Применение скважин с горизонтальными стволами для повышения эффективности разработки на примере Восточно-Макаровской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Елховнефть"

15693

БС-301

0,8

23.06.2012

17761

БГС-304

176

24.07.2012

17765

БС-301

48

29.09.2003

20176

БС-301

1,9

28.12.2019

20224

БГС-304

169

21.05.2010

3187

БС-301

70

07.04.2015

3451

БГС-304

23

16.01.2002

9517

БГС-304

194

15.02.2000

9526

БС-301

72

06.06.1999

9613

БГС-304

591

30.11.2006

9616

БГС-304

402

25.08.2005

9636

БС-301

210

13.04.2014

14911

Ч/Б-302

13

16.08.2015

15637

Ч/Б-302

2

31.08.2000

20201

Ч/Б-302

20

05.12.2016

20604

Ч/Б-302

80

01.12.2016

32694

Ч/Б-302

35

Необходимо проанализировать количество добытой нефти после применения данной технологии. Распределение дополнительной добычи по применяемым технологиям показано на рисунке 2.6.1

Рисунок 2.6.1 - Распределение дополнительной добычи по применяемым технологиям

По рисунку 2.6.1 видно, что больше всего дополнительно нефти было добыто при применении технологии БГС-301, за рассматриваемый период добыто 1608 т. Дополнительная добыча от применения технологии БС-301 составила 404,6 т. Применение технологии Ч/Б-302 позволило дополнительно добыть 150 т нефти.

2.7 Выводы по результатам применения технологии МУН на объекте и их перспективы

Боковые горизонтальные стволы выполнялись в 7 скважинах, благодаря данной технологии дополнительно добыли 1,608 тыс. тонн нефти. Это является одним из наибольших показателей среди горизонтальных технологий, применяемых на данном участке. Эти системы построены на использовании вертикальных скважин с использованием боковых горизонтальных стволов. Горизонтальные технологии обеспечивают равномерную выработку в неоднородных коллекторах. Используются различные комбинаций горизонтальных и вертикальных скважин с боковыми горизонтальными стволами, что позволяют вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы, удаленные от вертикального ствола.

Рассмотрев распределение дополнительной добычи нефти по применяемым технологиям, можно сделать вывод, что, наибольшая дополнительная добыча нефти была получена при применении технологии боковых горизонтальных стволов (БГС), доп. добыча составила 1,608 тыс. тонн.

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет дополнительной добычи нефти предлагаемой технологии по характеристикам вытеснения

Для прогнозирования добычи нефти нефтеотдачи оценки эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов могут быть использованы характеристики вытеснения различного вида.В настоящее время число их достигает несколько десятков. Естественно при анализе разработки, принятии различных технологических решений и оценки их эффективности возникает проблема подбора наилучшей характеристики вытеснения по предыстории разработки ' объекта и экстраполяции на перспективу. Б этом случае может оказаться,что несколько характеристик вытеснения в той или иной мере адекватны, коэффициенты корреляции, найденных уравнений регрессии, сопоставимы и близки друг к другу, а выбор наилучшего приближения необходимо сделать.

Критерий Тейла имеет следующий вид:

где: n - количество точек в выборке.

Yф - фактическое значение параметра;

Yp - расчетное значение параметра.

Выбрав с помощью критерия Тейла вид характеристики вытеснения и определив регрессионным анализом коэффициенты в характеристиках вытеснения. экстраполируя характеристику вытеснения можем оценить добычу нефти, прирост добычи нефти, конечную нефтеотдачу. При этом необходимо сделать опенку точности прогноза.

Итак, необходимо воспользоваться данными добычи нефти и жидкости для нахождения коэффициентов в характеристиках вытеснения , которые определяются по методу наименьших квадратов.

Возьмем скважину 2406Г. Данные добычи нефти, жидкости и воды предоставлены в таблице 13.

Таблица 13. Данные добычи нефти , жидкости и воды за последние 5лет по скважине 2406Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).

Год	Добыча нефти, т	Добыча жидкости, т	Добыча воды, т
2016	5643	28 383	22 740
2017	1 771,173	37 090,254	39896,876
2018	907,013	24 357,583	23 450,57
2019	2 634,675	42 800,31	44 180,783
2020	265,311	321,336	56,055

Воспользуемся данными таблицы 13. для нахождения коэффициентов.

Для выбора вида характеристики вытеснения воспользуемся критерием Тейла. Критерий Тейла (U) рассчитываем по зависимости, которую мы приводили ранее и для данного примера соответственно равны:

Для характеристик вытеснения

Для характеристик вытеснения

Для характеристик вытеснения

Минимальный критерий Тейла получается для вида:

Используем данный вид характеристики вытеснения для оценки эффективности внедрения для оценки эффективности внедрения нового метода повышения нефтеотдачи.

Дополнительная добыча нефти от внедрения метода повышения нефтеотдачи равна

что составляет 221/2899=7,62 %.

Теперь перейдем к другим скважинам.

Таблица 14. Данные добычи нефти , жидкости и воды за последние 5лет по скважине 10418Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).

Год	Добыча нефти, т	Добыча жидкости, т	Добыча воды, т
2016	3629	4210	269
2017	3085,433	3652,163	285,4
2018	2983,837	3537,127	302,12
2019	5856,983	4896,752	470,56
2020	907,884	1245,834	120,87

Воспользуемся данными таблицы 14. для нахождения коэффициентов.

Для характеристик вытеснения

Для характеристик вытеснения

Для характеристик вытеснения

Минимальный критерий Тейла получается для вида:

Используем данный вид характеристики вытеснения для оценки эффективности внедрения нового метода повышения нефтеотдачи.

Дополнительная добыча нефти от внедрения метода повышения нефтеотдачи равна

что составляет 695/6763=10,27 %.

И последняя скважина - 10420Г.

Таблица 15. Данные добычи нефти , жидкости и воды за последние 5 лет по скважине 10420Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).

Год	Добыча нефти, т	Добыча жидкости, т	Добыча воды, т
2016	7410	7863	453
2017	5264,542	7002,511	818,415
2018	7398,471	6839,619	360,772
2019	7420,302	8676,612	1256,43
2020	732,159	778,903	46,307

Воспользуемся данными таблицы 14. для нахождения коэффициентов.

Для характеристик вытеснения

Для характеристик вытеснения

Для характеристик вытеснения

Минимальный критерий Тейла получается для вида:

Используемданныйвидхарактеристикивытеснениядляоценкиэффективностивнедренияновогометодаповышениянефтеотдачи.

Дополнительная добыча нефти от внедрения метода повышения нефтеотдачи равна

что составляет 1408/14030=10,03 %.

Обратимся к экономической стороне продажи нефти и образованию потерь при эксплуатации скважин, для чего построим таблицы ,чтобы было легче рассмотреть каждую из них в отдельности по определенным годам.

Таблица 16. Данные цены нефти, себестоимости и затрат, возникаемых при эксплуатации скважин, за последние 5 лет по скважине 10420Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).

Год	Себестоимость, 1т н	Цена,1т н	Затраты, рубмес	Затраты постоян.	Затраты перемен.
2016	153892	156537,5	12729556	5996515	6733042
2017	305111	195437,8	14501635	6674167	6550692
2018	264112	269021,3	20805589	7991948	12813644
2019	226706	268211,3	19805031	19805031	14704441
2020	66482	53504	4525619	2304984	4236962

Таблица 17. Данные цены нефти, себестоимости и затрат , вознимкаемых при эксплуатации скважин, за последние 5 лет по скважине 10418Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).

Год	Себестоимость, 1т н	Цена,1т н	Затраты, рубмес	Затраты постоян.	Затраты перемен.
2016	275491	156537,5	11258857	7672818	3586041
2017	565152	269021,3	15401213	9037035	6364176
2018	565152	195437,8	12242700	7935643	4307057
2019	973312	464459,1	27643913	16972678	10671233
2020	198049	204000,2	15088798	5017095	10071705

Таблица 18. Данные цены нефти, себестоимости и затрат , возникаемых при эксплуатации скважин, за последние 5 лет по скважине 2406Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).

Год	Себестоимость, 1т н	Цена,1т н	Затраты, рубмес	Затраты постоян.	Затраты перемен.
2016	431206	156537,5	12317322	7559046	4758276
2017	1783466	195437,8	10160319	7628913	2531402
2018	1780417	269021,3	11742828	9548945	2193882
2019	2084830	298722,1	125094204	9042505	2403550
2020	65488617	53504,3	3435552	2307309	1128243

Все данные скважины являются рентабельными. Данные по себестоимости добытой нефти с каждым разом все растет и растет, так как добыча со временем возрастает и значит видна сама эффективность добычи при помощи технологии горизонтальных скважин.

3.2 Расчет прироста КИН на участке в результате применения анализируемого МУН

Для расчета прироста КИН на участке с использованием горизонтальных скважин обратимся к пункту «Расчёт технологической эффективности применения анализируемого МУН» для определения среднеквадратичного отклонения U^2, которое уже рассчитано для каждой скважины.

По данным геологической разведки или же просто с анализа скважин находится коэффициент вытеснения K2 для расчета коэффициента нефтеизвлечения конечный. Воспользуемся методикой ТатНИПИнефть для расчетов.

Для скважины 2406 Г получаем:

Таблица 19. Показатели для расчета коэффициента нефтеизвлечения конечного - скважина 2406 Г.

Показатели	Значения
Балансовыезапасынефти, Qб, т;	368904
Площадьприходящаясянаоднускважину, S, км2;	0,142
КоэффициентвытесненияК2;	0,57
КоэффициентU1^2	0,0002457
ПредельнаямассоваядоляводыА2;	0,78
Коэффициентотличиявытесняющегоагентаинефтивпластовых	2,71

Таблица 20. Показатели для расчета коэффициента нефтеизвлечения конечного - скважина 10418 Г.

Показатели	Значения
Балансовыезапасынефти, Qб, т;	4085850
Площадьприходящаясянаоднускважину, S, км2;	0,165
КоэффициентвытесненияК2;	0,68
КоэффициентU1^2	0,0002224
ПредельнаямассоваядоляводыА2;	0,86
Коэффициент отличия вытесняющегоагентаинефтивпластовых	2,33

Таблица 21. Показатели для расчета коэффициента нефтеизвлечения конечного - скважина 10420 Г.

Показатели	Значения
Балансовыезапасынефти, Qб, т;	4550129
Площадьприходящаясянаоднускважину, S, км2;	0,196
КоэффициентвытесненияК2;	0,56
КоэффициентU1^2	0,0003109
ПредельнаямассоваядоляводыА2;	0,84
Коэффициентотличиявытесняющегоагентаинефтивпластовых	2,63

По имеющимся данным получаем значения прироста КИН для скважин - данные таблицы показывают значения данного года и необходимо рассчитать значение КИН для сегодняшнего дня.

Скважина 2406Г - КИН = 0,289. Скважина 10418Г - КИН = 0,295.Скважина 10420Г - КИН = 0,324.

Общее значение КИН за прошлый год было предоставлено в пункте анализа технологических показателей технологии горизонтальных скважин.

Значения КИН с 2016 года по 2020 год для упрощения построения графика в графической части :

2406 Г - 0,194;0,212;0,229;0,257;0,289;

10418Г - 0,201;0,239;0,245;0,266;0,295;

10420Г - 0,224; 0,249; 0,285; 0,307; 0,324;

4. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Схема расположения скважин анализируемого участка

Расположение скважин указано на рисунке 10. - схема расположения скважин Восточно-Макаровского месторождения.

Рисунок 10. Схема расположения скважин Восточно-Макаровского месторождения. Большие точки - скважины с наибольшей добычей.

Покажем значения добычи нефти , жидкости , значения обводненности, добывающий фонд, количество закачиваемой технологии и нагнетательный фонд.

Рисунок 11. Графики разработки Восточно-Макаровского месторождения.

Синий цвет - добыча нефти, тыс.т.

Розовый цвет - добыча жидкости,тыс.т.

Желтый цвет - обводненность, %

Голубой цвет - добывающий фонд;

Сине-голубойцвет - количество закачиваемой технологии , т.м^3.

Фиолетовый цвет - нагнетательный фонд;

Рисунок 11. Показатель обводненности по Восточно-Макаровскому месторождению.

Рисунок 12. Изменение показателя КИН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сейчас существует проблема по выработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов, добыча становится все сложнее из-за повышения вязкости нефти и повышения агрессивности среды, так же осложняющим фактором являются низкие фильтрационно-емкостные свойства пластов.

Применение боковых горизонтальных стволов позволяет добывать больше нефти, благодаря внедрению в разработку низкопроницаемых участков коллекторов. Боковые стволы позволяют добраться до участков, до которых невозможно добраться при помощи вертикальных стволов, что позволяет больше охватывать пласт. Увеличение охвата способствует увеличению конечного КИН и добычи нефти.

На месторождениях ПАО «Татнефть» технология БГС применяется с 1996 года. За весь период применения было проведено 20 скважино- обработок, дополнительно добыто свыше 1,608 тыс. т нефти.

В результате анализа применения технологии на залежи №1 за рассматриваемый период дополнительно было добыто 1,608 тыс. тонн нефти.

Рассмотрев распределение дополнительной добычи на одну скважино-обработку возможно сделать вывод, что по этому параметру технология боковых горизонтальных стволов не самая эффективная, дополнительная добыча на 1 скважино-обработку при применении технологии БГС составила 16,13 тонн/скв, что значительно меньше, при сравнении с другими технологиями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Муртазина, Т.М. Повышение эффективности применения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при разработке карбонатных коллекторов [Текст] / Т.М. Муртазина., 2006. -С. 31-32

2. Лукьянов, Ю.В. Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов нефти на основе комплексного применения физических и химических методов интенсификации процесса нефтеизвлечения: На примере НГДУ "Краснохолмскнефть" ОАО АНК "Башнефть" [Текст] / Ю.В. Лукьянов.,2005. -С. 23-24

3.Галимов, Ш.С. Повышение эффективности нефтеизвлечения с применением комплексных методов увеличения нефтеотдачи [Текст] / Ш.С. Галимов.,2010. -С. 61-62

4.Разживин, Д.А. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеизвлечения на основе математического моделирования[Текст] / Д.А. Разживин., 2005. -С. 18-19

5.ТумэндэмбэрэлГэрэлмаа. Исследование процессов биодеградации вязких нефтей Монголии для создания методов увеличения нефтеотдачи и рекультивации нефтезагрязненных почв[Текст] / ГэрэлмааТумэндэмбэрэл., 2010. -С. 7-9

6. Шерстюк, С.Н. Изменение состава и свойств высоковязких нефтей Усинского месторождения при использовании физико-химических методов увеличения нефтеотдачи[Текст] / С.Н. Шерстюк.,2011. -С.38-40

7.Ле Вьет Зунг. Повышение эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов[Текст] / Ле Вьет Зунг.,2011. -С. 44-45

8.Рощина, И.В. Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях[Текст] / И.В. Рощина., 2011. -С. 18-20

9. Насыйрова, А.М. Повышение эффективности солянокислотных обработок нефтяных скважин в карбонатных коллекторах [Текст] / А.М. Насыйров, Д.А.Куряшов, Н.Ю.Башкирцева, А.Р.Идрисов// - Казань : Вестник Казанского технологического университета, 2011 -С. 290.

10. Маджид, М.М. Геологическое обоснование комплексного освоения углеводородных ресурсов юга Ирака[Текст] / М.М. Маджид.,2010. -С. 33-35

11.Шарифуллин, А.Р. Математическое моделирование кислотных обработок скважин в слоисто-неоднородных карбонатных коллекторах [Текст] / А.Р.Шарифуллин.,2010. -С. 18-20

12. Древницкая, Е.А. Использование волнового воздействия в процессах добычи и подготовки нефти[Текст] / Е.А. Древницкая.,2013. -С. 23-25

13.Шангараева, Л.А. Обоснование технологии предотвращения выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения[Текст] / Л.А. Шангараева.,2013. -С. 54-55

14.Фаттахов, И.Г. Повышение эффективности технологии применения водоизолирующих составов на нефтяных месторождениях на поздней стадии эксплуатации[Текст] / И.Г.Фаттахов., 2010. -С. 83-85

15. Грехов, И.В. Комплекс технических и технологических решений добычи нефти из неоднородных многопластовых залежей с высоким газосодержанием[Текст] / И.В. Грехов., 2013. -С. 55-60

16.Черевко, С.А. Первые результаты эксплуатации горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами на Баженовско - Абалакском комплексе Пальяновской площади [Текст] / К.Е. Янин // Нефтепромысловое дело, 2017. -№7 -С. 20-28.

17. Янин, А.Н. Оценка влияния массового применения ОРЭ на нефтеотдачу многопластового низкопроницаемого объекта [Текст] / А.Н.Янин, А.В.Барышников, О.А.Кофанов, А.Я.Трухан // Бурение и нефть, 2011. -№5 -С. 46-49.

18. Рощин, А.А. Повышение эффективности разработки месторождений углеводородов на основе многозабойных скважин[Текст] / А.А. Рощин.,2009. -С. 113-118

19. Кузьмина, Т.А. Опыт разработки низкопродуктивных объектов с применением технологии многозабойного бурения [Текст] / Т.А.Кузьмина, А.Д.Миронов // Нефтегазовое и горное дело, 2012. -№3 -С. 89-93.

20. Васильев, В.А. Гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах [Текст] / В.А.Васильев, А.Е.Верисокин // Нефтегазовое и горное дело, 2013. -№6 -С. 101-110.

21. Богомолов, Р.М. Создание инновационных алмазных долот для бурения дополнительных боковых стволов [Текст] / Р.М.Богомолов, А.М.Гринев, Н.И.Дедов // Самара : Известия Самарского научного центра Российской академии наук, 2016. -№4 -С. 115-117.

22. Николаев, Н.И. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками [Текст] / Н.И.Николаев, Е.В.Кожевников // Нефтегазовое и горное дело, 2014. -№11 -С. 29-38.

23. Пунанов, С.А. К вопросу об экологических последствиях горизонтального бурения сланцев в связи с их обогащением микроэлементами [Текст] / С.А.Пунанов, Д.Нукенов // Георесурсы, 2017. -№3 -С. 239-248.

24. Кудлаева, Н.В. Анализ эффективности применения физико - химических методов увеличения нефтеотдачи пласта [Текст] / Н.В.Кудлаева, Р.Х.Усманов, И.Ф.Талипов // Георесурсы, 2010. -№1 -С. 33.

25. Гумаров, Н.Ф. О дальнейшем развитии приминения горизонтальных технологий на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» [Текст] / Н.Ф.Гумаров, Р.М.Миннуллин, Р.Р.Фасхутдинов // Георесурсы 2012. -№3 -С. 35-38.

26. Ягудин, И.В. Повышение эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений на основе многофакторных технологий инициирования продуктивных пластов [Текст] / И.В. Ягудин // Оренбург : Вестник ОГУ, 2011. -№ 16 -С. 102 - 104.

27. Калинин, В.Н. Перспективы развития геолого - технологических исследований и газового каротажа в современных условиях бурения горизонтальных скважин на нефть и газ [Текст] / В.Н. Калинин., 2011 -С. 173 - 176.

28. Хисамов, Р.С. Проблемы выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки и инновационные методы их решения [Текст] / Р.С. Хисамов // Георесурсы, 2012. -№3 -С. 8 - 13.

29. Хакимзянов, И.Н. 25 - летний опыт становления технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием в Республике Татарстан [Текст] / Р.С.Хисамов, И.Н.Хакимзянов, В.Н.Петров, Р.И.Шешдиров, А.Г.Зиятдинов // Георесурсы, 2017. -№3. -С 159 - 165.

30. Борисов, Д.А. Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России.[Текст]/Д.А. Борисов //Нефтепромысловое дело-2013.-С.13.

Размещено на Allbest.ru

...