Автореферат диссертации на соискание ученой степени

Вид материалаАвтореферат диссертации

Содержание


Общая характеристика работы
Краткое содержание работы.
Во второй главе
Time – период моделированияЦикл по Tтек, Tтек – текущий момент времениOch
Основные выводы
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах
Подобный материал:

На правах рукописи


УДК 622.276.6


ОБИХОД АЛЕКСАНДР ПЕТРОВИЧ


ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ С РАЦИОНАЛЬНЫМ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОБУРЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН


Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Уфа – 2007


Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология"




Научный руководитель:


Официальные оппоненты:


Ведущая организация:


- доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович


- доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович


- кандидат технических наук

Вафин Риф Вакилович


Центр химической механики нефти АН РБ



Защита диссертации состоится 16 ноября 2007 г. в 1600 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д.144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).


Автореферат разослан 11 октября 2007 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В период истощения запасов за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большая доля остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. Применению традиционных методов выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся высокой расчлененностью и неоднородностью коллекторов, присущи низкие технико-экономические показатели. Вместе с тем эффективное вовлечение в разработку таких запасов может стать существенным резервом поддержания, и даже увеличения уровня добычи нефти. Первоочередной проблемой на этой стадии становится методика повышения эффективности эксплуатации пробуренного фонда в сочетании с применением различного рода МУН и ГТМ. Поэтому научные изыскания, посвященные проблемам успешности выработки остаточных запасов нефти, с точки зрения эффективности использования добывающего фонда скважин, становятся крайне актуальными для нефтяной промышленности.

Цель работы. Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин в поздней стадии разработки месторождения.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих методов оценки уровня эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и способов ее повышения, результатов их применения на нефтяных месторождениях.
  1. Анализ текущего состояния разработки с оценкой степени выработанности запасов нефти и уровня эффективности использования пробуренного фонда по основным эксплуатационным объектам ряда месторождений Урало-Поволжья и определение стратегии повышения эффективности извлечения нефти.
  2. Разработка критериев определения обоснованности вывода скважин из добывающего фонда и уровня эффективности использования действующих добывающих скважин.
  3. Определение оптимальных условий организации системы обслуживания скважин на основе прогноза темпов выбытия скважин из эксплуатации с помощью методов математического моделирования.
  4. Технико-экономическое обоснование назначения геолого-технических мероприятий для повышения темпов выработки остаточных запасов нефти на основании данных об уровне эффективности использования пробуренного фонда.



Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе текущего состояния системы разработки выбранных объектов, результатах обработки промысловых данных с использованием современных методов обработки исходной статистической информации, математическом моделировании с использованием элементов теории массового обслуживания, а также проведении гидродинамического моделирования для оценки эффективности рекомендуемых мероприятий.

Научная новизна выполняемой работы.
  1. Предложен критерий обоснованности проведения объемов ГТМ, требуемых для восстановления или поддержания работоспособности добывающих скважин, в зависимости от технологической и экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.
  2. Разработан критерий оценки эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, учитывающий полный комплекс технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции.
  3. Предложено использование ряда характеристик эксплуатации для определения фактической долговечности добывающих скважин, на основании расчета которых установлены требуемые темпы отбора удельных НИЗ.
  4. С использованием теории массового обслуживания сделана прогнозная оценка работоспособности системы обслуживания и ремонтов с учетом прогнозных темпов выбытия скважин и даны рекомендации по ее оптимизации.

Основные защищаемые положения.
  1. Научно-методические основы определения критериев уровня эффективности использования действующего и выбывшего фондов скважин.
  2. Критерии ограничения объемов и видов ГТМ, необходимых для восстановления или поддержания работоспособности добывающих скважин, в зависимости от экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.
  3. Методика использования комплексного критерия эффективности эксплуатации скважин на основе учета обобщенных технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции.

4. Основные направления оптимизации работы системы обслуживания и ремонта на основе прогнозной динамики уменьшения межремонтного периода и увеличения простоев скважин.


Практическая ценность и реализация работы.
  1. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании разработки и назначении оптимизационных геолого-технических мероприятий по Михайловско-Коханскому, Якушкинскому и Обошинскому месторождениям Самарской области.
  2. Внедрение разработанных рекомендаций по использованию критериев оценки эффективности использования пробуренного фонда скважин и назначении на их основе соответствующих ГТМ, позволил за проектный срок доразработки по рассматриваемым месторождениям поднять проектный КИН на 0.03-0.05 д.ед.
  3. Текущее внедрение рекомендации по повышению эффективности применения геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском и Якушкинском месторождениях позволило дополнительно добыть 2340 т. нефти с экономическим эффектом 4.7 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2004-2007 гг.), научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара, 2002-2006 гг.), НК «ЮКОС» (г. Москва, 2005-2006 гг.), ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2001 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, из них 3 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна работа опубликована без соавторов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 85 наименований. Работа изложена на 151 страницах, в том числе содержит 13 таблиц, 56 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность работникам ОАО «Самаранефтегаз» к.т.н. Шашелю В.А., к.т.н. Кожину В.Н. и сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» научным консультантам д.т.н. Владимирову И.В., к.т.н. Алексееву Д.Л. за полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

Краткое содержание работы.

В первой главе рассмотрены современные представления о путях оценки успешности использования пробуренного фонда и возможностях повышения эффективности работы скважин.

Высокая значимость вопросов объективности оценки успешности использования пробуренного фонда, путей повышения эффективности работы отдельных скважин на основе информации об уровне выработки ими своих запасов, в разные годы отмечалась в трудах Р.Г. Абдулмазитова, В.Е.Андреева, Б.Т. Баишева, Ю.Е. Батурина, А.А. Боксермана, Ю.П. Борисова, Г.Г. Вахитова, В.Е. Гавуры, А.Т.Горбунова, С.И. Грачева, Р.Н. Дияшева, С.А. Жданова, Ю.В. Желтова, Ю.П. Желтова, С.Н. Закирова, Ю.В. Зейгмана, Р.Р. Ибатуллина, М.М. Ивановой, А.П. Крылова, Ю.А. Котенева, Р.Я. Кучумова, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимова, А.Д. Мухарского, М.М. Саттарова, М.Л. Сургучева, М.А. Токарева, Р.Г. Фазлыева, К.М. Федорова, Н.И. Хисамутдинова, Э.М. Халимова, А.Х. Шахвердиева, В.Н. Щелкачева и других исследователей.

В ряду поставленных выше вопросов наиболее изученным аспектом является, пожалуй, вопрос о влиянии на эффективность реализуемой системы разработки, в частности, достигаемую нефтеотдачу, реализованной плотности сетки скважин вообще, и ее динамики в процессе разработки месторождения, в частности. Проблема возникла практически вместе с началом современной нефтедобычи, и остается одной из самых актуальных по сегодняшний день.

Многочисленные исследования сотрудников ВНИИнефть, ГАНГ им. И.М. Губкина, УГНТУ, СибНИИ НП показывают, что одним из основных аспектов, влияющих на эффективность выработки запасов, является процесс выбытия скважин из эксплуатации, в том числе преждевременного или непроектного нарушения плотности сетки скважин.

Наряду с известными формулами оценки плотности сетки скважин примененной В.Н. Щелкачевым, как пример приводится уравнение регрессии зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин, полученное для семи объектов эксплуатации карбонатных коллекторов Татарии, выделенных в однородную группу методом главных компонент:

Кни= 0,28 e – 0,01109S1,5, (1)

где Кни – коэффициент нефтеизвлечения, S - плотность сетки скважин, га/скв. Коэффициент корреляции составил 0,94. Как видим, эта зависимость есть не что иное, как несколько видоизмененная формула В.Н. Щелкачева, адаптированная для условий разработки карбонатных коллекторов Татарстана. Однако и она повсеместного использования не имеет и носит частный характер для данного объекта.

Авторы делают вывод, что наибольший прирост нефтеизвлечения при уплотнении сетки скважин приходится на интервал изменения плотности от 5 до 15 га/скв, эффективность уплотнения снижается при плотности сетки менее 5 га/скв., что подтверждает необходимость рационального использования пробуренного фонда скважин.

Сотрудниками ТатНИПИнефть рассмотрены две оптимизационные задачи: обоснование рациональной плотности сетки скважины с учетом сроков их службы и выбор оптимальной динамики отбора нефти. На примере оптимизационной задачи - обосновании рациональной плотности сетки скважин с учетом сроков их службы, показано использование предложенного подхода для принятия оптимального решения с учетом выхода скважин в простой и выбытия из эксплуатации. Однако вопрос стабильной и ритмичной эксплуатации пробуренного фонда скважин, который зависит от многих факторов, связанных с качеством применяемого оборудования, ремонтно-профилактических работ (подземный и капитальный ремонт скважин) носящий комплексный характер не решается.

По итогам анализа опубликованных работ, посвященных повышению эффективности эксплуатации скважин и производственных систем в нефтяной промышленности, отмечается, что данная проблема носит функционально взаимосвязанный характер. Исследования по опубликованным работам посвящены рассмотрению проблем эксплуатации отдельных звеньев производственного процесса нефтедобычи, но она не увязана в единый технологический процесс. Авторы предлагают новые методы контроля и способы повышения технико-экономической эффективности осуществления только отдельных видов работ. Исследования же, связующих эффективность эксплуатации всех звеньев производственного процесса добычи, подготовки и доставки нефти потребителю с каждой из добывающих скважин до постановки предлагаемой работы не проводилось. Не рассмотрены вопросы прогнозной оценки эффективности проведения ремонтно-восстановительных работ с точки зрения последующей продуктивности скважины и ее долговечности, снижения потерь нефти от простоев скважин и рационального их использования, для извлечения остаточных запасов нефти.

Во второй главе рассмотрены геолого-промысловая характеристика объектов исследования и анализ состояния их разработки.

Поставленными в работе исследованиями охватываются три сложнопостроенных многопластовых месторождения Самарской области, разработка которых ведется структурными подразделениями ОАО «Самаранефтегаз». Два из них – Михайловско-Коханское и Якушкинское – относятся к категории крупных и находятся на завершающей стадии разработки. Обошинское месторождение несколько меньше по начальным запасам, а слагающие его залежи выработаны в различной степени и находятся на разных стадиях эксплуатации.

Приведена краткая геолого-промысловая характеристика, состояние пробуренного фонда скважин и анализ текущего состояния разработки, которые даются по каждому из объектов исследования.

По итогам детального анализа текущего состояния разработки и эффективности использования пробуренного фонда скважин по рассматриваемым месторождениям ОАО «Самаранефтегаз», установлено следующие:
  • Рассмотренные объекты характеризуются сложностью геологического строения, высокой степенью послойной и зональной неоднородности коллекторов, наличием значительных зон выклинивания (неколлектора) по ряду продуктивных горизонтов.
  • Текущее состояние сложившейся системы разработки по большинству рассмотренных эксплуатационных объектов расценивается как не режимное. Процесс эксплуатации характеризуется низкими темпами выработки запасов, малыми дебитами по нефти, высоким уровнем обводненности, наличием обширных недренируемых зон с повышенными остаточными запасами.
  • Пробуренный фонд скважин по ряду объектов используется недостаточно эффективно. Велика доля простаивающих скважин, за счет которых нарушается проектная плотность сетки, усиливается неравномерность выработки запасов, идет формирование застойных зон с повышенными значениями нефтенасыщения. При этом значительная часть бездействующих скважин характеризуется повышенными величинами остаточных запасов нефти.
  • Ряд объектов с длительной историей эксплуатации обладают большим фондом ликвидированных и переведенных скважин. При этом значительная часть этих скважин были выведены из эксплуатации необоснованно до отбора ими своих потенциально возможных извлекаемых запасов. Во многом это происходило по различным обстоятельствам, например вследствие произошедших аварий внутрискважинного оборудования, потери скважиной герметичности и так далее. С потерей данных скважин из процесса разработки были выведены обширные области и участки пластов, характеризующиеся значительными запасами нефти.
  • Все вышеперечисленные особенности сложившейся системы разработки требуют оценки прогнозной работоспособности действующего фонда скважин, адресной и экономически обоснованного формирования мероприятий по вводу из бездействия простаивающего фонда, повышению эффективности использования эксплуатационного фонда в целом, вовлечению в разработку запасов по ликвидированным и переведенным скважинам.

Полученные выводы и рекомендации по данному разделу использованы далее для разработки мероприятий по повышению эффективности интенсификации выработки остаточных запасов с рациональным использованием пробуренного фонда скважин.

В третьей главе выполнено имитационное моделирование процесса выбытия из эксплуатации и ремонта скважин. Отмечено, что функционирование скважин достигается в результате проведения работ по устранению неисправностей оборудования, изоляции источников обводнения скважин и других технологических и технических причин.

Решение первой задачи – обеспечение оптимальной производительности скважин – связано с остановом скважин для проведения ГТМ. Отмечено, что чем больше скважин будет находиться в ремонте или его ожидании, тем ниже коэффициент эксплуатации скважин и тем больше потери при добыче углеводородов и тем ниже экономическая эффективность действующей системы разработки. Указано, что число простаивающих скважин зависит от частоты их восстановления, что в свою очередь определяется количеством действующих аварийно-восстановительных (ремонтных) бригад и их производительностью (продолжительностью ремонта).

Принято, что статистические потоки требований на аварийно-восстановительные ремонты являются пуассоновскими, или вероятность появления требований подчиняется закону Пуассона, где Pi(t) — вероятность поступления i требований в промежуток времени t; tпромежуток времени, в течение которого возможно поступление i требований, λt - математическое ожидание поступления i требований в промежуток времени t.

С использованием критерия Пуассона проведено исследование показателей использования фонда скважин с учетом аварийно-восстановительных работ. На рисунке 1 представлена динамика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин месторождения, по которому видно, что последние 10 лет характеризуются постоянным снижением числа действующих добывающих скважин. При этом, как показано на рисунке 2, в последние годы значительно снижается и коэффициент использования действующего фонда добывающих скважин за счет увеличения времени простоев.

Данная ситуация также связана со значительным возрастом скважин эксплуатационного фонда. Так, около 35 % скважин действующего фонда имеет возраст более 30 лет и около 55% - более 20 лет. В основном действующие скважины эксплуатационного фонда пробурены до 1990 года. В целом по рассматриваемой выборке скважин средний возраст составляет 22 года с разбросом значений от 0,6 до 46 лет (рис. 3, 4).



Рисунок 1. Динамика фондов добывающих и нагнетательных скважин Михайловско-Коханского месторождения.




Рисунок 2. Динамика коэффициента использования фонда добывающих и нагнетательных скважин Михайловско-Коханского месторождения.



Рисунок 3. Динамика бурения новых скважин эксплуатационного фонда Михайловско-Коханского месторождения.



Рисунок 4. Распределение скважин эксплуатационного фонда Михайловско-Коханского месторождения по их «возрасту».

Для дальнейшего анализа, принято, что в месторождении функционирует ограниченное число скважин m. Каждая скважина (источник требования) периодически выходит из строя и посылает требование на обслуживание с частотой λ, 1/сут. Предполагается, что существует два потока требований на обслуживание: требования капитального (КРС) и подземного ремонта скважин (ПРС). Требования на КРС поступают с растущей частотой λ1(t), 1/сут, требования на ПРС – с постоянной частотой λ2, 1/сут. Общий поток требований  = 1(t) + 2.

Если капитальным и подземным ремонтом скважин занимается п аварийно-восстановительных бригад (аппаратов), при производительности каждой бригады с частотой восстановления источника требований ν, 1/сут., то в момент поступления в систему обслуживания очередного требования возможны две ситуации: 1) хотя бы один из обслуживающих бригад свободен, и тогда требование немедленно принимается к обслуживанию; 2) все бригады заняты, и требование становится в очередь и ждет освобождения одного из бригад. Предполагается, что длина очереди не ограничена, но каждое требование по истечении времени ожидания () покидает очередь. В соответствии с этим разработана блок-схема, отражающая внутреннюю логическую структуру рассмотренной имитационной модели системы обслуживания ремонтов скважин (рис.5).

Установлено, что малое число обслуживающих каналов приводит к тому, что достаточно быстро (несколько лет) практически весь действующий фонд может перейти в бездействующий. На рисунке 6 представлена зависимость динамики роста средней длины очереди заявок от числа обслуживающих каналов. Хорошо видно, что в области значений времени и числа обслуживающих каналов, показанной на рисунке темным цветом, наступает стагнация системы, когда в простое находится весь действующий фонд скважин, система обслуживания ремонтов перестает выполнять свою задачу.

Для обслуживания рассмотренных выше трех месторождений задача подбора числа ремонтных бригад имеет оптимум – 15-16 бригад, что позволяет системе обслуживания эффективно справляться с нарастающим потоком заявок на ремонт и нести минимальные потери, связанные с простоем бригад.

Полученные значения оптимума справедливы только для сложившихся на месторождениях условий. Изменения в реальных процессах могут внести существенные коррективы в полученные данные. Однако сам подход и имитационная модель имеют общее значение и их можно применить к изменившимся реальным условиям.

По результатам имитационного моделирования получено, что выбытие скважин в бездействие является стохастическим процессом.




Time – период моделирования


Цикл по Tтек,

Tтек – текущий момент времени


Och – число заявок в очереди


SvKanal – число свободных каналов обслуживания


Если имеются заявки в очереди и свободные каналы обслуживания


Цикл по i, с начального по текущий момент времени


Если время ожидания i-ой заявки превысило время ожидания в очереди




Рисунок 5. Блок-схема имитационной модели системы обслуживания ремонтов скважин (продолжение на следующей странице)

Продолжение рисунка 5.



Длину очереди уменьшаем на число свободных каналов обслуживания


Если очередь все ещё существует, то число свободных каналов обслуживания равно нулю, иначе вычисляем число каналов, оставшихся свободными


Если текущее время моделирования соответствует окончанию года, производим вычисление и вывод средних значений


Средние значения:

средняя длина очереди,

среднее время ожидания заявки в очереди,

среднее количество отказов,

среднее время простоя канала



При этом интенсивность поступления заявок на текущий ремонт скважин является величиной практически постоянной (при фиксированной величине действующего фонда), а интенсивность поступления заявок на КРС возрастает со временем, в основном из-за старения скважин.

Средняя величина простоя скважины также является величиной стохастической. Для условий Михайловско-Коханского месторождения средняя продолжительность простоя скважины при КРС составляет 36 суток, при ПРС – 5 суток.

В четвертой главе рассмотрены критерии успешности эксплуатации пробуренного фонда скважин и пути повышения ее эффективности на базе имитационного моделирования.

Показано, что в настоящее время возраст значительного числа скважин на давно разрабатываемых месторождениях превышает 30, 40 и даже 50 лет. В процессе эксплуатации скважины ликвидировались не только по выработке ими своих запасов, но и по техническим причинам (аварии, порывы эксплуатационной колонны, негерметичность цементного камня и заколонные перетоки). Это означает, что свое главное технологическое назначение – выработка запасов, находящихся в их областях дренирования – данными скважинами выполнено не полностью.





Рисунок 6. Зависимость динамики длины очереди заявок на ремонт скважин от числа обслуживающих каналов.


Принципиальным подходом по выбывшим скважинам является первоначальное разделение всех таких скважин по причинам выбытия.

1. Фактор выработки запасов (причина выбытия - «пласт»). Основанием для вывода о полной выработке запасов и последующего выбытия скважины на практике чаще всего является рост обводненности продукции до установленного предельно допустимого уровня (чаще всего – 98 %).

2. Технико-технологический фактор: старение и износ крепи скважины, внутрискважинного или поверхностного оборудования (возможные причины - «скважина», «насосное оборудование», «поверхностное обустройство»).

3. Субъективные факторы. Основанием для «ликвидации» скважины на практике иногда становятся причины типа «отсутствие материально-технического ресурса» (МТР) для проведения сложных ремонтно-восстановительных работ; «необходимость организации системы ППД» на рассматриваемом участке и другие причины.

Для комплексного учета всех факторов предложено определять «комплексный показатель средних удельных потерь от простоев скважины». Фактически это стоимость существования скважины за некоторый период, приведенная (осредненная) к единице времени (суткам) с учетом всех затрат и недополученной прибыли

Кпот = (Σ Цр + Σ Qн пр * Цн) / Тобщ, руб/сут, (1)

где: Тобщ – общая продолжительность рассматриваемого периода эксплуатации скважины, сут. В качестве такового могут рассматриваться последние несколько лет работы или период «поздней стадии эксплуатации рассматриваемой скважины». Правилом выделения такого временного интервала может быть время эксплуатации скважины после отбора ею 80 - 90% от своих НИЗ.

Σ Цр, руб - суммарная нормативная стоимость всех работ (ПРС, КРС, ОПЗ, оптимизации и т.д.), проведенных на скважине за рассматриваемый период эксплуатации Тобщ. В суммарную стоимость работ включаются все работы, потребовавшие остановку скважины и приведшие к потерям в добыче нефти.

Σ Тпр, сут – суммарная продолжительность всех простоев в пределах периода Тобщ.

Σ Qн пр, т - объем нефти, который был бы отобран рассматриваемой скважиной за время всех простоев Σ Тпр.

Цн, руб/т нормативная (утвержденная) цена реализации нефти.

Оценка фактического уровня эффективности текущей эксплуатации скважины или выборки скважин производится по формуле:

Э = Цн * (ΣQн/ Тобщ) - (Кпот + Зсб + Зподг), руб/сут, (2)

где Э - комплексный показатель эффективности эксплуатации действующих добывающих скважин; Зсб и Зподг – соответственнно средние удельные эксплуатационные затраты систем сбора и подготовки, приходящиеся на рассматриваемую скважину, за период Тобщ. ΣQн – количество нефти, фактически добытое скважиной за рассматриваемый период Тобщ (т.е. отношение ΣQн/ Тобщ фактически является средним дебитом по нефти за период Тобщ). В случае вычисления показателя для некоторой выборки скважин, суммарное фактически добытое всеми скважинами количество нефти должно быть разделено на количество скважин, участвующих в выборке.

Результатом всех вышеприведенных исследований становится анализ эффективности реализуемой системы разработки с точки зрения распределения показателей Кпот и Э по действующему фонду.

Результаты проведенных расчетов по действующему за последние годы по фонду добывающих скважин месторождений Самарской области (Михайловско-Коханского, Якушкинского, Обошинского), показали, что величина экономической эффективности эксплуатации скважин (средняя экономическая эффективность по указанным выше месторождениям) положительная величина равная 7.5 тыс.руб/сут. Однако статистическое распределение указывает на значительный разброс данной величины. Действительно в исследуемой выборке (365 элементов) величина экономической эффективности изменяется от –184.1 до 406.2 тыс.руб/сут. Значительная величина дисперсии распределения говорит о крайней неоднородности элементов выборки. Положительная средняя величина экономической эффективности рассматриваемой группы скважин обеспечивается 56 % рентабельных и высокорентабельных скважин.

Исследование зависимости показателя эффективности эксплуатации скважин от дебита по нефти показало на существование тренда (рисунок 7), описывающего увеличение эффективности эксплуатации скважины при росте дебита нефти, что хорошо согласуется с общепринятыми представлениями. Вместе с тем, данная зависимость не является однозначной, а носит стохастический характер в связи с процессами выбытия скважин в простой (которые носят случайный характер) и потерями в потенциальной добычи нефти.

На рисунке 7 нанесены прямые линии, соответствующие средним показателям эффективности и дебита скважин, которые разбивают исследуемую совокупность скважин на четыре области.

Первая область соответствует скважинам с дебитом ниже среднего и эффективностью эксплуатации выше средней. Это скважины, для которых время простоев значительно меньше времени эксплуатации за рассматриваемый период (или равно 0). В данной области разброс фактических значений от тренда минимален. Скважины, расположенные в 1-ой области, наименее проблемные.

Вторая область содержит скважины с дебитом и эффективностью эксплуатации ниже средних значений. Более того, в этой области сосредоточено подавляющее число нерентабельных скважин. Это низкодебитные скважины с большим числом ремонтов, простоев. Для данной области характерно максимальное отклонение от тренда. Скважины, расположенные во 2-ой области, наиболее проблемные.

Третья область характеризуется скважинами с дебитами нефти больше среднего и показателем эффективности ниже среднего.





Рисунок 7. Зависимость эффективности эксплуатации добывающих скважин от их дебита по нефти. Черными прямыми показаны данные, соответствующие средним показателям эффективности и дебита исследуемой выборки скважин.


Отметим, что число таких скважин невелико и составляет незначительную часть от всей выборки. В этой области сосредоточены в основном высокодебитные скважины, отягощенные длительными простоями и большим числом ремонтов.

Четвертая область содержит высокодебитные и высокорентабельные скважины, эксплуатация которых приносит существенную прибыль предприятию.

Поэтому показано, что мероприятия по оптимизации эксплуатации добывающего фонда скважин должны быть, прежде всего, направлены на скважины 2 и 3 областей диаграммы. Решение по продолжению эксплуатации нерентабельного фонда должно сопровождаться комплексом таких мероприятий, которые позволяют перевести данные скважины из нерентабельного в условно рентабельный и рентабельный фонды.

В качестве последовательности принятия такого решения предложено выполнение следующего методического приема.

Производится оценка реальной эффективности работы каждой из скважин и разделение их на «эффективные» и «неэффективные», относительно, например, среднего показателя Э по эксплуатационному объекту. Это дает возможность направить приоритетные усилия на повышение эффективности работы с показателем Э ниже среднего. С другой стороны, возможность предметного анализа причин низкого показателя Э по соответствующим скважинам позволяет выявить «неперспективные» скважины с точки зрения возможности значимого поднятия показателя эффективности работы (например, по скважинам, низкая величина Э которых обусловлена частым проведением работ по восстановлению герметичности), что в свою очередь способствует оптимизации перечня проводимых видов ГТМ.

По полученной выборке величин Э по всем скважинам строятся зависимости вида: Э = f (возраст скважины или выборки скважин); Э = f (глубина скважины); Э = f (обводненность продукции); Э = f (показатель сложности ствола скважины – величины зенитного и азимутального углов искривлений), на основании которых делаются выводы о приоритетных факторах, определяющих эффективность (или неэффективность) эксплуатации.

Разбивка полученных результатов по месторождениям и объектам показала следующее. Каждое из месторождений, а внутри его каждый из объектов, характеризуются своими средними показателями эффективности эксплуатации скважин. Например, Якушкинское месторождение, эксплуатационный объект А3А4, представленный в исследуемой выборке 198 скважинами, имеет средний показатель эффективности эксплуатации скважин равный 4.8 тыс.руб/сут. При этом, средняя обводненность продукции скважин за рассматриваемый период составляет 66.2%, средний коэффициент использования фонда - 0.7.

По группе действующих скважин произведено ранжирование по относительной степени отбора начальных извлекаемых запасов. Оценен вес каждого ранга в рассматриваемой выборке.

Статистическое распределение уровня отборов запасов по ныне действующему добывающему фонду носит иной характер, нежели по выбывшей категории скважин (рис. 8). Подавляющая часть скважин содержит текущие неотобранные запасы менее 50 % от НИЗ. Данное распределение в принципе характерно для любого месторождения, находящегося в завершающей стадии разработки. Однако, в отличие от распределения по выбывшему фонду, большинство скважин (64 %) содержат достаточно значительные текущие запасы в размере от 10 до 50 % НИЗ, которые требуют еще достаточно длительного срока эксплуатации.

Треть скважин находятся на завершающей стадии выработки запасов, и характеризуются величинами до 10 % от НИЗ (рис. 8). Однако уровень износа части скважин настолько велик, что их текущий


Рисунок 8 - Распределение существующего добывающего фонда (ед.) по объемам недоотобранных запасов (% от НИЗ)


технический ресурс может оказаться недостаточным для отборов даже таких малых величин ТИЗ.

Статистическая обработка по оценке выработанности ресурса скважин показало, что средний фактический срок существования скважино-объекта в рассматриваемых условиях оказался равным лишь 19 годам. Это весьма важный вывод, так как общепринятым является мнение, что средний срок службы скважины при ее эксплуатации без особых осложняющих факторов (например, наличия сероводорода) составляет 30-40 лет.

В качестве следующего этапа исследований необходима оценка величины ресурса прогнозной долговечности по каждой из действующих скважин на основании полученного среднего срока фактического существования скважины по рассмотренной выборке. Такая оценка была произведена. Ее результаты представлены на рис. 9.

Средний срок существования скважин в более осложненных условиях оказался низким (порядка 20 лет). Скважины же, работающие при более щадящих режимах эксплуатации, характеризуются меньшими темпами механо-коррозионного износа крепи; в процессе эксплуатации они подвергались меньшему объему различного рода ремонтных работ в обсаженном стволе. Все это позволило значительной части фонда скважин сохранить свою работоспособность в течение 30, 40 и даже 50 лет.

Далее описана методика решения задачи оценки, какая часть ныне действующих добывающих скважин успевает отобрать свои ТИЗ до прогнозируемого момента их «выбытия», а какие скважины работают с недопустимо малыми темпами отборов.


Рисунок 9. Распределение существующих добывающих скважин по среднему уровню остаточного технического ресурса, годы


Получено, что большая часть скважин при сложившейся системе разработки не успевает за прогнозный период истечения срока своей долговечности отобрать текущие извлекаемые запасы, сосредоточенные в соответствующих зонах дренирования. Лишь 21 % скважин имеет темпы выработки, превышающие необходимый темп отборов (рис. 10), что требует проведения по остальному фонду интенсифицирующих мероприятий.

На примере крупных нефтяных месторождений показана значимость части извлекаемых запасов, теряемых при преждевременном выбытии добывающих скважин, на основании которой предложена методика оценки уровня эффективности эксплуатации скважин с точки зрения их фактической долговечности и величины текущих остаточных запасов.

Наконец в соответствии с разработанными рекомендациями автора сформированы усовершенствованные геолого-технические мероприятия по трем месторождениям, реализация которых начата в 2006г. По результатам внедрения ГТМ получено дополнительно к базовому варианту 2340 т. нефти с экономическим эффектом





Рисунок 10. Сопоставление требуемых и реализуемых темпов выработки запасов по действующему фонду. Точками показаны отдельные скважины


4,7 млн.руб. (акт внедрения). Прирост конечного КИН в целом по месторождениям составит 3–5%.

Прогнозный проектный темп разработки в период максимальной интенсивности проведения мероприятий (2010-2012 гг.) превысит ныне реализуемый показатель более чем в два раза, что в целом позволит значительно поднять эффективность использования пробуренного фонда скважин.

Основные выводы

Анализ литературных и промысловых данных, а также проведенные теоретические исследования позволили сформулировать следующие основные выводы и предложения:

- Проведен анализ существующих методов оценки уровня эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и влияющих на нее факторов.

- Анализ текущего состояния разработки, степени выработки запасов нефти и уровня эффективности использования пробуренного фонда по основным эксплуатационным объектам ряда месторождений Урало-Поволжья позволил наметить пути повышения эффективности извлечения нефти.

- Предложен критерий обоснованности проведения требуемых объемов ГТМ для восстановления работоспособности добывающих скважин в зависимости от экономической целесообразности доизвлечения остаточных запасов.

- На основании анализа разработки рассмотренной группы объектов обоснована возможность комплексной оценки эффективности эксплуатации скважин в зависимости от фактических затрат, вносимых каждой из скважин в процессе выработки запасов.

- Разработан критерий оценки итоговой (интегральной) эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, учитывающий полный комплекс технико-технологических показателей эксплуатации систем добычи, транспорта, сбора и подготовки скважинной продукции.

- Выявлены закономерности изменения фактического срока эксплуатации добывающих скважин, в соответствии с которым установлены прогнозная долговечность скважин и требуемые темпы отбора удельных НИЗ.

- Доказана возможность оптимизации работы системы обслуживания и ремонта на основе оценки прогнозной динамики увеличения частоты выбытия скважин в ремонт. С применением теории массового обслуживания сделана прогнозная оценка работоспособности системы обслуживания с учетом прогнозных темпов увеличения объемов простоев в работе скважин и даны рекомендации по ее оптимизации.

- На основании проведенного гидродинамического моделирования рассмотренных объектов разработки оценен прогнозный технологический эффект от реализации адресных технически и экономически обоснованных мероприятий, намеченных на основе полученных в работе результатов. Прирост конечного КИН в целом по месторождениям составит 3–5%.

- За счет начатой плановой реализации усовершенствованных геолого-технических мероприятий (II квартал 2006 г.) получено на текущее время дополнительно к базовому варианту 2340 т нефти с экономическим эффектом 4,7 млн.руб.


Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1.Батрашкин В.П., Титов А.П., Владимиров В.В., Обиход А.П., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г. Методика построения корреляционных разрезов для уточнения геологической модели нефтяного месторождения. Уфа: Изд–во ООО «Выбор».– 2005., 26 с.

2. Обиход А.П., Шашель В.А., Аржанов М.Ф., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Особенности заводнения глиносодержащих нефтенасыщенных коллекторов. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ “Нефтепромысловое дело”. – 2006. № 11., С. 38–40.

3. Закиров А.Ф., Ожередов Е.В., Ершов А.А., Обиход А.П., Владимиров В.В. Восстановление приемистости нагнетательных скважин методом циклических изливов. / Сборник научно–технических статей НГДУ «Альметьевнефть» по нефтепромысловой тематике. Уфа: Монография.– 2007. – С. 122–127.

4. Обиход А.П., Папухин С.П., Пакшаев А.А., Сагитов Д.К., Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ “Нефтепромысловое дело”. 2007. № 8., С. 29–36.

5. Обиход А.П. Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ “Нефтепромысловое дело”. 2007. № 10., С. 17–19.