CC BY
149EARTH SCIENCES
ANALYSIS OF REALIZATION OF TECHNOLOGY REDISTRIBUTION OF LAUTER STREAMS ON
DEPOSIT
A. Gusmanova
c.e.s., associate professor, professor of department is "Oil and gas business and geology", CGUTE the
name of Sh. ESENOV A. Zholbasarova undergraduate, CGUTE the name of Sh. ESENOV
D. Tanatar
undergraduate, CGUTE the name of Sh. ESENOV
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Гусманова А.Г.
К.т.н., доцент, профессор кафедры «Нефтегазовое дело и геология», КГУТИ им. Ш. Есенова
Байдильдаев К.С. Магистрант, КГУТИ им. Ш. Есенова
Темiр И.О.
Магистрант, КГУТИ им. Ш. Есенова
Abstract
In this article the efficiency of the applied technologies of increase of oil recovery of layers on an oil field Kalamkas is considered. Аннотация
В данной статье рассматривается эффективность применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов на нефтяном месторождении Каламкас.
Keyword: production, stocks, field, oil, well, oil recovery, geological and technical actions Ключевые слова: добыча, запасы, месторождение, нефть, скважина, нефтеотдача, геолого-технические мероприятия
На сегодняшний день добыча казахстанской нефти осуществляется на старых месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Стремительно продолжается снижение коэффициента нефтеотдачи с 58% до 25-30%, что объясняется прогрессирующим ухудшением геолого-технологической структуры продуктивного пласта.
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) отличаются от других мероприятий, проводимых на добывающих и нагнетательных скважинах тем, что в результате проведения этих мероприятий организация, получают прирост добычи нефти, т.е. технологический эффект. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие - к остальным ремонтам каждая нефтедобывающая предприятия определяет самостоятельно.
Технологический эффект не всегда дает экономического эффекта. Связи с эти должны быть рассмотрены всевозможные варианты разработки месторождения, учитывающие технико-технологические, геолого-физические характеристики месторождения.
Эффективная разработка месторождений, характеризующаяся достижением проектного уровня коэффициента извлечения нефти, является невозможным без проведения геолого-технических мероприятий, что приводит к увеличению коэффициента текущей нефтеотдачи и сокращению сроков разработки месторождений, соответственно сокращению затрат на разработку месторождения. В
связи с этим выбор применяемых геолого-технических мероприятий в первую очередь зависит от особенностей геологического строения залежей. Основными параметрами, влияющими на конечную нефтеотдачу, являются геолого-физические характеристики месторождения и характеристики применяемых геолого-технических мероприятий.
Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются сотни геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.
В настоящее время в АО «Мангистаумунай-газ» принята методика подбора скважин по критериям применимости, основанная на использовании статистического анализа эффективности ранее проведённых ГТМ.
Суть её заключается в подборе скважин, которая осуществляется на основе статистического анализа эффективности ранее проведённых ГТМ.
Применительно к методам воздействия на нефтяные пласты следует выделять два понятия: планирование и проектирование ГТМ.
Предложен подход, который заключается в комплексировании ГТМ на участках с высокой
плотностью остаточных запасов нефти. Для реализации указанного подхода предлагается составлять проекты проведения ГТМ (минипроекты), реализация которых позволит повысить эффективность применения ГТМ на поздней стадии разработки и вовлечь в активную разработку недренируемые заводнением застойные зоны пласта.
Для примера представлены проектные ГТМ по участку №4 пласта Ю-! месторождения Каламкас (рисунок 1).
Как следует из представленных данных, по участку рекомендовано провести 7 мероприятий по перераспределению фильтрационных потоков для снижения обводненности и более полного охвата нефтенасыщенной части пласта, а также проведение ремонто-изоляционных работ по наиболее обводненным скважинам и одна скважина для проведения ОПЗ. Эффективность планируемых мероприятий во многом зависит от технического состояния эксплуатационных колонн скважин.
Рисунок 1. Проектные ГТМ по участку №4 пласта Ю-1 месторождения Каламкас
Следует отметить, что методов воздействия на залежь с целью увеличения ее производительности и повышения нефтеотдачи достаточно много. При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин (увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин), другие - только на повышение нефтеотдачи, третьи - как на интенсификацию работы скважин, так и на повышение нефтеотдачи пластов.
Выбор проведения ГТМ зависит от строения продуктивного пласта, состава слагающих его пород и других пластовых условий, а также от причин снижения продуктивности.
За период 2011-2012г. (по состоянию на 01.09.12г) на месторождении проводились следующие геолого-технические мероприятия:
• гидравлический разрыв пласта (ГРП);
• соляно-кислотные обработки (СКО);
• перфорационно-взрывные работы (ПВР);
• зарезка боковых стволов (ЗБС);
• технология перераспределения фильтрационных потоков (ПФП).
Объемы и результаты проведения ГТМ за период 2011-2012гг. приведены в таблице 1.
Таблица 1
Объемы и результаты проведения ГТМ за период 2011-2012гг. (по состоянию на 01.09.2012г)
№ п/п Технологии Количество скважин Дополнительная добыча нефти на скважину, т/сут Накопленная добыча нефти, т Успешность, %
всего с эффектом
1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП) 16 16 5,4 12 634 58
2 СКО (нагнетательные скважины) 7 6 Приемистость(до)=101,8м3/сут Приемистость (после)=135,2м3/сут 25
3 ПВР (добывающие скважины) 117* 82 2,8 47 730 44
4 ПВР (нагнетательные скважины) 11 8 Приемистость(до)=162м3/сут Прие-мистость(после)=182 м3/сут 11
5 Зарезка боковых стволов (ЗБС) 26 26 20 211 770 89
6 Перераспределение фильтрационных потоков (ПФП) 92 47 1,6 45 458 25
* - количество скважин (от общего объема проведенных скважино-операций), по которым проведен анализ их эффективности
Объем работ по видам применяемых технологий составил 274 скважино-операции, в том числе: ГРП - 16 скважино-операций, СКО - 7 скважино-операций, ЗБС - 26 скважино-операций, ПВР - 133 скважино-операции, ПФП - 92 скважино-операции.
Эффективность технологий, применявшихся на месторождении за период 2011-2012гг. (по состоянию на 01.09.2012г) представлена на рисунках 2, 3.
Максимальная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам получена от работ по ЗБС - 20 т/сут. От проведения ГРП дополнительная добыча нефти на скважину составила 5,4 т/сут, от ПВР - 2,8 т/сут.
Рисунок 2. Анализ эффективности ГТМ, проведенных в добывающих скважинах
Рисунок 3. Анализ эффективности ГТМ, Технология применения потокоотклоняющих технологий направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением.
Эта технология предусматривает использование полимерных гелиевых составов, способных проникнуть вглубь пласта и создавать в пластах по-токоотклоняющие экраны с заданными факторами начального и конечного сопротивлений. За счет этого, происходит перераспределение фильтрационных потоков обрабатываемого участка залежи, сдерживается прорыв воды по промытым зонам из нагнетательной в добывающие скважины и подключаются в разработку трудноизвлекаемые запасы из зон с пониженной проницаемостью.
Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет двух эффектов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды — происходит существенное уменьшение динамической неоднородности
оведенных в нагнетательных скважинах потоков жидкости и как следствие — повышение охвата пластов заводнением.
В 2011-01.09.2012гг. на месторождении Ка-ламкас по данной технологии было обработано 92 нагнетательные скважины.
Эффективность технологии ПФП определялась по изменению технологических параметров работы нагнетательных и реагирующих добывающих скважин до и после проведения работ.
Результаты проведенного анализа представлены в таблице 2. Анализ эффективности применения технологии ПФП проведен по горизонтам. Анализом охвачено 568 реагирующих добывающих скважин: из них с эффектом -257, без эффекта -311.
Как следует из данных, представленных в таблице, из 568 реагирующих скважин только по 257 отмечено увеличение дебита нефти и снижение обводненности добываемой продукции.
Дополнительная добыча нефти по скважинам с положительным эффектом составила в среднем 1,8 т/сут, обводненность снизилась на 3 %, успешность проведения работ - 25 %. В целом за счет применения ПФП получено 45,458тыс. тонн дополнительной добычи нефти.
Для примера, на рисунках 4 и 5 представлено изменение технологических параметров работы скважин по горизонтам до и после проведения ПФП.
Рисунок 4 . Изменение технологических параметров работы скважин по горизонтам до и после ПФП
Рисунок 5. Изменение технологических параметров работы скважин по горизонтам до и после ПФП
Как следует из представленных данных, в результате проведения ПФП наблюдается снижение обводненности на3 %, увеличение дебита на 1,6 т/сут успешность проведения работ - 25%.
Технология перераспределения фильтрационных потоков и ограничения приемистости (ПФП) в 2011 году проведена в 60 нагнетательных скважинах месторождения Каламкас. Эффект применения технологии ПФП оценивается по данным геофизических исследований, выполненных до и после проведения технологических работ по ограничению приемистости.
Сведения о работе скважин до проведения ПФП имеются по всем 60 скважинам, в которых проведена данная технология. В большинстве скважин геофизические исследования выполнены за 1 -3 месяца до проведения технологических работ, по
некоторым скважинам ГИС выполнены за 4 - 8 месяцев до проведения ПФП. В скважине 4060 и 5198 геофизические исследования выполнены за 1,5 года и более до проведения технологии ПФП, а в скважине 904 с момента последних ГИС прошло более 2 лет. После проведения технологических работ и выхода скважины на стабильный режим работы исследования ГИС-контроль выполнены в 41 скважине, комплексы геофизических исследований выполнены по истечении 1 - 2 месяцев после проведения ПФП.
В 2012 году технология перераспределения фильтрационных потоков и ограничения приемистости (ПФП) проведена в 32 нагнетательных скважинах месторождения Каламкас. Эффект применения технологии ПФП оценивается замерами приемистости на устье скважины и по данным
геофизических исследований, выполненных до и после проведения технологических работ.
Экономическая эффективность по видам ГТМ определялась по соотношению доходов и расходов, которые необходимы при проведении геолого-технических мероприятий.
При расчете величины эксплуатационных затрат упор сделан на условно-переменные затраты, которые будут изменяться с изменением объемов добычи нефти. Условно-постоянные затраты, не зависящие от объемов добычи нефти в расчете эксплуатационных затрат не участвуют. Наряду с этим были определены все налоги, связанные с добычей и реализацией нефти, включаемые в себестоимость продукции.
Таблица 3
Результаты проведения ПФП на месторождении Каламкас_
Показатели ПФП
2011 2012
Количество проведенных ГТМ - всего 60 32
Количество проведенных ГТМ с эффектом 158 99
Дополнительная добыча нефти, т/сут. 1,9 1,3
Продолжительность эффекта, сут. 108 103
Общий объем дополнительной добычи нефти, тыс. тонн 32,4 13,3
Стоимость ГТМ, тыс. тенге 865,3 5 014,5
Стоимость ГТМ, тыс. $ 5,9 33,9
Цена продажи нефти на внутренний рынок, $/т 254,1 384,8
Цена продажи нефти на внешний рынок, $/т 522,7 667,9
Доля продажи на внешний рынок, % 85,0% 85,0%
Затраты зависящие от объема добычи нефти, тыс. $ 2 668,6 1 091,1
Таможенная пошлина, тыс. $ 1 296,9 530,2
Налог на добычу полезных ископаемых , тыс. $ 2 253,5 1 186,3
Рентный налог на экспорт нефти, тыс. $ 3 025,1 1 580,4
Затраты на проведение ГТМ, тыс. $ 351,0 1 084,8
Всего затрат на дополнительный объем добычи нефти 9 595,1 5 472,9
Дополнительный доход от продажи дополнительного объема добытой нефти, тыс. $ 15 641,1 6 395,1
Эффективность проведения ГТМ (дополнительная операционная прибыль), тыс. $ 6 046,0 922,2
Эффективность проведения ГТМ (дополнительная операционная прибыль), тыс. тенге 894 321 138 760
Эффект от проведения 1го ГТМ , тыс.$/1 ГТМ 38,3 9,3
Эффект от проведения 1го ГТМ, тыс.тенге/1 ГТМ 5 660,3 1 401,6
В 2011 году из окружающих 368 добывающих скважин, положительный эффект получен по 158 скважинам. Дополнительный объем добычи нефти составил 32,4 тыс. тонн. Эффективность ПФП - 38,3 тыс. $.
В 2012 году из 200 реагирующих добывающих скважин эффект был получен в 99 скважинах. Дополнительно добыто 10,3 тыс. тонн нефти, дополнительная прибыль составила 922,2 тыс. $.
Эффективность проведения составила 9,3 тыс.$.
Результаты проведения ПФП приведены в таблице 3.
Итак, все виды проведенных мероприятий, экономический эффект и рекомендуются к даль-кроме ГРП (в 2012 году), имеют положительный нейшему использованию.
