+раствор ПАВ и ГКО+раствор ПАВ).

Поскольку дальнейшая разработка объектов месторождения будет сопровождаться ростом обводненности продукции добывающих скважин роль методов МУН, целью которых является ограничение фильтрации в высокопроницаемых промытых водой интервалах пласта, выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата пласта воздействием и доотмыв остаточной нефти, будет возрастать. На перспективу планируется проведение всех ранее применявшихся технологий МУН.

Считается возможным дальнейшее применение на месторождении гидродинамических методов в нагнетательных скважинах, как кратковременного повышение давления закачки, так и проведение циклического заводнения.

В перспективе планируется рассмотреть пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных мероприятий и увеличить объемы работ по изоляции водопромытых интервалов с использованием современных технологий, основанных на применении кремнийорганических реагентов и силиката натрия (ВТС, АККОР, ГОС и т.д.).

На основе анализа для восстановления и увеличения продуктивности и приемистости скважин планируется продолжить применение соляно и глинокислотных обработок (СКО, ГКО), кислотных обработок с добавлением ПАВ (СКО+ПАВ, ГКО+ПАВ), спиртоглинокислотных+ПАВ ОПЗ (СГКО+ПАВ), щелочных солянокислотных ОПЗ (ЩСКО), ОПЗ кислотными составами (КС-1, КС-2, КС-3), растворителей в комплексе с кислотными ОПЗ, растворителей+ПАВ, растворов ПАВ, комбинированного физико-химического и депрессионного воздействия, перфорационных мероприятий, в том числе совместно с ОПЗ химическими реагентами.

Объект БС₁₆⁰-БС₂₁ в разработку не введен. В связи с этим проведен анализ эффективности применения технологий по повышению нефтеотдачи и интенсификации притока на пластах ачимовской толщи месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

Анализ применения ГТМ проведен за период 2002-2009 годы по 6 месторождениям: Быстринскому, Федоровскому, Верхнее-Надымскому, Конитлорскому, Солкинскому, Тончинскому.

С целью восстановления и увеличения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин проводились обработки химическими реагентами, физическими (вибровоздействие, гидровоздействие, термо-газо-химическое воздействие), депрессионными (МГД, МПД, циклические депрессии) и перфорационными (повторная перфорация, гидропескоструйная и щелевая перфорация, дострел продуктивных интервалов, перфорация на кислоте) методами.

При воздействии на ПЗП добывающих скважин физико-химическими методами наибольшее применение нашли солянокислотные ОПЗ (29.9 % от общего объема проведенных мероприятий) со средней удельной эффективностью 735.6 т/скв.-опер., глинокислотные ОПЗ (27 %) со средней удельной эффективностью 694.9 т/скв.-опер., ОПЗ растворителями (8.6 %) со средней удельной эффективностью 94.9 т/скв.-опер., ТГХВ (7.6 %) со средней удельной эффективностью 455.3 т/скв.-опер. На долю других физико-химических ОПЗ приходится от 0.4 % до 5 %. Средняя удельная эффективность воздействий изменяется от 10.5 т/скв.-опер. (вибровоздействие) до 1399 т/скв.-опер. (комбинированное физико-химическое + депрессионное воздействие).

Перфорационные мероприятия характеризуются средней удельной эффективностью от 66.4 т/скв.-опер. (щелевая перфорация) до 2.3 тыс.т/скв.-опер. (дострел продуктивных интервалов).

При воздействии на ПЗП нагнетательных скважин физико-химическими методами наибольшее применение нашли глинокислотные ОПЗ (27.4 % от общего объема проведенных мероприятий) со средней удельной эффективностью 975 т/скв.-опер., ОПЗ СКО (ГКО) с ПАВ (16.6 %) со средней удельной эффективностью 656.8 т/скв.-опер., солянокислотные ОПЗ (12.8 %) со средней удельной эффективностью 812.8 т/скв.-опер., ОПЗ кислотной композицией СНПХ (7.2 %) со средней удельной эффективностью 1097.3 т/скв.-опер., щелочно-кислотное воздействие (7.2 %) со средней удельной эффективностью  1155.1 т/скв.-опер. На долю других физико-химических ОПЗ приходится от 0.1 % до 5.6 %. Средняя удельная эффективность воздействий изменяется от  106.4 т/скв.-опер. (гидрофобизирующий состав) до 1584 т/скв.-опер. (ОПЗ растворителями+ПАВ)

Перфорационные мероприятия характеризуются средней удельной эффективностью от 17.4 т/скв.-опер. (ГПП) до 1.2 тыс.т/скв.-опер. (дострел)

В добывающих и нагнетательных скважинах проводились изоляционные мероприятия (РИР газа, изоляция заколонных перетоков, селективная изоляция).

Средняя удельная эффективность РИР в добывающих скважинах изменяется от 90.8 т/скв.-опер. (селективная изоляция) до 1.03 тыс.т/скв.-опер. (РИР газа).

Средняя удельная эффективность РИР в нагнетательных скважинах изменяется от 59.8 т/скв.-опер. (изоляция заколонных перетоков) до 457.3 т/скв. ‑ опер. (РИР негерметичности эксплуатационной колонны).

Для воздействия на удаленную зону пласта за анализируемый период опробовано 18 потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий.

Наибольшее применение на пластах ачимовской толщи нашли закачки оторочек полимерных гелеобразующих составов ПГС (22.1 % от общего объема проведенных мероприятий) со средней удельной эффективностью 1425 т/скв. ‑ опер., растворов ПАВ (15.1 %) со средней удельной эффективностью 1041.2 т/скв.-опер., вязко-эмульсионных составов ВЭС (10.9 %) со средней удельной эффективностью 1236.5 т/скв.-опер., вязко-эмульсионных полимерных составов ВЭПС (9.1 %) со средней удельной эффективностью 1303.9 т/скв.-опер. На долю других технологий МУН приходится от 0.2 % до 8.4 %. Средняя текущая удельная эффективность воздействий изменяется от 178.6 т/скв.-опер. (закачка ВЭС с КНС) до 1813.1 т/скв.-опер. (глиносодержащий полимерный гелеобразующий состав ГПГС

 

Вывод ко 2 главе

 

1. Объект введен в разработку в 1987 году. Эксплуатационное разбуривание осуществлялось в четыре этапа: в 1987-1996, 1998-1999, 2002-2007, 2009-2011 годах.
2. Максимальный уровень добычи нефти в объеме 1343 тыс.т был достигнут в 1992 при максимальных объемах бурения 231 тыс.м.
3. Безводный период эксплуатации на объекте составляет три года (1987-1989 гг.). Последние три года обводненность продукции скважин составляет ~ 91-93 %.
4. Закачка воды на объекте начата в 1988 году Максимальные объемы закачки воды ~ 3.8 млн.м³ достигались дважды: в 1993 и 2005 годах.
5. В 2011 году объем добычи нефти составил 286.8 тыс.т, добычи жидкости – 4170.4 тыс.т, закачки воды – 4118.5 тыс.м³, текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды – 95.4 %, накопленная – 118.2 %.
6. В эксплуатации находятся восемь залежей нефти. Залежь 5 временно законсервирована. В 2011 году основной объем добычи нефти обеспечивали залежи 1 и 12 (198.9 тыс.т или 69.4%).
7. В 2011 году в эксплуатации на нефть перебывало 126 скважин, средний дебит нефти составил 6.9 т/сут при обводненности продукции – 93.1 %.
8. С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 347 скважин, средняя накопленная добыча нефти на одну скважину составила 36.8 тыс.т при среднем отработанном времени – 10.5 лет.
9. В 2011 году на объекте добыто 286.8 тыс.т нефти, в том числе: из скважин, пробуренных на объект – 139.3 тыс.т (48.6 %), из скважин возвратного фонда – 2.4 тыс.т (0.9 %) из скважин с боковыми стволами – 145.0 тыс.т (50.5 %).
10. Скважины, пробуренные на объект в среднем отобрали по 36.8 тыс.т/скв при среднем отработанном времени 10.8 лет. В 2011 году скважины этого фонда работали со средним дебитом нефти 41 т/сут при обводненности продукции 95.7 %.
11. По состоянию на 01.01.2012 на объекте эксплуатируется 11 горизонтальных скважин. Накопленная добыча нефти на одну горизонтальную скважину составляет 59.9 тыс.т при среднем отработанном времени 3.5 года. Применение горизонтальных скважин на объекте является перспективным и будет продолжено на неразбуренных залежах.
12. Применение скважин с боковыми стволами на объекте начато в 1998 году. Всего в эксплуатации перебывало 29 скважин с боковыми стволами. Накопленная добыча нефти на одну скважину этого фонда составляет 19.1 тыс.т при среднем отработанном времени 3.1 года. В 2011 году скважины с боковыми стволами обеспечили половину добычи нефти объекта (145.05 тыс.т или 50.6 %) и работали со средним дебитом нефти 18.8 т/сут при обводненности продукции 87.2 %. В целом, технология применения скважин с боковыми стволами на объекте является приоритетным методом извлечения запасов нефти.
13. ГРП на объекте проводился в период 1996-1998 и 2000-2008 годов. Всего ГРП проведен в 55 скважинах (16 % перебывавшего в эксплуатации фонда). Накопленная добыча нефти на одну скважину с ГРП составляет 48.2 тыс.т при среднем отработанном времени 12.5 лет.
14. По состоянию на 01.01.2012 в эксплуатации находится восемь залежей нефти, залежь 5 временно законсервирована. Не велась разработка еще на семи залежах нефти (2, 3, 9, 16-19). К этим залежам приурочено 5040 тыс.т нефти или 24.8 % начальных и 66.9 % текущих извлекаемых запасов нефти. Основной объем начальных 12418 тыс.т (или 61.2 %) и 1302.6 тыс.т (или 17.3 %) текущих  извлекаемых запасов нефти объекта приурочен к залежи 1 (основной).
15. В целом по объекту показатели выработки запасов нефти соответствуют геологическому строению и стадии разработки объекта: – накопленная добыча нефти – 12764.5 тыс.т; отбор от НИЗ – 62.9 % при обводненности продукции 93.1 %; – текущий КИН – 0.259 при утвержденном – 0.412; накопленный водонефтяной фактор – 3.2 т/т; степень прокачки – 0.9.

 

3. Технологическая часть

 

3.1. Актуальность проведения РИР

 

Одной из актуальных проблем дальнейшей эффективной разработки истощенных нефтяных залежей (ИНЗ) является повышение их конечной нефтеотдачи. Дальнейшая эксплуатация месторождений с применением заводнения становится нерентабельной. При этом в среднем на данных объектах не менее 50% запасов останутся неизвлеченными.

Многими исследователями изучены и установлены основные причины обводнения скважин:

1. прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым и недонасыщенным прослоям;
2. подтягивание конуса подошвенной воды из водонефтяных зон;
3. прорыв пластовых вод из выше- и нижележащих водоносных горизонтов по заколонному пространству;
4. негерметичность э/колонн в различных водонасыщенных интервалах.

Для решения описанных задач в настоящее время известен наиболее эффективный метод – ремонтно-изоляционные работы.

Данные работы выполняются в соответствии с характером и источником обводнения с привлечением служб капитального ремонта скважин и мероприятиями по увеличению продуктивности скважин.

В результате исследований было разработано несколько методов, эффективно воздействующих на нефтяной пласт и увеличивающих нефтеотдачи ИНЗ. Основой для них послужили цемент, как базис всего процесса и химические реагенты, позволяющие создавать в пластовых условиях нерастворимый осадок, формирующийся в присутствии минерализованной воды и блокирующий выработанные и заводненные интервалы пласта. В результате происходит перераспределение направлений фильтрационных потоков в зоны и интервалы с повышенной нефтенасыщенностью, которые ранее слабо участвовали или не были вовлечены в разработку.

На протяжении многих лет научно-производственными центрами проводятся широкомасштабные работы по испытанию, отработке и внедрению новых технологий в области ведения ремонтно-изоляционных работ. Научные разработки НПЦ успешно используются на месторождениях Восточной и Западной Сибири. В УПНП и ТКРС параллельно активно ведутся работы по совершенствованию технологии проведения ремонтно-изоляционных работ, результаты которой очевидны и будут представлены ниже.

Один из основных принципов НПЦ при проведении опытно-промышленных работ заключается в том, что промысловые работы ведутся, как правило, не в отдельных скважинах, а по участкам месторождений и целым пластам. При этом на выделенных участках подробно изучаются структура и распределение остаточных запасов нефти, динамика основных показателей разработки, уточняется геологическое строение объектов с построением схем сопоставления коллекторов и оценкой коллекторских свойств, обобщается и анализируется опыт выполненных мероприятий, направленных на увеличение полноты извлечения нефти, анализируются режимы эксплуатации скважин, работа подземного оборудования, проводится экономическая оценка рентабельности эксплуатации скважин участка, и только на основе обобщения полученной информации разрабатывается системный комплекс геолого-технических мероприятий для конкретного участка, который затем реализуется на практике.

Такой подход к разработке комплекса ГТМ, учитывающий рассмотрение системы скважин на участках залежи как единой совокупности взаимодействующих элементов, позволяет использовать его как метод управляющего воздействия на процесс разработки, В распоряжении НПЦ имеется достаточно много апробированных технологий воздействия на нагнетательные и добывающие скважины, объединенных в технологические комплексы, каждый из которых имеет свое специальное назначение.

Приведем их краткую характеристику.

1.Технологический комплекс по регулированию внутрипластовых фильтрационных потоков.

Основные задачи, которые решаются с помощью комплекса — продление периода рентабельной эксплуатации элементов залежи на поздней стадии разработки за счет улучшения выработки низкопроницаемых интервалов в неоднородных пластах и повышение нефтеотдачи увеличением охвата пластов заводнением по толщине и простиранию.

2. Технологический комплекс водоизоляционных работ.

Комплекс предназначен для обеспечения активной выработки остаточных запасов нефти на участке дренирования отдельных высокообводненных добывающих скважин и повышения нефтеотдачи в результате продления периода их рентабельной эксплуатации.

Реализация мероприятий данного комплекса в скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.

3. Технологический комплекс изоляционных работ по устранению негерметичностей.

Комплекс предназначен для восстановления герметичности э/колонны и как следствие вновь полное вовлечение в эксплуатацию объектов разработки. Реализация мероприятий данного комплекса в скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции за счет ликвидации негерметичность э/колонны с дальнейшим устранением водопритока.

4. Технологический комплекс работ, связанный со строительством нового ствола скважины.

Комплекс предназначен для ликвидации конусных прорывов к зоне перфорации пластовых вод и невозможности его ликвидации методами тампонирования. Реализация мероприятий данного комплекса в скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции за счет вовлечения в разработку не затронутых пропластков.

В данной дипломной работе будут рассмотрены наиболее известные и передовые технологии по изоляции заколонных циркуляций, обводненности по пласту и негерметичности э/к, применяющихся в настоящее время в УПНП и ТКРС.

3.2. Суть и способы изоляции зон в скважине

 

Сущность ремонтно-изоляционных работ заключается в следующем:

При отключении нижних пластов – создание в стволе скважины непроницаемого моста в пределах толщины пласта, вскрытой перфорацией.

При отключении отдельных интервалов неоднородного пласта и верхних интервалов – в создании в отключаемом интервале пласта непроницаемой оторочки (экрана) по периметру скважины в пределах толщины интервала или пласта, вскрытого перфорацией.

При креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта — в создании в пределах толщины разрушенной зоны пласта прочного проницаемого для углеводородов фильтра, ограничивающего вынос твердых частиц породы из пласта в скважину.

При исправлении некачественного цементного кольца за колонной – в заполнении имеющихся нарушений в цементном кольце изолирующим материалом.

При ликвидации нарушений обсадной колонны – в заполнении имеющихся нарушений в цементном кольце и обсадной колонне или создании прочного тампона за обсадной колонной в интервале ее нарушения.

При наращивании (доподъеме) цементного кольца – в заполнении пространства между стенкой скважины и обсадной колонной в интервале отсутствия цементного кольца.

при устранении конуса обводненности – зарезка бокового ствола без вскрытия ранее обводненной части.

Известен способ заканчивания скважин, включающий закачку между

порциями цемента слоя вязкоупругого состава, который под воздействием гидростатического давления в скважине сжимается, плотно прилегая к стенкам скважины, проникает в поры слоев цементного камня и герметизирует проход флюидов в заколонное пространство.

Известен способ межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку из-под пакера в надпакерную зону в затрубное пространство двух смешивающихся составов, образующих высоковязкую систему, содержащую шлам из присадок к маслам, СЖК, отработанные нефтепродукты 1-2%, хлористый кальций, сульфат и карбонат натрия, и бентонитовую глину. Смесь поднимается в надпакерное пространство и эффективно герметизирует неплотности в цементном камне, и вязкая структура смеси обеспечивает герметизацию межколонного пространства от прохождения газовых флюидов.

Известен тампонирующий состав для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи карбонатной породы, содержащей: масс-% резиновая крошка 1,5-3,5; масло 0,5-10, ПАВ 0,1-5, нефть-остальное. При закачке состава в скважину улучшается капиллярное всасывание его в карбонатную породу и тампонирование пор смесью резины с компонентами, вследствие чего происходит изоляция водонасыщенной части коллектора. Указанная техническая задача решена тем, что в скважину, заполненную однородной по составу и плотности 1,02-1,23 г/cм3 жидкостью, при начальной приемистости не менее 150 м3/сут, производят спуск и посадку установленного на опрессованных НКТ пакера, с хвостовиком, длиною 20 – 50 м, равной половине расстояния от среза хвостовика до перфорации или негерметичности, затем готовят и закачивают в подпакерную зону между буферными слоями тампонажную смесь, содержащую затворенный тампонажный цемент марки G, ПАВ и качественные реологические добавки, с плотностью 1,6-1,9 г/см3 и растекаемостью 20-24 см, после чего продавливают тампонажную смесь технической водой при рабочем давлении 10-32 МПа, выдерживают 24-48 ч, при температуре 40-90С, затем стравливают в системе давление до атмосферного, производят распакеровку и подъём пакера. В результате происходит ускорение процесса при принудительном отверждении путем фильтрации жидкости отверждения сквозь смесь, предотвращая размыв смеси агрессивными пластовыми водами. Данное изобретение установлено экспериментально и используется на практике. Оптимальный объем жидкости под хвостовиком установлен экспериментальным и практическим путем для описываемых характеристик смесей.

Технический результат, полученный при реализации методов изоляции, заключается в следующем:

• начальная приемистость пласта при данном способе достаточна 150-200 м3/сут, по сравнению с требуемой величиной 400 м3/сут, при ранее проводимых работах;
• увеличен спектр выполняемых задач по ликвидации водопритоков за счет увеличения массы доставляемой смеси и конечного давления (32 МПа);
• повышение защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений на 100%;
• широкие реологические показатели тампонажной смеси выбранных составов позволяют доставлять ее в низкопроницаемые обводненные участки пласта в необходимом количестве;
• ограничивается переток из пласта в пласт, водоприток по монолитным пластам при перемычках менее 1 м, уменьшается общее время проведения РИР (24-48 ч), за счет исключения повторного тампонирования;
• использование способа на месторождениях Западной Сибири позволяет увеличить его эффективность с 52% до 87% (условно эффективной считается операция, после которой получен дополнительный рост добычи нефти более 6 т/сут).

Суть методов заключается в том, что были выбраны и отработаны оптимальные и универсальные параметры операций цементирования в сочетании с тиксотропными и реологическими свойствами тампонажных смесей, позволяющие осуществлять изоляцию различных видов водопритоков в скважину.

Как экспериментально было установлено, что для обеспечения текучести смеси во время закачки, её плотность.

 

3.3.  Эффективность изоляционных работ

 

За анализируемый период на месторождении проведено 24 ремонтно-изоляционных мероприятия, в том числе при зарезке боковых стволов — 4, вводе скважин в эксплуатацию — 2.

Для изоляционных работ в основном применялся цементный и полимерный состав.

В добывающих скважинах объекта БС₁₁¹ проведено два мероприятия, в том числе одно при зарезке бокового ствола. Результаты проведения изоляционных работ в добывающих скважинах приведены в таблице 6.5.

Ремонт негерметичности эксплуатационной колонны в скважине №15Гр проведен в августе 2009 года. На момент проведения РИР скважина находилась в бездействующем фонде (2 месяца). После мероприятия дебит скважины по нефти составил 13.4 т/сут, при обводненности продукции 97.6 %. На 01.01.2012 скважина эксплуатируется с дебитом нефти 2.1 т/сут, при обводненности продукции 99.2 %. За счет мероприятия дополнительно добыто 2.24 тыс. т нефти, при среднем приросте дебита нефти 3 т/сут и продолжительности эффекта 743 суток.

В добывающих скважинах объекта ЮС₁ проведено 7 мероприятий, в том числе при зарезке бокового ствола – 1, при вводе скважин – 1.

На эксплуатационном добывающем фонде проведено 5 мероприятий, в том числе ремонт негерметичности эксплуатационной колонны – 4, селективная изоляция – 1. В 2 скважинах совместно с РИР проводились воздействия на ПЗП физико-химическими и перфорационными методами.

На момент проведения мероприятий все скважины находились в бездействующем фонде. После РИР средний дебит скважин по нефти составил 4 т/сут, при средней обводненности продукции 93.3 %. На 01.01.2012 в бездействующем фонде находится две скважины, в одной скважине проведена зарезка бокового ствола. Средний дебит по нефти действующих скважин снизился до 2.7 т/сут, обводненность продукции увеличилась до 97.2 %. За счет проведения 5 ремонтно-изоляционных мероприятий дополнительно добыто 2.69 тыс. т нефти, при удельной эффективности 537.9 т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.3 т/сут, при средней продолжительности эффекта 399 суток.

В добывающих скважинах объекта ЮС₂ проведено 8 мероприятий, в том числе при зарезке боковых стволов – 2, при вводе скважин – 1. В двух скважинах совместно с РИР проводились воздействия на ПЗП физико-химическими и перфорационными методами.

На эксплуатационном добывающем фонде проведено 5 мероприятий, в том числе ремонт негерметичности эксплуатационной колонны – 4, изоляция обводненных интервалов – 1.

Средний дебит скважин по нефти после проведения РИР увеличился в 2.1 раза с 5.1 т/сут до 10.6 т/сут, средняя обводненность снизилась с 85.3 % до 65.7 %. На 01.01.2012 все скважины находятся в работе. Средний дебит по нефти снизился до 2.7 т/сут, обводненность продукции увеличилась до 89.7 %. За счет проведения 5 ремонтно-изоляционных мероприятий дополнительно добыто 4.17 тыс. т нефти, при удельной эффективности 833.3 т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.6 т/сут, при средней продолжительности эффекта 523 суток.

В нагнетательных скважинах проведено 7 мероприятий, в том числе на объекте ЮС₁ – 5, на объекте ЮС₂ – 2. Результаты проведения изоляционных работ в нагнетательных скважинах приведены в таблице 6.6.

На объекте ЮС₁ в 5 скважинах проведен ремонт негерметичности эксплуатационной колонны. В трех скважинах совместно с РИР проводились воздействия на ПЗП физико-химическими и перфорационными методами. На момент проведения мероприятия две скважины находились в бездействующем фонде. Средняя приемистость действующих скважин составляла 84.5 м³/сут. После проведения РИР приемистость возросла до 110.5 м³/сут. На 01.01.2012 одна скважина находится в бездействующем фонде, приемистость действующих скважин снизилась до 96.6 м³/сут. За счет проведения РИР по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыто 421.3 тонн нефти, при удельной эффективности 84.3 т/скв.-опер. и средней продолжительности эффекта 233 суток.

На объекте ЮС₂ в скважине № 246 проведен ремонт негерметичности эксплуатационной колонны (совместно с повторной перфорацией+ОПЗ химическими реагентами), в скважине №644 ремонт негерметичности эксплуатационной колонны и изоляция заколонных перетоков.

Средняя приемистость скважин до проведения мероприятий составляла 81.5 м³/сут, после мероприятий возросла и составила 164.6 м³/сут. На 01.01.2012 в скважине №246 проведена зарезка бокового ствола. Скважина №644 эксплуатируется с приемистостью 232.8 м³/сут. За счет проведения РИР по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыто 304.5 тонн нефти, при текущей удельной эффективности 152.3 т/скв.-опер. и средней продолжительности эффекта 61 сутки.

В целом по месторождению за счет проведения 18 ремонтно-изоляционных мероприятий в период эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин дополнительно добыто 9.83 тыс.т нефти, при удельной эффективности 545.8 т/скв.-опер. С учетом переходящего эффекта от ранее проведенных мероприятий дополнительная добыча составила 19.74 тыс. т нефти, или 0.3 % в общей добыче.

На основе опыта проведения изоляционных работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» установлено, что при необходимости ликвидации заколонных перетоков лучше всего использовать водоизоляционные реагенты на основе гелей, образованных сшитым полимером, обладающим жесткими изолирующими свойствами. Для изоляции водопромытых интервалов пласта более эффективны закачки реагентов, способных в присутствии воды, вступать в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием элементорганических полимеров. Однако в реальных пластовых условиях сложно создать надежный изолирующий экран этими методами, поэтому необходимы дальнейшие исследования по поиску составов на основе технологичных и дешевых реагентов.

Наиболее перспективными методами водоизоляции являются технологии, основанные на применении:полимерных составов;силикатов и алюмосиликатов; кремнийорганических соединений.

При дальнейшей разработке месторождения планируется продолжать применение изоляционных мероприятий.

 

Вывод к 3 главе

 

За анализируемый период на месторождении проведено 24 ремонтно-изоляционных мероприятия, в том числе при зарезке боковых стволов – 4, вводе скважин в эксплуатацию – 2.

В добывающих скважинах объекта БС₁₁¹ проведено два мероприятия, в том числе одно при зарезке бокового ствола. Результаты проведения изоляционных работ в добывающих скважинах приведены в таблице 6.5.

За счет проведения 5 ремонтно-изоляционных мероприятий дополнительно добыто 4.17 тыс. т нефти, при удельной эффективности 833.3 т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.6 т/сут, при средней продолжительности эффекта 523 суток

В целом по месторождению за счет проведения 18 ремонтно-изоляционных мероприятий в период эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин дополнительно добыто 9.83 тыс.т нефти, при удельной эффективности 545.8 т/скв.-опер.

На 01.01.2012 одна скважина находится в бездействующем фонде, приемистость действующих скважин снизилась до 96.6 м³/сут. За счет проведения РИР по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыто 421.3 тонн нефти, при удельной эффективности 84.3 т/скв.-опер. и средней продолжительности эффекта 233 суток.

 

4.  Расчет РИР для скважины 129

 

Вывод: в ходе данной практической работы был произведен расчет основных параметров процесса ремонтно-изоляционных работ, а именно

1. Объем изолирующего материала – 0,34 ;
2. Гидростатическое давление – 25,14 МПа и потери давления на трения – 0,77 МПа;
3. Продолжительность закачки жидкости – 39 минут и обратной промывки – 73 минут.
4. Дополнительная добыча нефти после проведения РИР – 2254 м³

 

5. Экономический эффект

5.1. Расчет экономического эффекта

 

Повышение эффективности производства капитального ремонта скважин выражается в росте производительности труда, в результате чего увеличивается объём выполняемых работ, уменьшением времени на ремонт, снижается стоимость ремонтов, повышается эффективность производства ремонтных работ.

Общим критерием эффективности выступает проведение ремонта скважины при обеспечении качества ремонта с минимумом трудовых и материальных затрат и денежных средств.

Повышение качества ремонта способствует увеличению межремонтного периода работы скважин (МРП). Под МРП подразумевается время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Таким образом, основными факторами повышения экономической эффективности организации ремонта скважины, кроме технологических являются, улучшение нормирования затрат и оплаты труда, совершенствование организации ремонта нефтяных скважин.

Экономический эффект от проведения мероприятий по улучшению работ скважин определяют путем сравнений показателей до и после проведения мероприятий.

Экономический эффект от проведения РИР в скважине №129 заключается в том, что увеличился межремонтный период и снизилась себестоимость нефти.

 

5.2.  Технико-экономические показатели проекта

 

Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами увеличения стоимости активов по сравнению со стоимостью нефтяных

Оценка инвестиционных показателей предполагает использования системы ТЭП. Экономическое содержание каждого показателя неодинаково. Аналитик получает информацию, а различных сторонах инвестиционного проекта только по совокупности расчета экономических показателей. Инвестиционное решение принимают по следующим показателям:

1) Период окупаемости показателя представляет собой ожидаемое число лет необходимой для полного возмещения инвестиционных затрат.

Вывод

По приведенной таблице наблюдается прирост чистой прибыли равный 228692,5 руб. Также наблюдается снижение себестоимости на добычу 1 т нефти —  руб, увеличение межремонтного периода. Дебит нефти остается такой же, но снизилась обводненность.

Следовательно, проведение ремонтно-изоляционных работ на скважине №129 целесообразно.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Сделан обзор геологического строения и нефтенасыщенности продуктивных пластов, а также конкретизированы и рассмотрены пласты Русскинского месторождения.

В процессе работы была решена поставленная задача: изучено геологическое строение месторождения, рассмотрено текущее состояние разработки этого объекта, подробно представлены используемые в настоящее время технологии изоляции водопритока в скважины, проведен анализ применяемых технологий на Русскинском месторождении, а также проработаны вопросы истории разработки месторождения. Проведенная работа подтверждает, что существующие в настоящее время методы ограничения водопритока в

Таким образом, в результате выполнения данной выпускной квалификационной работы были сформулированы следующие выводы:

• Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты Мансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области..
• Основная часть запасов УВ ограничена юрскими отложениями, ачимовской толщи, сортымской и усть-балыкской свит, в которых выделено 12 подсчётных объектов.
• Открытая пористость коллекторов, исследованная на 462 образцах керна, изменяется в пределах 13,5-26,0 %, средняя 17,3 %. Проницаемость изучена меньшим числом образцов — 355. Диапазон изменения Кпр широк: от 0,7 до 1995,9*10^-3мкм², но среднее его значение невысокое и составляет 54,6*10^-3мкм²
• Выявлены залежи нефти промышленного значения в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюганской (пласт ЮС1) и в ачимовской пачке. Все эти отложения составляли один этаж разведки
• Нефть пласта ЮС1 наиболее лёгкая, её молярная масса 120 г/моль, молярная доля метана составляет 27,2 %, суммарное содержание углеводородов (УВ) С₂Н₅–С₅Н₁₂ – 22,6 %. Для нефтей всех продуктивных пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
• Свойства нефти ачимовских залежей (пласты БС19-20), как уже было отмечено, изучены только по поверхностным пробам из 6 скважин. Согласно полученным данным плотность нефти колеблется в диапазоне 864-900 кг/м³ (среднее значение 885 кг/м³), вязкость — от 20,1 до 78,8 мПа*с (среднее значение 42,1 мПа*с). В нефти содержится 5,7 % смол, 2,9 % парафина, 1,6 % серы. Выход светлых фракций до 300 ^оС – 32 %.
• Дополнительная добыча – 2254 м³
• Продолжительность – 743 сут
• Средний дебит прироста нефти — 3т/cут
• Срок окупаемости проекта – 0,57;
• Экономический эффект — 228692,5 руб
• ЧТСД — 245695,6 руб
• ВТСД, 24,4%

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин [Текст] : учебное пособие / Г.П. Зозуля [и др.]; под ред. Г.П. Зозули. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2012. – 372 с.
2. Теория и практика ремонтно– изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [Текст] : учебное пособие / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров – Тюмень. : ТюмГНГУ, 2010. – 344 с.
3. Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири [Текст]. – М.: ИРЦ Газпром, 2010. – 212 с.
4. Кустышев А. В., Протасов В. Я., Чижова Т. И. Оборудование и инструмент для эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири. – Тюмень: Изд– во «Вектор Бук», 2011. – 312 с.
5. Гейхман М. Г., Зозуля Г. П., Кустышев А. В., Дмитрук В. В., Чабаев Л. У. Теория и практика капитального ремонта скважин в условиях пониженных пластовых давлений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – 208 с.

---

1  2