У даній статті розглядається ефективність застосовуваних технологій підвищення нафтовіддачі пластів на нафтовому родовищі Каламкас

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Гусманова А.Г., Байдільдаев К.С., Темір І.О.


ANALYSIS OF REALIZATION OF TECHNOLOGY REDISTRIBUTION OF LAUTER STREAMS ON DEPOSIT

In this article the efficiency of the applied technologies of increase of oil recovery of layers on an oil field Kalamkas is considered


Область наук:

  • Енергетика і раціональне природокористування

  • Рік видавництва: 2018


    Журнал

    Norwegian Journal of Development of the International Science


    Наукова стаття на тему 'АНАЛІЗ ЕФЕКТИВНОСТІ геолого-ТЕХНІЧНИХ ЗАХОДІВ НА РОДОВИЩІ'

    Текст наукової роботи на тему «АНАЛІЗ ЕФЕКТИВНОСТІ геолого-ТЕХНІЧНИХ ЗАХОДІВ НА РОДОВИЩІ»

    ?EARTH SCIENCES

    ANALYSIS OF REALIZATION OF TECHNOLOGY REDISTRIBUTION OF LAUTER STREAMS ON

    DEPOSIT

    A. Gusmanova

    c.e.s., associate professor, professor of department is "Oil and gas business and geology", CGUTE the

    name of Sh. ESENOV A. Zholbasarova undergraduate, CGUTE the name of Sh. ESENOV

    D. Tanatar

    undergraduate, CGUTE the name of Sh. ESENOV

    АНАЛІЗ ЕФЕКТИВНОСТІ геолого-ТЕХНІЧНИХ ЗАХОДІВ НА

    РОДОВИЩІ

    Гусманова А.Г.

    К.т.н., доцент, професор кафедри «Нафтогазова справа і геологія», КГУТІ ім. Ш. Есенова

    Байдільдаев К.С. Магістрант, КГУТІ ім. Ш. Есенова

    темiр І.О.

    Магістрант, КГУТІ ім. Ш. Есенова

    Abstract

    In this article the efficiency of the applied technologies of increase of oil recovery of layers on an oil field Kalamkas is considered. анотація

    У даній статті розглядається ефективність застосовуваних технологій підвищення нафтовіддачі пластів на нафтовому родовищі Каламкас.

    Keyword: production, stocks, field, oil, well, oil recovery, geological and technical actions Ключові слова: видобуток, запаси, родовище, нафта, свердловина, нефтеотдача, геолого-технічні заходи

    На сьогоднішній день видобуток казахстанської нафти здійснюється на старих родовищах, що вступили в пізню стадію розробки і родовищ з важковидобувними запасами. Стрімко триває зниження коефіцієнта нафтовіддачі з 58% до 25-30%, що пояснюється прогресуючим погіршенням геолого-технологічної структури продуктивного пласта.

    Геолого-технічні заходи (ГТМ) відрізняються від інших заходів, що проводяться на видобувних і нагнітальних свердловинах тим, що в результаті проведення цих заходів організація, отримують приріст видобутку нафти, тобто технологічний ефект. Які саме заходи відносити до ГТМ, а які - до решти ремонтам кожна нафтовидобувна підприємства визначає самостійно.

    Технологічний ефект не завжди дає економічного ефекту. Зв'язки з цим повинні бути розглянуті всілякі варіанти розробки родовища, що враховують техніко-технологічні, геолого-фізичні характеристики родовища.

    Ефективна розробка родовищ, що характеризується досягненням проектного рівня коефіцієнта вилучення нафти, є неможливим без проведення геолого-технічних заходів, що призводить до збільшення коефіцієнта поточної нафтовіддачі і скорочення термінів розробки родовищ, відповідно скорочення витрат на розробку родовища. В

    зв'язку з цим вибір застосовуваних геолого-технічних заходів в першу чергу залежить від особливостей геологічної будови покладів. Основними параметрами, що впливають на кінцеву нефтеотдачу, є геолого-фізичні характеристики родовища і характеристики застосовуваних геолого-технічних заходів.

    Щорічно на кожному нафтовому родовищі здійснюються сотні геолого-технічних заходів. Геолого-технічні заходи (ГТМ) - це роботи, що проводяться на свердловинах з метою регулювання розробки родовищ і підтримки цільових рівнів видобутку нафти. За допомогою геолого-технічних заходів нафтовидобувні підприємства забезпечують виконання проектних показників розробки родовищ.

    В даний час в АТ «Мангістаумунай-газ» прийнята методика підбору свердловин за критеріями застосовності, заснована на використанні статистичного аналізу ефективності раніше проведених ГТМ.

    Суть її полягає в підборі свердловин, яка здійснюється на основі статистичного аналізу ефективності раніше проведених ГТМ.

    Стосовно до методів впливу на нафтові пласти слід виділяти два поняття: планування та проектування ГТМ.

    Запропоновано підхід, який полягає в комплексуванні ГТМ на ділянках з високою

    щільністю залишкових запасів нафти. Для реалізації зазначеного підходу пропонується складати проекти проведення ГТМ (мініпроекти), реалізація яких дозволить підвищити ефективність застосування ГТМ на пізній стадії розробки і залучити до активної розробку недреніруемие заводнением застійні зони пласта.

    Для прикладу представлені проектні ГТМ по ділянці №4 пласта Ю! родовища Каламкас (рисунок 1).

    Як випливає з представлених даних, по ділянці рекомендовано провести 7 заходів щодо перерозподілу фільтраційних потоків для зниження обводнення і більш повного охоплення нефтенасищенной частини пласта, а також проведення ремонто-ізоляційних робіт по найбільш обводнених свердловинах і одна свердловина для проведення ОПЗ. Ефективність планованих заходів багато в чому залежить від технічного стану експлуатаційних колон свердловин.

    Малюнок 1. Проектні ГТМ по ділянці №4 пласта Ю-1 родовища Каламкас

    Слід зазначити, що методів впливу на поклад з метою збільшення її продуктивності та підвищення нафтовіддачі досить багато. При цьому одні методи спрямовані на інтенсифікацію (стимуляцію) роботи свердловин (збільшення дебіту видобувних і прийомистості нагнітальних свердловин), інші - тільки на підвищення нафтовіддачі, треті - як на інтенсифікацію роботи свердловин, так і на підвищення нафтовіддачі пластів.

    Вибір проведення ГТМ залежить від будови продуктивного пласта, складу створюваних його порід та інших пластових умов, а також від причин зниження продуктивності.

    За період 2011-2012р. (За станом на 01.09.12г) на родовищі проводилися наступні геолого-технічні заходи:

    • гідравлічний розрив пласта (ГРП);

    • соляно-кислотні обробки (СКО);

    • перфораційно-вибухові роботи (ПВР);

    • зарезка бокових стволів (ЗБС);

    • технологія перерозподілу фільтраційних потоків (ПФП).

    Обсяги та результати проведення ГТМ за період 2011-2012рр. наведені в таблиці 1.

    Таблиця 1

    Обсяги та результати проведення ГТМ за період 2011-2012рр. (За станом на 01.09.2012г)

    № п / п Технології Кількість свердловин Додатковий видобуток нафти на свердловину, т / добу Накопичена видобуток нафти, т Успішність,%

    всього з ефектом

    1 Гідравлічний розрив пласта (ГРП) 16 16 5,4 12 634 58

    2 СКО (нагнітальні свердловини) 7 6 Приемистость (до) = 101,8м3 / сут Приемистость (після) = 135,2м3 / сут 25

    3 ПВР (видобувні свердловини) 117 * 82 2,8 47 730 44

    4 ПВР (нагнітальні свердловини) 11 8 Приемистость (до) = 162м3 / сут Приемистость (після) = 182 м3 / сут 11

    5 зарезку бокових стволів (ЗБС) 26 26 20 211 770 89

    6 Перерозподіл фільтраційних потоків (ПФП) 92 47 1,6 45 458 25

    * - кількість свердловин (від загального обсягу проведених скважино-операцій), за якими проведено аналіз їх ефективності

    Обсяг робіт за видами застосовуваних технологій склав 274 свердловин-операції, в тому числі: ГРП - 16 свердловин-операцій, СКО - 7 свердловин-операцій, ЗБС - 26 свердловин-операцій, ПВР - 133 свердловин-операції, ПФП - 92 свердловин-операції.

    Ефективність технологій, які застосовувались на родовищі за період 2011-2012рр. (За станом на 01.09.2012г) представлена ​​на малюнках 2, 3.

    Максимальна додатковий видобуток нафти по видобувним свердловин отримана від робіт по ЗБС - 20 т / добу. Від проведення ГРП додатковий видобуток нафти на свердловину склала 5,4 т / добу, від ПВР - 2,8 т / добу.

    Малюнок 2. Аналіз ефективності ГТМ, проведених в видобувних свердловинах

    Малюнок 3. Аналіз ефективності ГТМ, Технологія застосування потокоотклоняющіх технологій спрямована на підвищення поточного і кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі за рахунок збільшення охоплення пласта заводнением.

    Ця технологія передбачає використання полімерних гелієвих складів, здатних проникнути вглиб пласта і створювати в пластах по-токоотклоняющіе екрани з заданими факторами початкового і кінцевого опорів. За рахунок цього, відбувається перерозподіл фільтраційних потоків оброблюваної ділянки поклади, стримується прорив води по промитим зонам з нагнітальної в видобувні свердловини і підключаються в розробку важкодобувані запаси з зон із зниженою проникністю.

    Полімерний розчин переважно надходить в високопроніцаемие шари, і за рахунок двох ефектів - підвищення в'язкості розчину і зниження провідності середовища - відбувається істотне зменшення динамічної неоднорідності

    оведенних в нагнітальних свердловинах потоків рідини і як наслідок - підвищення охоплення пластів заводнением.

    У 2011-01.09.2012гг. на родовищі Ка-ламкас за даною технологією було оброблено 92 нагнітальні свердловини.

    Ефективність технології ПФП визначалася зі зміни технологічних параметрів роботи нагнітальних і реагують видобувних свердловин до і після проведення робіт.

    Результати проведеного аналізу представлені в таблиці 2. Аналіз ефективності застосування технології ПФП проведено по горизонтах. Аналізом охоплено 568 реагують видобувних свердловин: з них з ефектом -257, без ефекту -311.

    Як випливає з даних, представлених в таблиці, з 568 реагують свердловин тільки по 257 відзначено збільшення дебіту нафти і зниження обводнення продукції, що видобувається.

    Додатковий видобуток нафти по свердловинах з позитивним ефектом склала в середньому 1,8 т / добу, обводненість знизилася на 3%, успішність проведення робіт - 25%. В цілому за рахунок застосування ПФП отримано 45,458тис. тонн додаткового видобутку нафти.

    Для прикладу, на малюнках 4 і 5 представлено зміна технологічних параметрів роботи свердловин по горизонтах до і після проведення ПФП.

    Малюнок 4. Зміна технологічних параметрів роботи свердловин по горизонтах до і після ПФП

    Малюнок 5. Зміна технологічних параметрів роботи свердловин по горизонтах до і після ПФП

    Як випливає з представлених даних, в результаті проведення ПФП спостерігається зниження обводнення на3%, збільшення дебіту на 1,6 т / добу успішність проведення робіт - 25%.

    Технологія перерозподілу фільтраційних потоків і обмеження приемистости (ПФП) в 2011 році проведена в 60 нагнітальних свердловинах родовища Каламкас. Ефект застосування технології ПФП оцінюється за даними геофізичних досліджень, виконаних до і після проведення технологічних робіт по обмеженню приемистости.

    Відомості про роботу свердловин до проведення ПФП є по всьому 60 свердловинах, в яких проведена дана технологія. У більшості свердловин геофізичні дослідження виконані за 1 -3 місяці до проведення технологічних робіт, по

    деяким свердловинах ГІС виконані за 4 - 8 місяців до проведення ПФП. В свердловині 4060 і 5198 геофізичні дослідження виконані за 1,5 року і більше до проведення технології ПФП, а в свердловині 904 з моменту останніх ГІС пройшло більше 2 років. Після проведення технологічних робіт і виходу свердловини на стабільний режим роботи дослідження ГІС-контроль виконані в 41 свердловині, комплекси геофізичних досліджень виконані після закінчення 1 - 2 місяців після проведення ПФП.

    У 2012 році технологія перерозподілу фільтраційних потоків і обмеження приемистости (ПФП) проведена в 32 нагнітальних свердловинах родовища Каламкас. Ефект застосування технології ПФП оцінюється вимірами приемистости на гирлі свердловини і за даними

    геофізичних досліджень, виконаних до і після проведення технологічних робіт.

    Економічна ефективність за видами ГТМ визначалася за співвідношенням доходів і витрат, які необхідні при проведенні геолого-технічних заходів.

    При розрахунку величини експлуатаційних витрат упор зроблений на умовно-змінні витрати, які будуть змінюватися зі зміною обсягів видобутку нафти. Умовно-постійні витрати, які не залежать від обсягів видобутку нафти в розрахунку експлуатаційних витрат не беруть участь. Поряд з цим були визначені всі податки, пов'язані з видобутком і реалізацією нафти, що включаються в собівартість продукції.

    Таблиця 3

    Результати проведення ПФП на родовищі Каламкас_

    показники ПФП

    2011 2012

    Кількість проведених ГТМ - всього 60 32

    Кількість проведених ГТМ з ефектом 158 99

    Додатковий видобуток нафти, т / добу. 1,9 1,3

    Тривалість ефекту, сут. 108 103

    Загальний обсяг додаткового видобутку нафти, тис. Тонн 32,4 13,3

    Вартість ГТМ, тис. Тенге 865,3 5 014,5

    Вартість ГТМ, тис. $ 5,9 33,9

    Ціна продажу нафти на внутрішній ринок, $ / т 254,1 384,8

    Ціна продажу нафти на зовнішній ринок, $ / т 522,7 667,9

    Частка продажу на зовнішній ринок,% 85,0% 85,0%

    Витрати залежать від обсягу видобутку нафти, тис. $ 2 668,6 1 091,1

    Мито, тис. $ 1 296,9 530,2

    Податок на видобуток корисних копалин, тис. $ 2 253,5 1 186,3

    Рентний податок на експорт нафти, тис. $ 3 025,1 1 580,4

    Витрати на проведення ГТМ, тис. $ 351,0 1 084,8

    Всього витрат на додатковий обсяг видобутку нафти 9 595,1 5 472,9

    Додатковий дохід від продажу додаткового обсягу видобутої нафти, тис. $ 15 641,1 6 395,1

    Ефективність проведення ГТМ (додаткова операційний прибуток), тис. $ 6 046,0 922,2

    Ефективність проведення ГТМ (додаткова операційний прибуток), тис. Тенге 894 321 138 760

    Ефект від проведення 1го ГТМ, тис. $ / 1 ГТМ 38,3 9,3

    Ефект від проведення 1го ГТМ, тис.тенге / 1 ГТМ 5 660,3 1 401,6

    У 2011 році з навколишніх 368 видобувних свердловин, позитивний ефект отримано по 158 свердловинах. Додатковий обсяг видобутку нафти склав 32,4 тис. Тонн. Ефективність ПФП - 38,3 тис. $.

    У 2012 році з 200 реагують видобувних свердловин ефект був отриманий в 99 свердловинах. Додатково видобуто 10,3 тис. Тонн нафти, додатковий прибуток склала 922,2 тис. $.

    Ефективність проведення склала 9,3 тис. $.

    Результати проведення ПФП наведені в таблиці 3.

    Отже, всі види проведених заходів, економічний ефект і рекомендуються до даль-крім ГРП (в 2012 році), мають позитивний Нейш використанню.


    Ключові слова: PRODUCTION /STOCKS /FIELD /OIL /WELL /OIL RECOVERY /GEOLOGICAL AND TECHNICAL

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити