CC BY
53ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
АНАЛИЗ БАЗОВОЙ ДОБЫЧИ СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ Шалаев В.А.
Шалаев Владислав Анатольевич - кандидат педагогических наук, доцент, кафедра нефтегазового дела, Нижневартовский филиал Тюменский индустриальный университет, г. Нижневартовск
Аннотация: в настоящее время на месторождениях Западной Сибири, из-за старения фонда скважин значительно возросла их обводненность и усилились процессы солеотложения. Добыча обводнённой нефти, особенно в интенсивно-искривлённых скважинах, приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонту скважин из-за износа, роста динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом. Ключевые слова: месторождение, добыча нефти, ГТМ.
Базовая добыча по месторождению анализировалась за период действия последнего проектного документа - 2013-2015 гг. Анализ проводился в двух вариантах:
^ вариант 1 - с учетом переходящего эффекта от ГТМ (ГРП, ЗБС, вывод скважин из бездействия прошлых лет) и ввода новых скважин;
^ вариант 2 - эффект от ГТМ и ввода новых скважин ограничивался годом проведения мероприятия.
Согласно «Методическим рекомендациям по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» в величине базовой добычи нефти учтен эффект от геолого-технических мероприятий, направленных на поддержание базовой добычи (РИР, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, ОПЗ).
Базовая суточная добыча нефти на начало анализируемого периода (за 01.2013 г.) составила 1253 т/сут (рисунок 1). За последующие четыре года она снизилась до 833 т/сут (данные за декабрь 2015 г.).
Н Я ь ■е- о X СЗ о о шш 1400 Дополнительная -•-О&нодненность в целом, Л Базовая Обводненность по 0и Ч\ °/р 100 99 98 п?
1И10 97 96 I н и
800 600 1 400 200 0 95 94 X X <ы X
к С1 х X о 5- 93 92 91 90 о са ю О
л л л л 1 1 - « ■г. г. «г. V. л
Я Й е 3 а з г я £ я Л 8 В я г я £ 5 Я 5 я 8 В я 3 я а 8 я Е 3 3 8 ^ 3 Ч п 3 9 3 а 3 3 3 8 я £ 3 Б Я е Я Е я ;
Рис. 1. Профиль помесячной суточной добычи нефти за период 2013-2015 гг.
Доля дополнительной добычи нефти новых скважин и полученной за счет выполнения ГТМ в общем профиле добычи на 01.01.2016 г. составляет порядка 28% (с учетом переходящего эффекта). За весь период анализа (2013-2015 гг.) добыто 1263,7 тыс.т нефти, из которых 217 тыс.т (17%) добыто за счет проведения геолого-технических мероприятий.
Рассматривая динамику базовой добычи нефти, можно отметить, что источником потерь в большей степени является рост обводненности продукции (рисунок 2). Так, за период 2013-2015 гг. суммарные потери суточной добычи нефти оцениваются в 420 т/сут, из которых 308 т/сут или 73% составляют потери от обводнения и 111 т/сут или 27% приходится на потери от снижения добычи жидкости.
Рис. 2. Доля факторов в снижении базовой добычи и динамика базовых дебитов
За этот период базовый действующий фонд добывающих скважин сократился на 32 ед., с 200 до 168, что нашло свое отражение в величине потерь от снижения добычи жидкости. Базовый дебит нефти за четыре года снизился на 40,4 % с 6,1 т/сут до 3,7 т/сут (рисунок 3). За последний год темп падения дебитов снизился за счет увеличения мероприятий (в первую очередь - ОПЗ, оптимизация режима работы), направленных на поддержание базовой добычи, и составил 10,5 %. По жидкости изменения суточного дебита за рассмотренный период составили порядка 20 т/сут (с 101,6 т/сут до 81,8 т/сут).
Рис. 3. Динамика базовых дебитов жидкости
Если анализировать профиль добычи нефти, ограничиваясь только годовой эффективностью геолого-технических мероприятий и новых скважин, можно отметить, что добыча нефти планомерно снижается.
На начало анализируемого периода базовая суточная добыча нефти составила 1253 т/сут. Среднегодовой темп снижения суточной добычи нефти за три года варьирует от 12,3 до 17,1%, составляя в среднем 15%.
Рис. 4. Динамика базовой суточной добычи и закачки
Рассматривая динамику базовой добычи нефти, можно отметить характерные особенности динамики потерь: в первом полугодии, как правило, превалируют потери по жидкости, после чего активизируется и к концу года становится определяющим фактор роста обводненности продукции (рисунок 5). В среднем каждый из факторов вносит равноценный вклад в общий объем потерь нефти.
£.1*0 ■р
5 1000 к
£ 400 г
у = 1422841
200 О
К1 = 0.4342
и ■■ _т тт
II ■"■■11Ц11Г ■"■111141
| 1 Потери по обвинении ^■Потерн ПО ЖИДКОСТИ
—^Базовая до&ыча —Экспоненциальная {Бвмвая добыча)
500
400 ь
"р
300 £
н
200 ■©■
ы
100 I
I
0 ?
3
■100 та о
ч
-200 X
а
■300 и £
в
■400 С
-500
й? о,'? •"> .¿> V? -V .-.> л1 > д» л" л» л1 > -•> -•> лЬ ^ .<> „>!> £ Л
Рис. 5. Доля факторов в снижении базовой добычи и динамика базовых дебитов
За 2015 г. снижение базовой суточной добычи нефти составило 15,3% или 186,5 т/сут (рисунок 2.17), при этом потери за счет снижения дебита жидкости составили около 100 т/сут, за счет роста обводненности - 87 т/сут. Увеличившиеся темпы падения базовой добычи нефти за счет снижения дебита жидкости требуют проведения работ по оптимизации системы ППД.
Рис. 6. Факторный анализ изменения базовой добычи нефти
Анализ базовой добычи за период 2012-2015 гг., выполненный в двух вариантах, показал:
по варианту 1 (с учетом переходящего эффекта от ГТМ и ввода новых скважин):
- доля дополнительной добычи нефти новых скважин и полученной за счет выполнения ГТМ в общем профиле добычи за данный период составляет порядка 17%;
- базовая суточная добыча нефти снизилась с 1253 т/сут до 833 т/сут (или на 34%);
- основная доля (порядка 73%) потерь приходится на фактор роста обводненности продукции;
по варианту 2:
- среднегодовой темп снижения суточной добычи нефти за три года составил 15%;
- факторы снижения по жидкости и роста обводненности продукции вносят равноценный среднегодовой вклад в общий объем потерь нефти, в течение года характерна смена приоритета одного над другим;
- рост потерь за счет снижения дебита жидкости указывает на необходимость проведения работ по оптимизации системы ППД.
Выводы:
Северо-Варьеганское месторождение открыто в 1971 году, в разработке с 1976 года, система ППД с 1979 года.
В промышленной разработке находятся четыре нефтяных объекта: БВ8, ЮВ/, ЮВ^-3, ЮВ2+ЮВ3 и два газоконденсатных ЮВП и КВ.
Степень вовлеченности объектов в разработку различна. Динамика показателей разработки диктуется динамикой объектов БВ8 и ЮВ/.
Объект ЮВ11 обеспечивает две трети текущей добычи нефти на месторождении.
Добыча ведется преимущественно механизированным способом (ЭЦН), действующий фонд высокодебитный по жидкости (99 т/сут), среднедебитный по нефти (5,3 т/сут).
Согласно динамике текущих показателей месторождение на четвертой стадии разработки. Отбор от НИЗ (категории А+В1) составляет 67%.
Наращивание добычи нефти сдерживается значительным фондом неработающих скважин, сокращение которого проблематично из-за неуспешности ремонтов (старый фонд). Основные причины бездействия скважин высокая обводненность продукции и аварии различного рода.
В 2015 г. наблюдается отставание текущей добычи нефти от проектной на 23% при допустимом отклонении 25%. Основные причины: несоответствие по фонду на 10% и по дебитам на 12%.
Список литературы
1. Кобяшев А.В., Исмагилов Т.А., Токарев М.А. Анализ эффективности применения физико-химических методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ЗападноСибирской нефтегазовой провинции. / Материалы 1 Конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского округа (г. Нижневартовск, 25-26 октября 2000 г.). М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. 532 с.
2. Киселев К.В. Физические и химические процессы взаимодействия кислотных растворов с горными породами низкопродуктивных залежей нефти: Дис. к.х.н. Тюмень, 2004. 145 с.
3. Григорьев С.Н. «Стандартизация данных и технология массовой обработки геофизических исследований скважин для месторождений нефти и газа. Автореферат кандидатской диссертации». Москва, 1998.
СОПОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ Шалаев В.А.
Шалаев Владислав Анатольевич - кандидат педагогических наук, доцент, кафедра нефтегазового дела, Нижневртовский филиал Тюменский индустриальный университет, г. Нижневартовск
Аннотация: приводятся сведения о соотношения уровня добычи, дебитов, закачки, фонда скважин.
Ключевые слова: проектные показатели, добыча нефти, скважина.
Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки в целом по нефтяным объектам приведено на рисунке 1. Проектные показатели приведены за последние пять лет (2011-2015 гг.) по сумме категорий А+В1. В эти годы разработка Северо-Варьеганского месторождения регламентировалась следующими проектными документами:
1. «Проект разработки Северо-Варьеганского месторождения» (протокол №4973 от 17.10.2010).
2. «Технологическая схема опытно-промышленной разработки газоконденсатных пластов ЮВ11 и КВ Северо-Варьеганского месторождения» (протокол ЗС нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС №70-12 от 18.12.2012).
3. «Дополнение к проекту разработки Северо-Варьеганского месторождения» (протокол ЦКР Роснедр №5862 от 25.12.2013).
В 2011 году фактический уровень добычи нефти превысил прогнозное значение на 6,8% (проект - 422 тыс. т, факт - 450,9 тыс. т) за счет более высоких дебитов нефти (проект - 5,1 т/сут, факт - 6,6 т/сут) и более благоприятной динамики обводнения (фактическая обводненность продукции 94,1%, проектная - 95,3%). Добыча жидкости составила 7889,3 тыс. т, что ниже расчетной на 12,8%. Действующий добывающий фонд меньше проектного на 46 скважин. Разница обусловлена преждевременным выбытием скважин по техническим причинам.
Последующий период разработки характеризуется недостижением проектных уровней добычи нефти и жидкости.
В 2012 году отставание в уровнях добычи жидкости и нефти составило 46,4% и 25,8% соответственно. Расхождение обусловлено меньшим действующим добывающим
