CC BY
7
На основании проанализированных данных можно сделать вывод, что наименьший прирост количества выданных ипотечных кредитов зафиксирован в Северо-Кавказском федерально округе (17,48%), а наибольший в Северо-Западном федеральном округе (24,99%). Наименьший прирост объемов выданных средств отмечен также в Северо-Кавказском федеральном округе (19,72%), а наибольший в Центральном федеральном округе (31,89%). Наибольшее снижение средневзвешенной процентной ставки по ипотечному кредитованию наблюдается в Северо-Западном федеральном округе (7,78%), а наименьшее в Северо-Кавказском федеральном округе (4,79%).
В целом по стране количество выданных ипотечных кредитов в 2016 году увеличилось в среднем на 21,53%, а объемы выданных средств увеличились в среднем на 25,24%. Средневзвешенная процентная ставка в среднем по стране снизилась на 6,1%.
Использованные источники:
1. Меркулов В. Мировой опыт ипотечного жилищного кредитования и перспективы его использования в России. - Litres, 2017.
2. Статистический сборник «Сведения о рынке жилищного (ипотечного жилищного) кредитования в России», Москва, 2017.
3. Официальный сайт Центрального банка Российской Федерации. Режим доступа: www.cbr.ru
УДК 622.276.6
Зарубин Д.С.
Пермский национальный исследовательский политехнический университет Россия, г. Пермь МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА БОБРИКОВСКОМ ПЛАСТЕ ПАЛАШЕРСКОГО ПОДНЯТИЯ УНЬВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В работе проводится анализ результатов проведения геолого-технологических мероприятий по бобриковскому горизонту Уньвинского месторождения. На основании проведенного анализа, выявлено, что наиболее эффективными мероприятиями являются гидроразрыв пласта, перевод скважин, а также бурение боковых стволов. В рамках статьи проведено моделирование проведения геолого-технологических мероприятий на скважинах №№ 211, 329, 228, 517, 346 с помощью программного продукта Tempest More.
Ключевые слова: интенсификация добычи нефти, ГТМ, ГРП, моделирование, Tempest More.
Zarubin D.S.
Perm national research politechnical University
Russia, Perm
SIMULATION OF GEOLOGICAL TECHNOLOGICAL ACTIVITIES AT BOBRIKOVSKY PLAST OF PALASCHER RISE OF
UNIVIT DEPOSIT
The work analyzes the results of geological and technological measures carried out on the Bobrikov horizon of the Univinskoye field. Based on the analysis, it was found that the most effective measures are hydraulic fracturing, well transfer, and sidetracking. Within the framework of the article, modeling of geological and technological measures at Wells Nos. 211, 329, 228, 517, 346 was carried out using Tempest More software.
Key words: intensification of oil production, hydraulic fracturing, modeling, Tempest More.
Разработка Уньвинского нефтяного месторождения на территории Верхнего Прикамья ведется с 1981 года. Месторождение расположено в перспективном нефтегазоносном районе Пермского края. На 01.01.2017 бобриковский объект находится на третьей стадии разработки, в связи с чем актуальным становится применение способов и технологий интенсификации добычи нефти. Проведение геолого-технологических мероприятий позволяет увеличить продуктивность добывающих скважин [1,2,3]. В рамках статьи рассмотрим и смоделируем способы повышения интенсификации добычи нефти на бобриковском пласте палашерского поднятия Уньвинского месторождения.
К основным проблемам разработки объекта относятся: высокое газосодержание на забоях скважин, возникающее вследствие падения пластового давления ниже давления насыщения, выпадение асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), высокая обводненность скважин, на которые воздействует система поддержания пластового давления (ППД).
Для выбора наиболее эффективных методов воздействия на продуктивные пласты проанализированы результаты применявшихся ранее геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на рассматриваемом месторождении.
Результаты проведения ГТМ по бобриковскому горизонту Уньвинского месторождения представлены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1.
Результаты проведения ГТМ на добывающем фонде Уньвинского _месторождения, пласта Бб_
Наименование технологий Количеств о ГТМ Продолжительность эффекта, сут Прирост Он, т/сут Средняя доп. добыча на 1 ГТМ, тыс. т
БС 47 1138 10,3 27,5
БС с гориз. окончанием 2 1379 21,2 29,7
ВИР СПР 1 378 6,3 0,0
ВИР Кисл. гель 3 62 1,0 2,9
ГРП 35 1132 19,2 19,3
ГРП с RCP 4 1041 17,1 13,6
ГРП с азотом 3 710 12,9 9,7
Перевод 20 1984 22,5 40,8
ГИВ 1 0 0,1 0,0
ПГДА 2 0 0,0 0,9
Рад. бурение 3 278 3,2 15,4
Дострел 3 991 16,1 2,4
Реперфорация 13 303 1,5 12,8
ЩГПП 1 334 8,6 41,9
РИР пластырь 1 895 10,1 3,6
РИР цементом 2 1047 13,0 0,9
Таблица 2
Результаты проведения ГТМ на нагнетательном фонде Уньвинского _месторождения, пласта Бб_
Наименование технологий Количество ГТМ Продолжительность эффекта, сут Суммарная доп. добыча на 1 ГТМ по реаг. скважинам, т
ВПП 1 61 0,6
ГРП 42 410 4,7
ГРВ 45 398 3,9
ГАВ 1 150 1,2
ПГДА 2 69 0,1
РБ 3 406 0,9
Реперфорация 1 695 4,2
Анализируя данные таблицы 1 и 2 можно сделать вывод, что наибольшую эффективность из рассмотренных ГТМ проявили технологии перевода скважин с турне-фаменского объекта (перевод), бурения боковых стволов (БС), а также гидроразрывы пласта (ГРП). Максимальный прирост дебита нефти по технологии БС (скв. №304 - 60,8 т/сут) и переводу (скв. №454, 42,9 т/сут) получены в центральной части Уньвинского поднятия, максимальный прирост по ГРП (скв. №370, 48,7 т/сут) получен в северной части Палашерского поднятия.
Технологии радиального бурения (РБ) выполнены в трех скважинах.
РБ проводилось на специальном растворе с применением гидрофобизатора (для исключения разбухания глин). Достигнутые приросты дебита нефти свидетельствуют о достаточно высокой эффективности технологии на объекте, поэтому необходимо увеличить опыт работ с целью дальнейшего развития технологии.
В категории перфорационных методов ЩГПП проявила себя с хорошей стороны. Технология имеет не рекордный суточный прирост добычи нефти, однако, большая продолжительность положительного эффекта обеспечивает ей высокие значения средней дополнительной добычи на 1 ГТМ.
Среди ремонтно-изоляционных работ (РИР) успешными являются мероприятия, связанные с изоляцией обводненного пласта установкой цементного пласта, в т.ч. с закачкой изолирующих составов (ДТС, СПР). Технологии ГИВ и ПГДА на объекте оказались не эффективными.
На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что и для добывающего фонда скважин, и для нагнетательного эффективным мероприятием является ГРП. В рамках статьи смоделируем проведение ГРП в двух добывающих скважинах №№ 228, 517 и в двух нагнетательных № 211, 289, 329 (для предотвращения снижения приемистости).
Для проведения моделирования и исследования использовался прикладной программный продукт «Tempest More» (Roxar, США).
В результате моделирования предложенных ГРП положительный эффект имели все, кроме гидравлического разрыва пласта в скважине № 289 - продукция соседних скважин стала обводняться слишком быстро из-за перекомпенсации.
На рисунке 1 представлен профиль гидродинамической модели (ГДМ) в районе нагнетательной скважины №211.
0.0 0.2469 0.4939 0.7408 0.9S78
Рисунок 1 - Профиль ГДМ в районе скважины № 211 пласта Бб Скважина 211 находится в юго-западной части объекта. ГРП в ней позволит снизить скорость падения пластового давления в западной и юго-западной частях пласта. После моделирования ГРП видно снижение темпа падения давления. Сравнительный график изменения пластового давления с ГРП и без него представлен на рисунке 2.
Рзаб ГТМ Рзаб Рпл ГТМ Рпл
12
24 36
Время, мес
48
60
Рисунок 2 - График изменения пластового и забойных давлений в районе скважины №211 Скважина № 329 находится в северной части поднятия. Она оказывает влияние на ряд скважин северной части залежи, где сконцентрирована большая часть остаточных запасов. ГРП в данной скважине, согласно результатам моделирования, позволит снизить темп падения пластового давления в зоне, подверженной влиянию данной скважины. Сравнительный график изменения пластового давления с ГРП и без него представлен на рисунке 3.
450
Рзаб ГТМ Рзаб
Рпл ГТМ Рпл
12
24 36
Время, мес
48
60
Рисунок 3 - График изменения пластового давления в районе
скважины № 329
0
0
При моделировании ГРП в скважине №228 дебит по жидкости повысился с 1,9 м3/сут до 12,4 м3/сут. Обводненность остается на низком уровне и не превышает значения 9%. Сравнительный график накопленной добычи и дебитов с ГРП и без него представлены на рисунках 4 и 5.
180
■Добыча ГТМ
■Добыча
° 110 £ 100
12
24 36
Время, мес
48
60
Рисунок 4 - График накопленной добычи нефти скв. № 228
35
> с
30
1 25
5
Ю
е
20
15
Дебит ГТМ Дебит
12
24 36
Время, мес
48
60
Рисунок 5 - График изменения дебитов скв. № 228 При моделировании ГРП в скважине № 517 дебит по жидкости повысился с 20,1 м3/сут до 33,7 м3/сут. Обводненность скважинной продукции остается на низком уровне и не превышает значений 6%. Сравнительный график накопленной добычи и дебитов с ГРП и без него представлены на рисунках 6 и 7.
245
Добыча ГТМ
Добыча
12
24
36
48
60
Время, мес
Рисунок 6 - График накопленной добычи нефти скв. № 517
0
0
0
14 12 > 10
5
Ю
и
2
12
24 36
Время, мес
48
60
8
6
4
0
0
Дебит ГТМ
Дебит
Рисунок 7 - График изменения дебитов скв. № 517 При моделировании скважина №346 была переведена из добывающего фонда в нагнетательный. Сделано это было с целью снижения скорости падения давления в северной части, т.к. вблизи скважины № 346 находятся 2 зоны сильного падения пластового давления (до значений ниже 12 МПа). Согласно модели, при переводе данной скважины в нагнетательный фонд при закачке агента порядка 95 м3/сут, можно добиться остановки падения пластового давления. На рисунке 8 представлен сравнительный график изменения пластового давления в районе скважины 346 с ГТМ и без него.
125 120
115
л
OL
110
105
Рпл ГТМ
Рпл
100
0 12 24 36 48 60
Время, мес
Рисунок 8 - График изменения давления в районе скважины 346 В ходе исследования определены наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти для Палашерского поднятия пласта Бб Уньвинского месторождения. Предложенные методы были смоделированы с помощью программного продукта «Tempest more». В 4 случаях из 5 моделирование выявило положительный эффект от проведения геолого-технологического мероприятия.
Для интенсификации добычи нефти и для поддержания приемистости скважин рекомендуется проведение ГРП в скважинах №№ 211, 228, 329, 517. Для предотвращения падения давления в наиболее перспективной (северной)
части залежи рекомендуется перевод скважины № 346 в нагнетательный фонд.
Использованные источники:
1. Ерофеев А. А., Пономарева И. Н., Мордвинов В. А. Определение эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин //Научные исследования и инновации. - 2010. - Т. 4. - №. 2. - С. 22-26.
2. Гейхман М. Г. и др. Технологическая эффективность геолого-технологических мероприятий-одна из составляющих организации производства //Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2011. -№. 2. - С. 34-37.
3. Юсифов Т. Ю., Фаттахов И. Г., Маркова Р. Г. Поэтапный контроль проведения геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки месторождений //Научное обозрение. - 2014. - №. 4. - С. 38-41.
УДК 622.276.58
Зарубин Д. С.
Вяткин К. А.
Пермский национальный исследовательский политехнический университет Россия, г. Пермь
СОЗДАНИЕ МОДЕЛИ РАБОТАЮЩЕЙ В ПЕРИОДИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
В рамках статьи проводится моделирование добывающей скважины, работающей в периодическом режиме, при помощи программного продукта. В связи с недостоверностью ряда промысловых данных произведена настройка модели по известным фактическим значениям мгновенного дебита, буферного и пластового давлений, а также значения динамического уровня.
Ключевые слова: моделирование добывающей скважины, периодическая эксплуатация скважин.
Zarubin D.S.
Perm national research polytechnic university
Russia, Perm Vyatkin K.A.
Perm national research polytechnic university
Russia, Perm
CREATION OF THE MODEL WORKING IN THE PERIODIC REGIME OF THE EXHAUST WELL
Within the framework of the article, a production well that operates in a batch mode is modeled using a software product. In connection with the inaccuracy of a number offield data, the model was adjusted to the known actual values of the instantaneous production rate, the buffer and reservoir pressures, as
