USD 73.2351

+0.08

EUR 85.956

+0.03

BRENT 45.09

-0.21

AИ-92 43.34

-0.01

AИ-95 47.57

-0.03

AИ-98 53

+0.01

ДТ 47.93

+0.01

6 мин
34
0

Поздняя стадия, как показатель эффективности разработки нефтяных месторождений

Вступление большинства крупных и средних по запасам  месторождений России в позднюю стадию разработки позволяют произвести оценку эффективности их эксплуатации, состояния охвата выработкой пластов и залежей, уточнить структуру остаточных запасов, наметить  мероприятия по вовлечению их в активную разработку с целью достижения запланированной нефтеотдачи. Одной из основных составляющих решения  данной проблемы является доизвлечение остаточной нефти из заводненных, не полностью выработанных коллекторов, включая водонефтяные зоны.

Другими важнейшими проблемами, возникающими на этом этапе разработки месторождений, являются вопросы экономического и экологического характера.

Продление рентабельного срока эксплуатации и снижении экологической нагрузки на природную среду в поздний период разработки месторождений выходят на передний план. Лишь комплексное решение этих вопросов способствуют достижению поставленных целей.

Только радикальный, инновационный подход, направленный на коренное изменение технологии разработки, создает предпосылки для достижения запланированного коэффициента нефтеизвлечения со снижением эксплуатационных расходов и негативного воздействия на природную среду.

В качестве примера можно привести опыт ОАО «Татнефть», где в 1986 году сделан кардиальный переход от экстенсивного к интенсивному методу разработки месторождений. Этот переход опирался на положения технологии оптимальной выработки нефтяного пласта (ОВНП). Данная технология создавалась на базе многолетних исследований (около 30 лет), проводимых коллективом ученых и специалистов Казанского университета под руководством профессора Н.Н. Непримерова. В основе технологии ОВНП лежат выявленные закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта от величины пластового давления, прилагаемой депрессии и репрессии, химического состава закачиваемых вод, температурных изменений, а также качественно нового информационного обеспечения.

Технология базируется на новой модели фильтрации и новом математическом аппарате: на смену механической модели сплошной среды пришла физическая модель дискретной среды и аппарат в виде метода молекулярной динамики. Она учитывает релаксационный характер фильтрации аномальных жидкостей с конечной скоростью распространения возмущения в пласте.

Экспериментально открыто и теоретически обосновано новое явление критической фильтрации в добывающих скважинах и сверхкритической – в нагнетательных. Основными постулатами технологии ОВНП являются:

  • Разработка месторождений должна осуществляться при пластовом давлении равном начальному. Отклонение давления в любую сторону приводит к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).

  • Депрессия на пласт не должна превышать критических значений. В обводненных скважинах это приводит к резкому увеличению обводненности из-за разной скорости распространения возмущения по нефтенасыщенной и заводнённой части пласта.

  • Репрессия на пласт выше критической допустима, но должна быть обоснована по гидродинамическим и экономическим критериям.

  • Качественно более совершенное информационное обеспечение, основанное на постоянном мониторинге межскважинных интервалов с помощью фильтрационных волн давлений (ФВД), определяющих изменение комплексных параметров выработки пластов: гидро - и пьезопроводности в чистом виде (в отличие от импульсных методов исследований КВУ и КВД).

По вопросу о темпах отбора жидкости существует несколько точек зрения. Одни исследователи ратуют за форсированный отбор и высокие темпы, другие – за более умеренные и низкие темпы отбора жидкости.

Анализ эксплуатации 20-ти длительно разрабатываемых площадей супергигантского Ромашкинского месторождения позволяют сделать следующие выводы.


Рис.1.

Темпы отбора жидкости к концу основного периода разработки колебались в пределах от 4,5%(Сармановская) до 16,5%(Восточно-Лениногорская). При этом коэффициент нефтеотдачи к концу 3 стадии разработки составляет от 65% до 80% от НИЗ и не зависит от темпа отбора жидкости (рис.1). Обводненность же продукции и накопленный водонефтяной фактор (ВНФ) имеют тесную корреляционную связь (рис 2. и рис.3). При увеличении темпа отбора по отдельным площадям с 4,5% до 16,5% к завершению основного периода разработки обводненность возрастает с 65% до 90%, а ВНФ – с 0,5 до 1,2-1,7 т.е. в 3 раза.


Рис.2.


Рис.3.

Аналогичные результаты получены и по блокам разработки девонских объектов НГДУ «Альметьевнефть». До 1985 года наблюдалось неуклонное наращивание объемов добываемой жидкости и закачки воды при ежегодном росте обводнености на 2-3% и темпах падения добычи нефти на 10-12 % в год. Соотношение нагнетательных к добываемым скважинам составляло 1:4,6, обводненость продукции достигла 85,2% при отборе 78% от НИЗ, давление нагнетания в системе ППД составляло 16,5МПа, забойное давление в зоне отбора находилось на уровне ниже давления насыщения (7,0МПа). Изношенная система водоводов ППД выполненная в не антикоррозийном исполнении, при эксплуатации на высоких давлениях нагнетания приносила многочисленные порывы и разливы агрессивных попутных вод, что приводило к засолонению родников и поверхностных водоисточников. Аналогичная ситуация сложилась и в других нефтегазодобывающих предприятиях объединения «Татнефть».

Практическая реализация постулатов ОВНП в ОАО «Татнефть» началась в 1986 году, когда большинство объектов разработки вступило в позднюю стадию разработки.

При снижении отбора жидкости и закачки воды более, чем в 2 раза и сохранением обводненности на уровне 83% по девонским объектам Ромашкинского месторождения достигнута стабилизация добычи нефти и даже её рост, ежегодное потребление электроэнергии сократилось с 7 млрд.кВт*ч до 3 млрд.кВт*ч. Еще более значимые результаты получены по НГДУ «Альметьевнефть», где объем отбора жидкости и закачки сократился в 3 раза, обводненность снизилась с 85,2% до 77,8%.


Рис.4.

Соотношение нагнетательных и добывающих скважин уменьшилось в 3 раза до 1:1,5, за счет чего давление на устье нагнетательных скважин упало с 16,5 до 12,0 МПа. В добывающем фонде скважин депрессия на пласт снижена на 2,5МПа. Таким образом общее снижение перепада давления между зонами закачки и отбора составило 7МПа. При сокращении добывающего и увеличении нагнетательного фонда благодаря выравнивания пластового давления и приближения его к начальному, вовлечению в активную разработку слабо дренирующих запасов достигнут рост добычи нефти с 3,8 млн.т. в 1996 году до 4,2млн.т. в 2012году.

Динамика технологических показателей объектов разработки НГДУ «Альметьевнефть» приведены на (рис.4).

Существенное снижается, также энергоемкость процесса нефтедобычи: годовое потребление электроэнергии упало с 1,02 до 0,4млрдКВт*ч, удельный расход на добычу 1 тонны нефти сокращен в 1,4 раза, а на закачку в 2 раза при ежегодном росте этих показателей на 5-10% до внедрения энергосберегающей технологии разработки ОВНП (рис.5).


Рис.5.

Прогнозный водонефтяной фактор по объектам разработки НГДУ «Альметьевнефть» ожидается на уровне 2 против 4 по традиционной технологии, кроме этого удалось обеспечить прирост 35млн.т. извлекаемых запасов за счет увеличения КИН и существенно улучшить состояние родников и поверхностных водоисточников.

По данным В.Н. Щелкачева ожидаемый ВНФ по большинству месторождений Западной Сибири составит не менее 7-9 единиц. Закачка огромных масс поверхностной холодной воды значительно нарушает начальный тепловой ражим продуктивных пластов. Снижение пластовой температуры наряду с отклонениями пластового давления от начального, применение высоконапорных насосов в добыче и системе ППД, обеспечивающих не оптимальное давление на забоях скважин, существенно сказывается на уменьшении прогнозного КИН. Если в 1970 году по ХМАО КИН прогнозировался на уровне 0,36, то в 2010 году – лишь 0,27. При отборе 53,8% от НИЗ обводненность продукции достигла 86,8%, что ставит под сомнение достижение проектной нефтеотдачи.

Благополучие любой нефтяной компании определяется отношением к «старым», зрелым месторождениям, вступившим в позднюю стадию разработки. Именно они будут определять будущую величину нефтеотдачи, объемы операционных затрат, рациональное использование созданной инфраструктуры , занятость населения. Изменение стратегии разработки месторождений на поздней стадии позволяет решить задачу продления рентабельного срока эксплуатации, а также существенно снизить нагрузку на окружающую природную среду.

 

Литература: 

  1. Непримеров Н.Н., Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов -Казань: издательство КГУ; 1978; С. 215.

  2. Непримеров Н.Н., Десятитомное собрание научных и литературных трудов-Казань: Центр инновационных технологий; 2004; -том 4,5.

  3. Панарин А.Т., Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на базе энергосберегающей технологий. Нефтяное хозяйство. 1992; №2; С.8-9.

  4. Панарин А.Т., Роль новых технологий в повышение эффективности разработки месторождений. Георесурсы. 2010; №4(36); С.33-34.



Статья «Поздняя стадия, как показатель эффективности разработки нефтяных месторождений» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№11-12, Ноябрь 2013)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus