Кусровая. Анализ эффективности применения бс в условиях Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения нгду Азнакаевскнефть
 Скачать 1.02 Mb.
|
 Рисунок 2.1.1 – Характеристика динамики ТПР горизонта Д0 в условиях Зеленогорской площади Анализ динамики ТПР, представленных на рисунке 2.1.1, указывает на процесс закономерного увеличения добычи нефти с низкими значениями обводненности скважинной продукции с 1964 года, а период с 1981 по 2016 гг. характеризуется постепенным падением добычи нефти. Показатель добычи нефти за 2016 год составляет 547 тысяч тонн – 7,06 процентов от показателей ТИЗ, 0,49 процентов от НИЗ. Суммарная добыча попутной воды с начала процесса разработки горизонта Д0 составила 294,904 млн. тонн, а показатель водонефтяного фактора составил 2,8. Объемы закачки воды за 2016 год составили 7,182 млн. м3, показатели компенсации по отбору жидкости равны 113,2 процентов. Показатели забойного давления в условиях горизонта Д0 Зеленогорской площади изменяются в пределах 9,6-10,5МПа, а за 2016 г. показатель пластового давления – по зоне отбора – 15,5 МПа, а по зоне нагнетания – 17,9 МПа. При анализе выработки пластов-коллекторов по горизонту Д0 Зеленогорской площади, отмечаются удовлетворительные значения темпов отбора нефти по всем типам коллекторов, но выработка запасов нефти по ним характеризуется как неравномерная. Количество отбираемой нефти из пластов определяет их разделение на две группы: первая с пластами Д0 (27,1 процентов от общих значений отбираемой нефти), "б2+3" (32,9 процентов); вторая группа включает пласты "а" с 4,6 процентов от общих значений отбираемой нефти, "б1" с 10,7 процентов от общих значений отбираемой нефти, "в" с 10,0 процентов от общих значений отбираемой нефти и "г" с 13,2 процентов от общих значений отбираемой нефти. Наибольшие объемы нефти отбирались из пластов по пашийскому горизонту, показатель был равен 72 процента. Можно отметить, наибольшую долю отбора нефти по высокопродуктивным коллекторам - около 88,2 процентов, а по высокопродуктивным глинистым – около 9,4 процентов, тогда как по малопродуктивным всего 2,4 процента. Аналогично характеризуются соотношения по отборам по группам коллекторов в отдельных пластах. Различие отмечается по количеству отобранной нефти в различных зонах. Отбор из нефтяной зоны составил 73,4 процентов, из водо-нефтяных зон равен 26,6 процентов от суммарного отбора. В 2016 году остаточные извлекаемые запасы нефти составили около 10млн. тонн, причем наибольшее сосредоточение отмечено по высокопродуктивным коллекторам – 65,5 процентов, по высокопродуктивным глинистым и малопродуктивным коллекторам, остаточные извлекаемые запасы нефти стали равны 22,4 процентов и 12,1 процентов соответственно. Можно отметить их неравномерное распределение по пластам. Наибольшие остаточные извлекаемые запасы (примерно 3 млн. тонн) сосредоточены по пластам Д0 (около 34 процентов от общих объемов), б2+3 (около 25 процентов от общих объемов), а наименьшие по пропластку г (около 4 процентов от общих объемов). Их объемы в других пластах изменяются в пределах 1,2-1,5 млн. тонн. Также отмечается неравномерность распределения остаточных запасов и в группах коллекторов и в пределах по отдельным пластам. Начальные извлекаемые запасы нефти по высокопродуктивным коллекторам с начала разработки составляли около 93 млн. тонн (или 86,1 процентов от общих значений запасов), по высокопродуктивным глинистым составили около 11,4 млн. тонн (или 10,6 процентов от общих значений запасов) и по малопродуктивным составили около 3,5 млн. тонн нефти (или 3,3 процентов от общих значений запасов). Отмечается уменьшение доли запасов по высокопродуктивным коллекторам почти на 50 процентов, по высокопродуктивным глинистым и малопродуктивным коллекторам отмечено увеличение в 2 и 3,5 раз, соответственно. Эту тенденцию можно отметить и в отдельных пластах. Наблюдается увеличение доли запасов нефти в пластах Д0, а, б1. Величина соотношения запасов нефти в нефтяных и водонефтяных (по 74 процента, 26 процентов, а также 73,4 процентов, 27 процентов) зонах обобщенно почти не меняется. Отмечено наличие различных изменений в отдельных пластах. Увеличение доли запасов в водонефтяных зонах в пластах а, б1, в произошло одновременно с ее уменьшением в пластах б2+3, г. Балансовые запасы характеризуются в целом теми же тенденциями по изменению структур запасов нефти, как и извлекаемые. Учитывая высокую выработанность запасов нефти – свыше 90 процентов – необходим контроль процесса обводнения в скважинах и использование, по возможности, селективных методов водоизоляции при вовлечении в разработку остаточных запасов нефти. Компенсация потерь нефти при истощении запасов за 2016 год была обеспечена комплексом различных ГТМ: введение из неработающего фонда десяти нефтяных скважин; освоение под закачки вод пяти новых скважин со средней приемистостью, равной 122 м3/сутки; введение из бездействия нагнетательных скважин в количестве 13 единиц. Таким образом, на Зеленогорской площади реализуется эффективная система разработки. Показатели разработки по факту выше проектных, в 1,7 раза увеличена добыча нефти по сравнению с проектной, т.к. можно отметить повышенную продуктивность месторождения в сравнении с расчетной. При анализе текущего состояния процесса разработки в условиях горизонта Д0 Зеленогорской площади можно отметить, что эксплуатация рассматриваемого объекта находится на завершающей стадии при снижении добычи нефти, увеличении закачиваемых объемов жидкости, а также повышении значений обводненности скважинной продукции. Зеленогорская площадь по состоянию на 1.01.2017 года находится на четвертой стадии разработки, характеризуется уменьшением добычи нефти, повышением обводненности и объемов закачки жидкости, высокой степенью выработки запасов нефти. Разукрупнение, упорядочение разработки и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов необходимо проводить наряду с увеличением объемов исследований скважин и применения технологий повышения выработки запасов нефти, например, бурением боковых стволов скважин. 2.2 Анализ показателей эксплуатации скважин с БС на промысловом объекте Проведён анализ результатов применения БС и БГС в 2016 году. За 2016 г. на Зеленогорской площади пробурено 5 БС. Всего по БГС добыто 3165,2 т нефти [32] – 1582,6 т на одну пробуренную скважину. Всего по БС добыто 4346,7 т нефти [32] – 1448,9 т на одну пробуренную скважину. В таблице 2.2.1 и на рисунках 2.2.1-2.2.5 приведена эффективность бурения БС - динамика дебита нефти, жидкости, обводненности, пластового и забойного давлений до и после применения БС на скважинах Зеленогорской площади. По этим данным видно, что дебиты жидкости по годам имеют тенденцию к увеличению. Таблица 2.2.1 - Показатели эксплуатации скважин с БС на Зеленогорской площади
 Рисунок 2.2.1 – Изменение дебита нефти до и после применения БС в условиях Зеленогорской площади Всего на 1.01.2017 г. было пущено в эксплуатацию 5 скважин Зеленогорской площади с боковыми стволами, причем зарезка БС проводилась в основном по скважинам, ожидающим ликвидации или по скважинам, находящимся в бездействии. Можно отметить (рисунок 2.2.1), что на всех скважинах наблюдается положительная динамика дебита нефти, в среднем, произошел прирост на 5 т/сут.  Рисунок 2.2.2 – Изменение дебита жидкости до и после применения БС на скважинах Зеленогорской площади На всех скважинах после применения БС отмечена положительная динамика дебита жидкости, в среднем, произошел прирост на 5,8 т/сут (рисунок 2.2.2). По всем скважинам отмечено снижение обводненности продукции на разные значения, в среднем, произошло уменьшение на 9,3%, а среднее значение обводненности по всем рассматриваемым скважинам в результате применения БС составило 20 %. Рассматриваемые скважины с БГС и БС, пробурены в 2016 году. Анализ бурения боковых и боковых горизонтальных стволов в условиях Зеленогорской площади можно сказать, что эффективность бурения высокая, потому что дебиты скважин при использовании боковых и боковых горизонтальными стволами по нефти на 5 т/сут выше, чем у скважин действующего фонда. Скважины действующего добывающего фонда характеризуются высокими дебитами по жидкости примерно на 5,8 т/сут больше. Средняя обводненность продукции скважин с боковыми горизонтальными стволами ниже на 19,6 %, составляет 64% (рисунок 2.2.3).  Рисунок 2.2.3 – Изменение обводненности до и после применения БС на скважинах Зеленогорской площади На основании анализа можно сделать вывод: эффективность бурения БС может уменьшаться при увеличении продолжительности разработки Зеленогорской площади, когда скважины эксплуатируются с низкими дебитами по нефти, уменьшается накопленный отбор нефти по пробуренным скважину, увеличивается обводненность скважинной продукции, уменьшается величина вовлекаемых скважинами запасов. Эти факторы проявляются за счет выработки и убытия из разработки основных продуктивных пластов-коллекторов. 2.3 Анализ накопленной добычи нефти по участкам скважин с БС на промысловом объекте 2.4 Анализ технологической эффективности применения БС по участкам скважин Из технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти, за 2016 год на Зеленогорской площади применялось три вида мероприятий: применение боковых горизонтальных стволов (БГС), боковых стволов (БС), гидравлический разрыв пласта (ГРП) [33]. В таблице 2.4.1 и на рисунках 2.4.1-2.4.4 представлены показатели эффективности применяемых технологий. Таблица 2.4.1 – Технологическая эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти на Зеленогорской площади за 2016 год
 Рисунок 2.4.1 - Объемы проведения мероприятий интенсификации добычи нефти в условиях Зеленогорской площади Из применяемых методов наибольшее распространение получило применение ГРП (4 скважины), далее БС (5 скважин), менее часто применялись БГС (2 скважины).  Рисунок 2.4.2 – Эффективность по дополнительной добычи нефти после применения мероприятий в условиях Зеленогорской площади Самая большая дополнительная добыча была получена за счет применения БС – около 7913 т нефти по 5 скважинам. Наименьший показатель дополнительной добычи у БГС – 2897,8 т нефти, т.к. меньший объем внедрения.  Рисунок 2.4.3 - Удельный технологический эффект применяемых методов интенсификации в условиях Зеленогорской площади По данным рисунка 2.4.3 можно отметить, что наибольшая удельная эффективность получена за счет применения БС – около 1582,6 т/скв. Наименьший показатель у ГРП – 993,7 т./скв.  Рисунок 2.4.4 - Удельные затраты на проведение технологий интенсификации на Зеленогорской площади У технологии ГРП наименьшие удельные затраты – 1298,2 тыс. руб./скв., наибольшие удельные затраты – у технологии БГС – составили 2156,3 тыс. руб./скв.  Рисунок 2.4.5 - Средняя продолжительность эффекта после применения технологий интенсификации в условиях Зеленогорской площади Наибольшей величиной средней продолжительности технологического эффекта характеризуется применение БГС – около 24 месяцев, наименьшей – ГРП – в среднем, 17 месяцев (рисунок 2.4.5).  Рисунок 2.4.6 – Среднее увеличение коэффициента продуктивности после проведения методов интенсификации в условиях Зеленогорской площади Применением БС можно достичь наибольшего повышения значений коэффициента продуктивности (на 2,78 т/(сут·МПа), если сравнивать с другими методами. Все проводимые методы интенсификации характеризуются одинаковой успешностью – 100 % (БГС, БС, ГРП). Анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти на Зеленогорской площади за 2016 год показывает, что: - наибольшая дополнительная добыча нефти получена за счет применения следующих мероприятий по интенсификации добычи нефти: БС (7913 тонн) и ГРП (3974,8 тонн); - наибольшей удельной эффективностью применения характеризуются методы: применение БС – 1582,6 тонн/скв., БГС – 1448,9 тонн/скв; - наибольшая средняя продолжительность технологического эффекта наблюдается после применения БГС – 24 месяца, наименьшая после ГРП – составляет 17 месяцев; - наибольшее увеличение коэффициента продуктивности скважин в условиях Зеленогорской площади произошло после применения следующих мероприятий по интенсификации: применение БС – на 2,78 м3/(сут·МПа) и БГС – в среднем, на 1,9 т/(сут·МПа). 2.5 Подбор скважин-кандидатов для использования БС на промысловом объекте по геолого-физическим факторам (не менее 2 скважин) С целью получения максимального технологического эффекта за счет применения мероприятий по интенсификации процесса добычи нефти, нужен обоснованный подход к вопросу выбора оптимальной технологии в условиях конкретного промыслового объекта с учетом особенностей геологического строения, а также коллекторских характеристик пласта. На основе результатов анализа технологической эффективности применения в условиях Зеленогорской площади методов интенсификации процесса добычи нефти (технологии БГС и БС, а также ГРП) за период 2016 г. более эффективным оказалось применение БС. Наибольшей удельной эффективностью применения характеризуются технологии БС и БГС – 1582,6 тонн/скв. и 1448,9 тонн/скв. соответственно. Большее увеличение коэффициента продуктивности скважин месторождения произошло в результате внедрения БС – в среднем, на 2,78 т/(сут·МПа). Применение БС в условиях Зеленогорской площади подтверждено очевидными преимуществами таких скважин перед вертикальными [35]: больший коэффициент нефтеизвлечения (в 2 – 3 раза), возможность компактного размещения оборудования при добыче нефти в поверхностных условиях. Большее значение коэффициента нефтеизвлечения можно объяснить, что боковой ствол имеет более значительный коэффициент охвата и низкую обводненность продукции. Компактность размещения подразумевает возможность установки оборудования на устье посредством кустов, применение системы трубопроводов меньшей металлоемкости. Вместе с преимуществами имеются определенные недостатки: значительная стоимость БС, а также ограниченная возможность при их использовании. Однако эффект при добыче нефти нейтрализует данные недостатки. Таким образом, осуществлен обоснованный выбор использования БС с целью интенсификации процесса добычи нефти скважин в условиях Зеленогорской площади. Согласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин: - скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые; - скважины с затрубной циркуляцией; - скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола; - скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его. На основе критериев осуществлен выбор фонда скважин в объеме трех скважин для внедрения БС для интенсификации процесса добычи нефти в условиях Зеленогорской площади, а параметры эксплуатации выбранных добывающих скважин показаны в таблице 2.5.1. Таблица 2.5.1 – Параметры эксплуатации скважин-кандидатов, выбранных для внедрения БГС и БС
Все выбранные скважины в условиях Зеленогорской площади удовлетворяют критериям, поэтому ожидается хорошая эффективность применения на них БГС и БС с целью интенсификации процесса добычи нефти. 3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Ассоциативный и многофакторный анализ влияния факторов на эффективность применения БС на промысловом объекте С помощью ассоциативного анализа можно получить ответ на вопрос, оказывает ли влияние на рассматриваемый показатель процесса тот или иной фактор и есть ли смысл проводить более подробные исследования, например, дисперсионный и корреляционный анализы, при которых требуются значительно большие затраты времени на проведение вычислений [35]. Таблица 3.1.1 – Исходные данные по скважинам с БС на Зеленогорской площади
Таблица 3.1.2 – Влияние обводненности на дебит нефти по скважинам с БС на Зеленогорской площади
Рассчитаем коэффициент ассоциации  (3.1.1)  Если абсолютная величина ψ > 3/  , то можно считать, что связь между признаками не случайная:  т. е. связь между этими признаками не случайная. Среднеквадратическое отклонение  Среднеквадратичное отклонение показывает, что коэффициент ассоциации точен. Следовательно, мы можем использовать статистические данные для получения приближенной корреляционной зависимости между приростом дебита нефти и обводненностью, пористостью, проницаемостью. Таблица 3.1.3 - Зависимость прироста дебита нефти от обводненности по скважинам с БС на Зеленогорской площади
При определении значения показателя  сначала вычисляются показатели  по формулам:  (3.1.2)         Величина оценивается по формуле: ; (3.1.3)Значение в соответствии с (3.1.3): с=t·s=2·2=4.  Значение составило  , поэтому можно считать, что между обводненностью продукции и приростом дебита нефти связь отсутствует.Среднеквадратическая ошибка вычисленной величины определяется по формуле:  ; (3.1.4) )=1,2.Определяем коэффициент сопряженности:   Таблица 3.1.4 - Зависимость прироста дебита нефти от проницаемости
Для определения величины вычислим сначала значения :
 .Значение : с=t·s=2·2=4. Значение составило: , поэтому можно сделать вывод, что связь между приростом дебита нефти и проницаемостью случайная.Среднеквадратическая ошибка вычисленной величины определяется по формуле (3.1.4):  )=1,2.По формуле (3.1.1) определяется значение коэффициента сопряженности:  Для определения величины вычисляются первоначально значения :
 .Значение : с=t·s=2·2=4. Таблица 3.15 - Зависимость прироста дебита нефти и пористости по скважинам с БС на Зеленогорской площади
Значение составляет  , поэтому можно сделать вывод, что связь между приростом дебита нефти и пористостью случайная.Среднеквадратическая ошибка вычисленной величины определяется по формуле (3.1.4):  )=1,7.По формуле (3.1.1) определяется коэффициент сопряженности:  Таблица 3.1.6 - Конечные результаты ассоциативного анализа влияния факторов на эффективность применения технологии БС на скважинах Зеленогорской площади
В результате ассоциативного анализа влияния факторов на эффективность применения технологии БС на скважинах Зеленогорской площади установлено, что связь между дебитом нефти и обводненностью, проницаемостью, пористостью случайная. При проведении дисперсионного анализа каждое из множества наблюдений необходимо для проведения одновременного оценивания всех рассматриваемых факторов, а также их взаимодействия. Важным аспектом является, что обычно можно исключить проведение параллельных наблюдений, при этом ограничиваясь только одним наблюдением при каждом сочетании уровней факторов, выбранных для изучения [35]. Многофакторный анализ можно отнести к начальной стадии исследований, т.к. его результаты помогают выявить наличие или отсутствие статистических связей между параметрами, выбранными для анализа, а также обосновать необходимость дальнейшего проведения исследований по их изучению. Кроме этого, отличительная особенность многофакторного анализа состоит в том, что в результате его проведения имеется возможность более точного нахождения средней квадратической ошибки опытов в случае малого повторения разных вариантов. При проведении многофакторного анализа должны выполняться следующие условия 1. Результативные признаки, а также их преобразованные функции рассматриваются как случайные выборки из общей генеральной совокупности, которая подчиняется нормальному закону распределения величин. 2. Отсутствие корреляции факторов, влияющих на результативный признак. 3. Однородность дисперсий по группам. Рассмотрено комплексное влияние геолого-технологических факторов - трех параметров A,Bи C(проницаемость, пористость призабойной зоны пласта и обводненность продукции скважин)на технологическую эффективность БС на скважинах Зеленогорской площади. Ряд значений рассматриваемых факторов разбивается по трем интервалам. Величины прироста дебита нефти распределяются по клеткам таблицы 3.1.1, но заполненными оказываются не все клетки таблицы. По каждой клетке необходимо вычисление:  , (3.1.5) , (3.1.6)где  — число значений в j клетке. где  - их сумма.Каждая клетка заполняется соответствующим для нее количеством данных  , а также их суммой  ,средним значением Mj, величиной Zjпо следующей форме  .В таблице 3.1.7 указаны значения без учета фактора А. При этом объединяются все клетки уровня фактора А , а факторы В и С не меняют уровень.Данное объединение проводится суммированием количества наблюдений т , их сумм . Два других элемента получаются в соответствии с вышеизложенным.Таблица 3.1.7 - Распределение прироста дебита нефти по группам по скважинам с БС на Зеленогорской площади
Таким же образом составлены таблицы без учета влияния факторов В, С. Для каждой таблицы вычисляются значения факториальной  и остаточной  дисперсий:  , (3.1.7) , (3.1.8)где g | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
