7. Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов

7.1 Анализ эффективности применяемых методов

Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования.Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта, при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС.Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины.

Ежегодно на месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий (ГТМ) для регулирования разработки. За период с 01.01.2008 г. по 01.01.2013 г. на месторождении было проведено 1107 мероприятий на добывающем фонде и494 мероприятия на нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ (без учета переходящего эффекта от ГТМ прошлых лет) составила 614,3 тыс. т или 17,7 % от суммарной добычи за последние пять лет. Кроме того, за счет переходящего эффекта от ГТМ, проведенных в анализируемый период, дополнительная добыча составила 1199,7 тыс. т нефти. Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рисунках 7.1 и 7.2.

Рисунок 7.1 – Динамика добычи нефти и количества ГТМ в целом по месторождению

Рисунок 7.2 – Структура добычи нефти

Из графиков видно, что при падающей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) в 2009-2011 годах позволяет стабилизировать годовую добычу, обеспечивая выполнение показателей разработки. В 2012 году дополнительно добытая нефть уже не способствует поддержанию общей добычи, а фактическая добыча ниже проектной.

В таблице 7.1 приведены сведения по основным видам ГТМ и дополнительной добыче нефти на добывающем фонде за период 2008-2012 г. г., а в таблице 7.2 приведены виды и эффективности ГТМ с разбивкой по объектам разработки.

Таблица 7.1 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде в целом по месторождению

Таблица 7.2 – Виды и показатели эффективности ГТМ

Продолжение таблицы 7.2

Продолжение таблицы 7.2

Среди применяемых технологий отмечены: гидравлический разрыв пласта (ГРП), технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), перфорационные работы, ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению водопритока и изоляции нарушений эксплуатационной колонны, оптимизация глубиннонасосного оборудования (ГНО), ввод скважин из бездействия и других категорий, перевод скважин на другие объекты, ввод боковых стволов и мероприятия по внедрению оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Максимальная дополнительная добыча была получена за счет ГТМ 2011 года (169,7 тыс. т нефти, что составляет 24,5 % от годовой добычи). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча в 2012 году составила более 330 тыс. т или 49,8 % от годовой добычи. Это объясняется максимальным количеством ГТМ, проведенных в 2011 году (301 мероприятие, 27,2 % от общего количества ГТМ за анализируемый период). По количеству мероприятий лидерами являются мероприятия, связанные с перфорационными работами, и мероприятия по обработке призабойной зоны. Максимальное количество дополнительной нефти получено за счет перфорационных работ (33,8 % от общего количества дополнительно добытой нефти) и мероприятий по оптимизации работы глубиннонасосного оборудования (23,3 %).Дополнительная добыча нефти при оптимизации ГНО связана с форсированным отбором жидкостии, как правило, с увеличением обводненности добываемой продукции.

На рисунке 7.3 представлено распределение основных показателей эффективности по группам ГТМ в целом по месторождению.

Рисунок 7.3 – Основные показатели эффективности по группам ГТМ

Как видно из рисунка, максимальная удельная эффективность была получена от мероприятий по вводу боковых стволов, минимальная – от ввода скважин из продолжительного простоя (из бездействия и других категорий). С высокой удельной эффективностью проведены также мероприятия по интенсификации добычи нефти,по гидроразрыву пласта.

Анализ показывает, что большинство геолого-технических мероприятий сопровождаются приростом дебита воды. Суммарная дополнительная добыча воды в год проведения ГТМ составила 3208,2 тыс. т, т.е. на каждую дополнительно добытую тонну нефти добыто дополнительно 5,2 т воды. Максимальное количество дополнительной воды добыто в 2011 и 2012 годах, и связано это с такими видами ГТМ, как перфорационные работы и оптимизация ГНО. Дополнительная добыча попутной воды приводит к дополнительным затратам по ее добыче, внутрипромысловой транспортировке, подготовке и в дальнейшем – ее утилизации. И не всегда такие затраты бывают оправданными, поэтому стоит более тщательно подбирать скважины-кандидаты для проведения ГТМ, а также строго соблюдать технологию проведения мероприятий.Стоит отметить, что технологический эффект от мероприятия зависит преимущественно от местоположения и состояния скважины, состояния ПЗП и зоны дренирования скважины на момент проведения ГТМ, а в большей степени – от соблюдения технологии проведения и качества выполнения ремонта. Для качественного подбора скважин, снижения рисков обводнения в результате ГТМ или проведения мероприятий, не достигающих ожидаемого эффекта, следует проводить до ГТМ гидродинамические исследования скважин: определение дифференциального профиля притока в скважину, фильтрационных характеристик призабойной зоны методом КВУ и ГИС с целью определения целостности эксплуатационной колонны и заколонного камня.

Большая часть фонда скважин пробурена на башкирский объект, наиболее крупный и освоенный объект месторождения.Показатели добычи и закачки этих скважин определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения. На геолого-технические мероприятия, проведенные на скважинах башкирского объекта, приходится 70,6 % от общего количества дополнительной нефти. На рисунке 7.4 приведено распределение дополнительно добытой нефти по объектам разработки.

Рисунок 7.4 – Распределение дополнительно добытой нефти по объектам

Далее эффективность ГТМ будет рассмотрена по объектам разработки и категориям фонда скважин.