Файл: Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.05.2024
Просмотров: 102
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, из 16 скважин с горизонтальным окончанием ствола в 13 проведен мультистадийный ГРП.
2.3 Анализ выполнения проектных решений объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения
С начала разработки по объекту отобрано 28555,3 тыс. т нефти, что ниже проектного значения на 31,8 тыс. т (проект – 28587,1 тыс. т).
Накопленная добыча жидкости составляет 93747,5 тыс. т, что выше проектной на 71,9 тыс. т (по проекту — 93675,6 тыс. т). Накопленная закачка с начала разработки составила 59663,4 тыс.м3 (по проекту 59611,4 тыс.м3), что выше проектного уровня на 52 тыс. м3.
В 2011 г. по объекту АВ1 отобрано 2952,3 тыс. т нефти (по проекту – 2984,1 тыс. т), что меньше проектного уровня на 31,8 тыс. т (- 1,01 %). Добыча жидкости составила 14394,2 тыс. т (по проекту – 14322,2 тыс. т), что выше проектного уровня на 72 тыс. т. Фактическая обводненность – 79,5 % при проектной 76,9 %.
Эксплуатационный добывающий фонд ниже планируемого значения на пять скважин. Величина действующего добывающего фонда (971 скважин) также ниже проектного показателя на 24 единицы (- 1,02 %). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 370 единиц и превышает проектный показатель на 6 скважин. Фактический действующий нагнетательный фонд больше проектного на 7 скважин и составляет 366 скважину.
Средний дебит жидкости в 2013 г. близок к проектному и составил 43,9 т/сут (проект — 44,3 т/сут). Средний дебит нефти составил 9,0 т/сут, что ниже проекта на 0,2 т/сут (9,2 т/сут по проекту), что связано с более высокой обводненностью продукции.
Приемистость действующих нагнетательных скважин по объекту в 2011 г. ниже проектной и составила 116,9 м3/сут при проекте 120,6 м3/сут. Закачка воды в 2011 г. превышает проектный показатель (факт – 13894,3 тыс. м3, проект – 13768,4 тыс. м3) за счет более высокого действующего фонда, текущая компенсация при этом практически равна проектной (факт – 96,5 %, проект – 96,1 %).
Уровень фактической обводненности добываемой продукции выше проектного значения – 79,5 % при проекте 76,9 %, при этом само значение среднегодовой обводненности является высоким для объекта, характеризующегося начальной стадией освоения (отбор от НИЗ – 17,4 %). Причины этого заключаются, с одной стороны, в недонасыщенности коллектора нефтью и наличии рыхлосвязанной воды, с другой стороны, в проникновении трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП. Кроме того, учитывая, что скважины на «рябчике» эксплуатируются после ГРП, существует высокая вероятность «подтягивания» фронта нагнетания по существующим трещинам и высокопроницаемым пропласткам. Анализ причин обводнения за 2013 г. показал, что рост обводненности в целом по объекту связан как с естественным ее ростом, так и с опережающими
темпами обводнения по отдельным скважинам, вызванными трещиной ГРП и влиянием нагнетательных скважин.
Согласно «Авторскому надзору за выполнением проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», утвержденный проектный фонд по объекту АВ11-2 в пределах деятельности л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск» составляет 2322 скважины, в том числе 1612 добывающих и 710 нагнетательных
В границах лицензионного участка предполагалось бурение 738 скважин, в том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В период после принятия проектного документа (2011 – 2013 гг.) планировалось пробурить 15 скважин. Фактически за этот период пробурены и введены в эксплуатацию 44 скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению. Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с нижележащих объектах вблизи точек проектного бурения привело к их отмене. Таким образом, на объекте наблюдается существенное опережение по реализации бурения проектного фонда. С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г. составил 705 скважин, в том числе 420 добывающих и 285 нагнетательных.
3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
3.1 Анализ эффективности применяемых методов
Самотлорское месторождение находится в зоне деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ОАО «Самотлорнефтегаз».
На Самотлорском месторождении в период 2009-2013 года проводились такие геолого-технологические мероприятия (ГТМ) как гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), оптимизация работы насосного оборудования, прострелочно-взрывные работы (ПВР), обработка призабойных зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционные работы (РИР), возвраты (переводы) на другие объекты и приобщения.
На месторождении было выполнено 14124 геолого-технологических мероприятий. За пятилетний период работы скважины работали как на одном, так и на разных пластах, большое число скважин эксплуатируют совместно несколько пластов. При анализе эффективности ГРП в общем объеме мероприятий рассматривались и скважины, переведенные с других объектов с проведением ГРП.
Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию приходится 3,0 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и 48,7 т/сут соответственно. Средние показатели по проведенным геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Осредненные параметры по видам мероприятий в 2009-2013гг.
Продолжение таблицы 3.1
Кроме ГРП и ОПЗ, так же многочислеными видами ГТМ за 2009-2013 гг. являются оптимизация насосного оборудования (2636 мероприятия или 19 %), возвраты и переводы на другие объекты (2077 операции или 15 %).
Наибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и удельная добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс.т) получены при зарезке боковых стволов. Максимальный вклад в величину общей дополнительной добычи нефти за 2009-2013 гг. внесли мероприятия по гидроразрыву пласта и ЗБС: 16440 тыс.т и 12830 тыс.т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного меньше было добыто нефти за счет возвратов и приобщений (5760 тыс.т 13 %). Распределение объемов ГТМ и дополнительной добычи по видам ГТМ приведено на рисунках 3.1 и 3.2.
Рисунок 3.1 – Распределение объемов ГТМ по годам
Рисунок 3.2 - Распределение объемов ГТМ по видам
Приросты дебитов нефти составили 14,1 т/сут. по ГРП и 27,7 т/сут по ЗБС, удельная добыча нефти на 1 скважину по ГРП составила 1,9 тыс.т и 4,4 тыс.т. по ЗБС (Рисунок 3.3 – 3.5). Самыми многочисленными мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %), обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого оборудования – 2636 (19 %).
Рисунок 3.3 - Распределение дополнительной добычи по видам ГТМ
Рисунок 3.4 - Распределение удельной доп. добычи нефти по видам ГТМ
Рисунок 3.5 - Динамика изменения приростов дебита нефти и дебита жидкости по годам
В 2009-2013г. эффективность по мероприятиям изменяется от 0,40 по РИР до 0,84 по ЗБС и в среднем составляет 0,56 (Таблица 3.1).
В 2009-2013 гг. распределение дополнительной добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти в отчетный переод приходится на объект АВ11-2 (рябчик) 14522 тыс.т (34 %) и БВ8 8907 тыс.т (21%). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели на объектах АВ11-2 - 4940 операций (35 %) и на объекте АВ
2.3 Анализ выполнения проектных решений объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения
С начала разработки по объекту отобрано 28555,3 тыс. т нефти, что ниже проектного значения на 31,8 тыс. т (проект – 28587,1 тыс. т).
Накопленная добыча жидкости составляет 93747,5 тыс. т, что выше проектной на 71,9 тыс. т (по проекту — 93675,6 тыс. т). Накопленная закачка с начала разработки составила 59663,4 тыс.м3 (по проекту 59611,4 тыс.м3), что выше проектного уровня на 52 тыс. м3.
В 2011 г. по объекту АВ1 отобрано 2952,3 тыс. т нефти (по проекту – 2984,1 тыс. т), что меньше проектного уровня на 31,8 тыс. т (- 1,01 %). Добыча жидкости составила 14394,2 тыс. т (по проекту – 14322,2 тыс. т), что выше проектного уровня на 72 тыс. т. Фактическая обводненность – 79,5 % при проектной 76,9 %.
Эксплуатационный добывающий фонд ниже планируемого значения на пять скважин. Величина действующего добывающего фонда (971 скважин) также ниже проектного показателя на 24 единицы (- 1,02 %). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 370 единиц и превышает проектный показатель на 6 скважин. Фактический действующий нагнетательный фонд больше проектного на 7 скважин и составляет 366 скважину.
Средний дебит жидкости в 2013 г. близок к проектному и составил 43,9 т/сут (проект — 44,3 т/сут). Средний дебит нефти составил 9,0 т/сут, что ниже проекта на 0,2 т/сут (9,2 т/сут по проекту), что связано с более высокой обводненностью продукции.
Приемистость действующих нагнетательных скважин по объекту в 2011 г. ниже проектной и составила 116,9 м3/сут при проекте 120,6 м3/сут. Закачка воды в 2011 г. превышает проектный показатель (факт – 13894,3 тыс. м3, проект – 13768,4 тыс. м3) за счет более высокого действующего фонда, текущая компенсация при этом практически равна проектной (факт – 96,5 %, проект – 96,1 %).
Уровень фактической обводненности добываемой продукции выше проектного значения – 79,5 % при проекте 76,9 %, при этом само значение среднегодовой обводненности является высоким для объекта, характеризующегося начальной стадией освоения (отбор от НИЗ – 17,4 %). Причины этого заключаются, с одной стороны, в недонасыщенности коллектора нефтью и наличии рыхлосвязанной воды, с другой стороны, в проникновении трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП. Кроме того, учитывая, что скважины на «рябчике» эксплуатируются после ГРП, существует высокая вероятность «подтягивания» фронта нагнетания по существующим трещинам и высокопроницаемым пропласткам. Анализ причин обводнения за 2013 г. показал, что рост обводненности в целом по объекту связан как с естественным ее ростом, так и с опережающими
темпами обводнения по отдельным скважинам, вызванными трещиной ГРП и влиянием нагнетательных скважин.
Согласно «Авторскому надзору за выполнением проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», утвержденный проектный фонд по объекту АВ11-2 в пределах деятельности л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск» составляет 2322 скважины, в том числе 1612 добывающих и 710 нагнетательных
В границах лицензионного участка предполагалось бурение 738 скважин, в том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В период после принятия проектного документа (2011 – 2013 гг.) планировалось пробурить 15 скважин. Фактически за этот период пробурены и введены в эксплуатацию 44 скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению. Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с нижележащих объектах вблизи точек проектного бурения привело к их отмене. Таким образом, на объекте наблюдается существенное опережение по реализации бурения проектного фонда. С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г. составил 705 скважин, в том числе 420 добывающих и 285 нагнетательных.
3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
3.1 Анализ эффективности применяемых методов
Самотлорское месторождение находится в зоне деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ОАО «Самотлорнефтегаз».
На Самотлорском месторождении в период 2009-2013 года проводились такие геолого-технологические мероприятия (ГТМ) как гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), оптимизация работы насосного оборудования, прострелочно-взрывные работы (ПВР), обработка призабойных зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционные работы (РИР), возвраты (переводы) на другие объекты и приобщения.
На месторождении было выполнено 14124 геолого-технологических мероприятий. За пятилетний период работы скважины работали как на одном, так и на разных пластах, большое число скважин эксплуатируют совместно несколько пластов. При анализе эффективности ГРП в общем объеме мероприятий рассматривались и скважины, переведенные с других объектов с проведением ГРП.
Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию приходится 3,0 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и 48,7 т/сут соответственно. Средние показатели по проведенным геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Осредненные параметры по видам мероприятий в 2009-2013гг.
| Вид ГТМ | Год | Количество скважино-операций | Прирост дебита нефти, т/сут | Прирост дебита жидкости, т/сут | Годовая доп. добыча нефти, тыс. т | Уд. доп. добыча нефти, тыс. т/скв | Нак. доп. добыча нефти, тыс. т | Коэфф. эффективности, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ГРП | 2009 | 632 | 19,6 | 61,8 | 1655,5 | 2,6 | 5293,4 | 70 |
| 2010 | 746 | 15,5 | 49,8 | 1667,8 | 2,2 | 4899,0 | 69 | |
| 2011 | 867 | 14,4 | 51,1 | 1568,8 | 1,8 | 3899,6 | 52 | |
| 2012 | 739 | 10,6 | 47,5 | 981,7 | 1,3 | 1867,1 | 29 | |
| 2013 | 446 | 9 | 48,4 | 481,1 | 1,1 | 481,1 | 12 | |
| Итого по ГРП | 3430 | 14,1 | 51,7 | 6355 | 1,9 | 16440,2 | 48 | |
| ЗБС | 2009 | 131 | 49,8 | 104,3 | 851,9 | 6,5 | 3167,9 | 79 |
| 2010 | 212 | 34,8 | 90,2 | 1237,1 | 5,8 | 3916,4 | 78 | |
| 2011 | 229 | 30,3 | 117 | 1045,7 | 4,6 | 2953,2 | 67 | |
| 2012 | 282 | 21,1 | 164,8 | 910,6 | 3,2 | 1880,9 | 46 | |
| 2013 | 278 | 18,8 | 136,3 | 911,2 | 3,3 | 911,2 | 87 | |
| Итого по ЗБС | 1132 | 27,7 | 127,2 | 4957 | 4,4 | 12829,6 | 84 | |
Продолжение таблицы 3.1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| РИР, ЛНЭК ЛА | 2009 | 87 | 3,9 | -44,0 | 51,1 | 0,6 | 51,1 | 40 |
| 2010 | 192 | 5,3 | -30,6 | 280,2 | 1,5 | 280,2 | 51 | |
| 2011 | 126 | 4,6 | -127,3 | 118,4 | 0,9 | 118,4 | 44 | |
| 2012 | 250 | 2,4 | -162,3 | 185,1 | 0,7 | 185,1 | 40 | |
| 2013 | 235 | 2,6 | -186,9 | 108,5 | 0,5 | 108,5 | 40 | |
| Итого по РИР | 890 | 4,5 | -104,3 | 743 | 0,8 | 743,3 | 40 | |
| ОПЗ | 2009 | 624 | 3,4 | 10,5 | 377,0 | 0,6 | 377,0 | 51 |
| 2010 | 786 | 3,8 | 14,6 | 561,8 | 0,7 | 561,8 | 68 | |
| 2011 | 495 | 4,7 | 44,6 | 319,3 | 0,6 | 319,3 | 60 | |
| 2012 | 555 | 4,4 | 47,6 | 435,1 | 0,8 | 435,1 | 65 | |
| 2013 | 214 | 4,2 | 22,3 | 136,8 | 0,6 | 136.8 | 39 | |
| Итого по ОПЗ | 2674 | 4,0 | 26,9 | 1830 | 0,7 | 1830,0 | 56 | |
| ПВР | 2009 | 561 | 5,7 | 38,2 | 387,3 | 0,7 | 387,3 | 61 |
| 2010 | 344 | 5,0 | 31,0 | 370,1 | 1,1 | 370,1 | 58 | |
| 2011 | 177 | 6,3 | 51,7 | 220,3 | 1,2 | 220,3 | 55 | |
| 2012 | 131 | 5,4 | 57,1 | 120,8 | 0,9 | 120,8 | 63 | |
| 2013 | 72 | 4,4 | 25,5 | 38,6 | 0,5 | 38,6 | 50 | |
| Итого по ПBP | 1285 | 5,5 | 40,0 | 1137 | 0,9 | 1137,1 | 59 | |
| Оптимизация | 2009 | 509 | 7,1 | 95,1 | 609,8 | 1,2 | 643,6 | 45 |
| 2010 | 429 | 6,9 | 86,6 | 500,2 | 1,2 | 568,6 | 43 | |
| 2011 | 529 | 8,4 | 107,9 | 908,4 | 1,7 | 988,3 | 73 | |
| 2012 | 708 | 8,7 | 131,7 | 1030,2 | 1,5 | 1076,1 | 65 | |
| 2013 | 461 | 6,8 | 106,8 | 522,6 | 1,1 | 522,6 | 65 | |
| Итого по оптимизации | 2636 | 7,7 | 108,4 | 3571 | 1,4 | 3799,1 | 61 | |
| Возвраты и приобщения | 2009 | 459 | 9,7 | 104,1 | 684,2 | 1,5 | 2386,0 | 56 |
| 2010 | 445 | 9,9 | 104,9 | 533,0 | 1,2 | 1568,3 | 57 | |
| 2011 | 433 | 9,7 | 111,2 | 486,2 | 1,1 | 1249,6 | 50 | |
| 2012 | 473 | 7,2 | 98,4 | 394,3 | 0,8 | 786,6 | 36 | |
| 2013 | 267 | 7,4 | 96 | 215,5 | 0,8 | 215,5 | 38 | |
| Итого по возвратам и приобщениям | 2077 | 9,1 | 103,4 | 2313 | 1,1 | 6206 | 46 | |
| В целом за период 2009 - 2013 гг. | ||||||||
| Итого по ГТМ | 2009 | 3003 | 14,2 | 52,9 | 4616,8 | 1,5 | 12306,2 | 58 |
| 2010 | 3154 | 11,6 | 49,5 | 5150,3 | 1,6 | 12164,3 | 60 | |
| 2011 | 2856 | 11,2 | 50,9 | 4667,1 | 1,6 | 9748,7 | 57 | |
| 2012 | 3138 | 8,5 | 55,0 | 4057,8 | 1,3 | 6351,8 | 49 | |
| 2013 | 1973 | 7,6 | 35,5 | 2414,3 | 1,2 | 2414,2 | 47 | |
| Средние показатели за календарные годы | 14124 | 10,6 | 48,7 | 20906 | 1,5 | 42985,2 | 56 | |
Кроме ГРП и ОПЗ, так же многочислеными видами ГТМ за 2009-2013 гг. являются оптимизация насосного оборудования (2636 мероприятия или 19 %), возвраты и переводы на другие объекты (2077 операции или 15 %).
Наибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и удельная добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс.т) получены при зарезке боковых стволов. Максимальный вклад в величину общей дополнительной добычи нефти за 2009-2013 гг. внесли мероприятия по гидроразрыву пласта и ЗБС: 16440 тыс.т и 12830 тыс.т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного меньше было добыто нефти за счет возвратов и приобщений (5760 тыс.т 13 %). Распределение объемов ГТМ и дополнительной добычи по видам ГТМ приведено на рисунках 3.1 и 3.2.
Рисунок 3.1 – Распределение объемов ГТМ по годам
Рисунок 3.2 - Распределение объемов ГТМ по видам
Приросты дебитов нефти составили 14,1 т/сут. по ГРП и 27,7 т/сут по ЗБС, удельная добыча нефти на 1 скважину по ГРП составила 1,9 тыс.т и 4,4 тыс.т. по ЗБС (Рисунок 3.3 – 3.5). Самыми многочисленными мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %), обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого оборудования – 2636 (19 %).
Рисунок 3.3 - Распределение дополнительной добычи по видам ГТМ
Рисунок 3.4 - Распределение удельной доп. добычи нефти по видам ГТМ
Рисунок 3.5 - Динамика изменения приростов дебита нефти и дебита жидкости по годам
В 2009-2013г. эффективность по мероприятиям изменяется от 0,40 по РИР до 0,84 по ЗБС и в среднем составляет 0,56 (Таблица 3.1).
В 2009-2013 гг. распределение дополнительной добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти в отчетный переод приходится на объект АВ11-2 (рябчик) 14522 тыс.т (34 %) и БВ8 8907 тыс.т (21%). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели на объектах АВ11-2 - 4940 операций (35 %) и на объекте АВ