98019

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТБОРА НЕФТИ ИЗ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ КОМБИНИРОВАННЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

Диссертация

География, геология и геодезия

Анализ целесообразности применения ОРЭ на многопластовых объектах ЗАО «Алойл»; Формирование критериев для подбора скважин-кандидатов под внедрение технологий ОРЭ применительно к месторождениям ЗАО «Алойл»; Исследование факторов, влияющих на эффективность совместного применения технологий ОРЭ с водогазовым воздействием и нестационарным заводнением....

Русский

2015-10-27

8.74 MB

3 чел.

Государственное унитарное предприятие

«Институт проблем транспорта энергоресурсов»

УДК 622.276.76        На правах рукописи

МАГЗЯНОВ ИЛЬШАТ АСХАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ  ОТБОРА НЕФТИ
ИЗ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ КОМБИНИРОВАННЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ РАЗДЕЛЬНОЙ  ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Научный руководитель –

доктор технических наук

Вафин Риф Вакилович

Уфа  2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………………..

ГЛАВА 1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ……………………………………………………………………...

1.1 Общие понятия ………………………………………………………..……………….....

1.2 Техника и технологии одновременно-раздельной эксплуатации……………………

1.3 Факторы, осложняющие совместную выработку запасов……………………………

1.4 Обзор научных аспектов применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации ……………………………………………………………………………..

Выводы по главе 1…………………………………………………………………………..

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СОВМЕСТНОГО
И РАЗДЕЛЬНОГО ОТБОРА НЕФТИ ИЗ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ
ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ РОССИИ
……………………………………………………

2.1 Этапы формирования фонда скважин одновременно-раздельной эксплуатации  
на Алексеевском месторождении ………………………………………………….……

2.2 Сравнение параметров работы совместных скважин, скважин одновременно-раздельной эксплуатации и скважин, работающих только на один объект………………………………………………………...............................................

2.3 Критерии выбора первоочередных скважин под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации на основе исходной геолого-физической информации .…

2.4 Методика уточнения разделения добываемой продукции при совместной разработке пластов ………………………………………………………………………

Выводы по главе 2 …………………………………………………………………………..

ГЛАВА 3 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТБОРА ПРОДУКЦИИ ИЗ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ одновременно-раздельной эксплуатации В УСЛОВИЯХ ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ …………………………………………..…………

3.1 Обоснование выбора участка  разработки и определение целей исследования…...….

3.2 Описание математической модели двойной пористости или проницаемости
и обоснование ее применимости при моделировании трещинных карбонатных коллекторов……………………………………………………………..…………………

3.3 Исследование выработки запасов нефти из неоднородных многопластовых  карбонатных коллекторов одновременно-раздельным способом в сочетании
с традиционным заводнением…………………………………………..………………

3.4 Эффективность технологии одновременно-раздельной эксплуатации в условиях нестационарного заводнения двухпластовой трещинной системы…………..………

3.5 Эффективность  закачки водогазовой смеси при одновременно-раздельной эксплуатации карбонатных коллекторов………………………………….……………

Выводы по главе 3 …………………………….…………………………………………….

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА геолого-технических мероприятий НА ОСНОВЕ ПРОВЕДЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ....……..……

4.1 Оптимизация текущих дебитов из пластов по скважинам, работающим  
с применением технологии  одновременно-раздельной эксплуатации ..………...…..

4.2 Выбор новых скважин-кандидатов под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации……..………………………………………………………….……………

Выводы по главе 4 …………………………………………………………………………..

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ………………………...……………...………………… СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………………………………..

4

7

7

10

20

22

28

31

31

34

52

59

67

68

68

78

81

88

94

104

108

108

110

117

118

119

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Применение технологий раздельной эксплуатации  пластов при отборе продукции из многопластовой залежи находит всё большее использование, так как позволяет одной сеткой скважин отбирать нефть из нескольких пластов одновременно. Это позволяет ускорить выработку запасов  и нарастить объемы отбираемой нефти. Однако при отборе из нескольких пластов проблемы учета и состояния выработки запасов до настоящего времени решены не полностью, в частности  задача оценки эффективности отбора нефти из многопластовой залежи при помощи комбинированных технологий поддержания пластовой энергии, их влияние на режимы и работу единичных скважин с оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в условиях стационарного и нестационарного заводнений, водогазового воздействия (ВГВ) на пласт. Не менее проблемными являются  вопросы определения  критериев выбора скважин под ОРЭ на базе имеющихся геолого-физических характеристик нефтяной залежи, с ее фильтрационно-емкостными свойствами, состоянием выработанности запасов по пластам. В качестве первостепенных задач здесь выделяются вопросы создания методики уточнения разделения добываемой продукции при совместной разработке пластов и на ее базе выбора и обоснования режима отбора, подбора оборудования  для ОРЭ. Кроме того, исследованность отдельных  пластов на приток и определение его гидродинамических  характеристик, как правило, в промысловых условиях часто бывают неполными. В соответствии с этим задачи исследования автора включают определение  эффективности  отбора нефти из многопластовой залежи путем оценки текущих запасов и расчет режимов отбора по каждому пласту от действия изменения пластовой энергии.

Цель работы – совершенствование эффективности одновременного отбора разносортной нефти из многопластовой залежи в условиях техногенного воздействия.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

  1.  Анализ целесообразности применения ОРЭ на многопластовых объектах ЗАО «Алойл»;
  2.  Формирование критериев для подбора скважин-кандидатов под внедрение технологий ОРЭ применительно к месторождениям ЗАО «Алойл»;
  3.  Исследование факторов, влияющих на эффективность совместного применения технологий ОРЭ с водогазовым воздействием и нестационарным заводнением на Алексеевском месторождении;
  4.  Обоснование применения технологических схем ОРЭ на Алексеевском месторождении;
  5.  Сравнительный анализ эффективности отбора нефти из многопластовой залежи при различных вариантах воздействия на пласт заводнением.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазовой жидкости в неоднородном коллекторе и обобщении их результатов.

Научная новизна результатов работы

  1.  Создана методика уточнения разделения добываемой продукции из многопластовой залежи при совместной разработке пластов, включающая определение коэффициента использования потенциального коэффициента извлечения нефти (КИН) по времени при известной степени вскрытия пластов, их проводимости (kh), рассчитанного путем деления накопленной добычи на произведение геологических запасов и потенциального КИН для  рассматриваемой скважины по пластам.
  2.  Выполнены численные исследования определения эффективности технологий совместной эксплуатации пластов на модели от комплексного действия изменения пластовой энергии (стационарное и нестационарное заводнения, водогазовое воздействие) с учетом  трещинной системы и характеристик пластовых флюидов, которые показали, что  водогазовое воздействие на пласт увеличивает КИН  в ячейке по скважине на 43 % в сравнении с естественным режимом, нестационарное – на 26 %, стационарное – на 14 %. От комплексного воздействия на пласт увеличение КИН в сравнении с естественным режимом составляет 88 %.
  3.  Установлен факт синергетического эффекта от комплексного  воздействия на пласт при совместной разработке пластов использованием технологий ОРЭ путем наложения эффектов стационарного, нестационарного заводнений и  водогазового воздействия на пласт.

На защиту выносятся:

  1.  Методика уточнения разделения добываемой продукции  из многопластовой залежи на базе определения  коэффициента использования потенциального КИН;
  2.  Методика оценки влияния изменения пластовой энергии на режимы ОРЭ;
  3.  Оценка и разделение синергетического эффекта  от комплексного воздействия на пласт на отдельные  составные части.

Практическая ценность и реализация результатов работы

  1.  Результаты диссертационной работы используются при разработке многопластовых залежей путем использования методики оценки и расчета  текущей выработанности пластов нефти и подбора оборудования  для отбора нефти из пластов.
  2.  Внедрение комплекса мероприятий, включающего работы по оптимизации режимов отбора с технологиями ОРЭ, реализованного на восьми скважинах за
    2013 г., позволило дополнительно добыть 2095.1 т нефти с экономическим эффектом 3.346 млн руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на научно-технических конференциях ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2010-2012 гг.), НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы, 2008-2013 гг.), на заседаниях территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Казань, 2010-2012 гг.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2013» (г. Уфа, 2013 г.), на XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе в 7 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, разработка рекомендаций по промысловому внедрению, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н.
Вафину Р.В., главному инженеру к.т.н. Зарипову М.С., а также сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за консультации и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ГЛАВА 1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

1.1 Общие понятия

Одним из перспективных технологических решений, широко используемых на сегодняшний день в нефтяных компаниях, является использование специального насосного оборудования, позволяющего вести одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов. ОРЭ способствует реализации системы раздельной разработки различных по коллекторским свойствам и составу флюидов объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов на любой стадии разработки [19, 23, 29, 34].  

Доказано, что применение технологии одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов позволяет [34]:

  •  выборочно подключать в эксплуатацию малопродуктивные скважины в многопластовых залежах за счёт освоения других объектов и, тем самым, повышать рентабельность добычи нефти;
  •  производить  раздельный учёт добычи нефти по каждому объекту;
  •  ускорять вовлечение в разработку недренируемых запасов из других горизонтов за счёт уплотнения сетки без бурения дополнительных скважин;
  •  сокращать капитальные вложения на бурение на вновь открытых месторождениях;
  •  проводить бурение новых скважин на объекты, продуктивность которых по отдельности невысока;
  •  ускорять ввод в разработку возвратных объектов добычи нефти.

Раздельная эксплуатация пластов впервые начала применяться в нефтяных и газовых скважинах на месторождениях США в 1936 году [29]. Первые образцы оборудования в СССР созданы в 30-е годы. Установки были просты и применимы только при фонтанной эксплуатации. Разработкой технологий и оборудования для ОРЭ, а также исследованиями их применения занимались в 1950-1970-е годы Максутов Р. А., Сафин В. А., Беленький В. Н., Крутиков Б. С., Понамарев К. И., Джафаров Ш. Т. В настоящее время успешно работают в этом направлении Донков П. В., Шарифов М. З., Леонов В. А., Бадретдинов А. М., Гарифов К. М., Габдуллин Р. Г. и другие [19]. Основная проблема успешного применения ОРЭ связана с созданием надежного, долговечного и экономически оправданного оборудования. Оборудование для ОРЭ сегодня производят такие компании, как ЗАО «Пакер», НПФ «Геоник», ЗАО «Новомет-Пермь», ООО ПКТБ «Технопроект», ЗАО «Елкамнефтемаш», ЗАО «ПКНМ», ОАО НПФ «Геофизика» и другие. Технология ОРЭ активно применяется и внедряется в таких компаниях, как Татнефть, TNK-BP, Роснефть, Башнефть и другие. В настоящее время существует множество патентов на технику и технологии ОРЭ [40-66], которые можно классифицировать по принципу их действия и отбора на следующие виды: на технологию одновременно-раздельной добычи (ОРД), одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ). Принципиальная схема технологии ОРЭ представлена на рисунке 1.1.

Добывающая скважина c раздельным подъемом продукции

Нагнетательная скважина

Добывающая скважина c совместным подъемом продукции

а)

б)

в)

1 – установка электроцентробежных насосов (УЭЦН); 2 – пакер; 3 – мандрели

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема технологии ОРЭ

ОРД подразделяется на совместный подъем продукции по одному лифту (рисунок 1.1, в) и раздельный подъем (рисунок 1.1, а). Режим эксплуатации (дебит и забойное давление), заданный проектом разработки, может обеспечиваться разными способами: штуцированием продукции пластов на входе в лифтовую трубу (при этом вся продукция поднимается одним насосом) или с помощью отдельных насосов, то есть объемным разделением продукции. К объемному разделению можно отнести такие известные технологии, как применение спаренных насосов, работающих от одной штанговой колонны, насосов двойного действия, дифференциальных насосов, поочередной эксплуатации пластов и так далее. На рисунке 1.2 представлена схема классификации технологий ОРЭ, предложенная  ОАО «Татнефть» [19].

Рисунок 1.2 – Классификация технологических схем и установок для ОРЭ
для разработки нефтяных месторождений

Начальными условиями принятия решения о внедрении ОРЭ являются оценка запасов нефти в пластах, физико-химические свойства (ФХС) флюидов и планируемые уровни отбора из каждого пласта.

При применении установок с раздельным подъемом продукции применяются ряды лифтов, которые могут быть параллельными и концентричными. Одним из вариантов концентричных лифтов является использование полых штанг для подъема продукции одного пласта.

Установки ОРЗ (рисунок 1.1, б), в свою очередь, делятся на одноканальные и многоканальные. В одноканальных установках регулирование режимов закачки в разделенные пакерами объекты осуществляется штуцированием, при этом узлы штуцирования обычно располагаются в мандрелях (скважинных камерах на насосно-компрессорных трубах (НКТ)  специального назначения). Так как при закачке, в отличие от добычи, канал в трубе свободный, с помощью каната можно регулировать работу штуцеров и заменять их. В многоканальных установках воду закачивают с использованием нескольких рядов труб, которые могут быть параллельными или концентричными.

Технологические схемы, совмещающие добычу и закачку (ОРДиЗ) могут быть с параллельными или концентрическими лифтами, с закачкой в верхний пласт и добычей с нижнего, и наоборот.

Также в классификации на рисунке 1.2 приведены «Близкие к ОРЭ технологические схемы», к ним относятся: внутрискважинная утилизация попутной воды в поглощающие или продуктивные объекты для подержания пластового давления (ППД), раздельный подъем нефти и воды, внутрискважинная перекачка воды из водоносного пласта в продуктивный.

1.2 Техника и технологии одновременно-раздельной эксплуатации

Рассмотрим наиболее широко распространенные технологии ОРЭ, применяемые на месторождениях России, а также результаты последних внедрений и перспективные  разработки в этой области.

 Совместный подъем продукции

Для старого фонда скважин, в которых нет возможности по техническим и экономическим соображениям внедрить технологии ОРЭ с разделением пластов, применяют технологии раздельного мониторинга добычи продукции из разных пластов. Данные технологические схемы и решения также принято относить к технологиям ОРЭ.

Системы мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов [28]

Существуют конструкции, относящиеся к системам ОРЭ, с возможностью регистрировать геофизические свойства одного из пластов, но без возможности управления процессом добычи. Одной из наиболее простой однолифтовой схемой для мониторинга количества добываемой нефти в скважине, совместно разрабатывающей два объекта, является схема с подвижным геофизическим прибором под УЭЦН. Данная система может определить количество добываемой продукции с помощью геофизического прибора, но разобщения пластов не происходит, поэтому ее рекомендуют для применения в скважинах, где техническое разделение пластов невозможно. В 2008-2011 гг. данная технология применялась в ООО «Бугурусланнефть», а в 2010-2011 гг. – в ЦДО «Сорочинскнефть». В процессе применения отмечалось засорение расходомера и случаи раскрытия децентратора.

Схема «УЭЦН + Y-Tool», позволяет проводить промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в динамических условиях с извлечением приборов. Первый опыт применения данного оборудования в ООО «Бугурусланнефть» и ЦДО «Сорочинскнефть» был неудачным в связи с ранним отказом насоса.

Преимуществом схемы «УЭЦН + подвесной геофизический прибор» (рисунок 1.3, а) является использование стандартного внутрискважинного оборудования с добавлением геофизического блока, подключенного к телеметрической системе (ТМС) УЭЦН, и выводом данных на поверхность. Минимальный дебит жидкости для данной технологии составляет 30 м3/сут, а величина угла кривизны скважины до 15º. Успешные испытания метода проведены в 2011 году на скважинах ОАО «ТНК-Нягань». Текущий межремонтный период составил  280 суток.

Схема «ЭЦН+ЭЦН»

Технология Schlumberger

а)

б)

в)

а) схема УЭЦН+подвесной геофизический прибор на ТМС;
б) схема с разделением пластов и одним механическим способом добычи «УЭЦН + мандрели»; в) схема с разделением пластов и добычей спаренными насосами по схеме «ЭЦН + ЭЦН»

Рисунок 1.3 – Однолифтовые системы ОРД

Разделение режимов скважинным штуцированием

Схема «УЭЦН + мандрели» (рисунок 1.3, б) основана на использовании модифицированного газлифтного оборудования. В скважинные камеры (мандрели) вставляют штуцеры и геофизические приборы на канатной технике, обеспечивающие измерение давления, температуры, влажности и дебиты. Наиболее распространены автономные приборы с памятью, но существуют технические решения и для вывода данных на поверхность в режиме реального времени. В 2008 году технология была внедрена на 14 скважинах ОАО «Варьеганнефтегаз», дебиты составляли 53…110 м3/сут, средний межремонтный период – 365 суток. В 2010-2011 годах испытания проводились в ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нягань», где было отмечено засорение расходомеров [36].

Еще одна перспективная схема мониторинга с разделением пластов – схема «УЭЦН + гидравлическая циркуляционная муфта». Принцип ее действия
основан на отсечении одного из пластов дистанционно с поверхности. При нормальном режиме продукция нижнего пласта проходит через циркуляционную муфту и добывается совместно с продукцией верхнего пласта. В режиме разобщения с поверхности активизируется закрытие циркуляционной муфты, и добыча ведется только с верхнего пласта. Все фазовые замеры производятся на поверхности стандартными приборами учета. Добыча с нижнего пласта оценивается с помощью вычитания. В настоящее время начаты опытно-производственные исследования (ОПИ)  в ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ЦДО «Сорочинскнефть» [36].

Объемное разделение

Разработка двух пластов по технологиям ОРЭ может осуществляться и при помощи спаренных насосов типа «штангово-глубинный насос (ШГН) + ЭЦН», или «ЭЦН + ЭЦН» (рисунок 1.3, в), или «ШГН + ШГН». Первая схема «ШГН + ЭЦН» достаточно распространена, в 2010-2011 гг. была внедрена в ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Оренбургнефть» и ООО «Бугурусланнефть» [36]. На большом количестве скважин внедрялись технологии «ШГН + ЭЦН» с 2008 года в ОАО «Удмуртнефть» [15]. ОПИ схемы «УЭЦН+УЭЦН» проводились в 2011 году на объектах ОАО «ТНК-Нижневартовск». В 2011 году однолифтовые схемы со спаренными насосами ШГН + ШГН, разработанные в ОАО «Татнефть», внедрялись на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [39], а также схема ОРЭ «ШГН + ШГН» для скважин с эксплуатационной колонной (ЭК) диаметром 168 мм с 2009  по 2013 год применяется на 4 скважинах на месторождениях АНК «Башнефть» [37].

Раздельный подъем продукции

Раздельный подъем продукции по параллельным лифтам по схеме «ШГН + ШГН» на основе отечественного оборудования, разработанного в ОАО «Татнефть» совместно с компанией Slith International, впервые был внедрен в 2005 году на месторождениях ОАО «Татнефть», а также данная установка (рисунок 1.4, а)  была протестирована в 2011 году в двух скважинах ЦДО «Сорочинскнефть» [36].  Двухлифтовые компоновки «ШГН + ШГН» таких производителей, как ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» и ООО ПКТБ «Техпроект», были внедрены на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [39].

Раздельный отбор нефти с применением концентрических колонн НКТ впервые в нашей стране был предложен В. Н. Беленьким и М. А. Гейманом. Схема была применена в НГДУ «Первомайнефть» Куйбышевской области в количестве около 100 скважин [24].

Впервые в России в 2010 году в одной скважине ООО «ТНК-Уват» была внедрена компоновка ОРД концентрической конструкции (рисунок 1.4, б) по схеме «ЭЦН + ЭЦН». Опытно-промышленные испытания схемы «ШГН + УЭЦН» концентрической конструкции начались в 2011 году на трех скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз» [36].  

Схема с  полыми штангами

а)

б)

в)

Рисунок 1.4 – Двухлифтовая система ОРД а) с параллельными лифтами и схемой «ШГН + ШГН»; б) концентрической конструкции; в) с полыми штангами

Внедрение систем ОРД с полыми штангами активно ведется в ОАО «АНК «Башнефть». Начиная с 2007 года были опробованы установки с полыми штангами, разработанные ООО «Башнефть-Геопроект», с использованием оборудования «Элкамнефтемаш» и  НПФ «Пакер». Данные установки показали положительные результаты на Арланском, Троицком, Чермасанском месторождениях и с 2009 года приняты для масштабного внедрения [2].

В ТатНИПИнефть была разработана схема однолифтовой штанговой установки с разделительным поршнем и полыми штангами. Данная конструкция позволяет устранить самый главный недостаток однолифтовых установок – смешение продукции пластов, что приводило к необходимости разработки сложных методов определения дебитов и обводненности продукции. При помощи разделительного поршня и полых штанг проводится раздельный подъем продукции объектов. Экспериментальный пуск по данной схеме был произведен в 2008 году в НГДУ «Бавлынефть». В настоящее время установка работает в 2-х скважинах № 928 и № 972 на НГДУ «Бавлынефть». В целом вполне успешно. Установка позволяет раздельно добывать и поднимать на поверхность продукцию двух пластов, при этом сохранила возможность регулирования расходов изменением положения плунжера менять соотношение дебитов пластов.

Внедрение установок ОРД по схеме ЭЦН + ШГН с полыми штангами в ОАО «Татнефть» производится при совместной разработке нижнего девонского пласта и верхнего карбонатного с сероводородом. При таком сочетании совместный подъем продукции нежелателен в связи с ухудшением качества нефти, добываемой с девона, и необходимостью очистки от сероводорода большего количества нефти. В настоящий момент внедрено 5 скважин такого типа [19].

Компоновка «ШГН + ШГН» с полыми штангами ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» проходила испытания на скважине № 501 Мишкинского месторождения в 2009 году в ОАО «Удмуртнефть». Испытания позволили выявить конструктивные недоработки оборудования, применяемого в данной схеме [15].

Системы одновременно-раздельной закачки, как и ОРД, делятся на одноканальные и многоканальные. Рассмотрим технологии ОРЗ, применяемые на месторождениях России.

Одноканальные (однолифтовые установки)

Использование компоновок для ОРЗ позволяет увеличить компенсацию добычи закачкой по пластам, вести замер и регулирование объемов закачки в каждый пласт посредством смены штуцеров в скважинных камерах. Внедрение однолифтовых установок (рисунок 1.5, а) ведется в ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Варьеганнефтегаз», ООО «ТНК-Уват» и ОАО «Оренбургнефть» [36].  

Однолифтовая установка с глубинными штуцерами, разработанная в ОАО АНК «Башнефть», в 2008 году была внедрена в Нижневартовском, Чеукмагушевском и Ишимбайском  НГДУ [2].

Отдельный канал закачки

На базе двухлифтовой установки для ОРЭ разработана установка для ОРЗ с параллельными рядами труб (рисунок 1.5, б). Данная установка широко применяется на месторождениях ОАО «Татнефть». Существуют разработанные конструкции для 146- и 168-мм колонн.  

Однолифтовая установка

Технология Лифтойл, Shlumberger, НПФ «Пакер»,

ООО НТП «Нефтегазтехника»

Система ОРЗ с параллельными колоннами

Технология ОАО  «Татнефть»

а)

б)

в)

Рисунок 1.5 Схемы а) однолифтовой ОРЗ; б) ОРЗ с параллельными лифтами
и схемой «ШГН + ШГН»; в) двухлифтовой концентрической ОРДиЗ

Основной причиной разработки концентрической системы ОРЗ было ограничение применения систем с параллельными колоннами по давлению для закачки верхнего пласта состоянием эксплуатационной колонны. Разработкой технологий концентрических систем ОРЗ занимаются такие компании, как: Лифтойл, Shlumberger, НПФ «Пакер», ООО НТП «Нефтегазтехника», ОАО «Татнефть», и их технологии находят повсеместное внедрение на месторождениях компаний TNK-BP, Роснефть, Башнефть и других. Разработанные непосредственно в ОАО «Татнефть» двухпакерные концентрические системы ОРЗ двух видов внедрены в более чем 150 скважинах [19].

Одновременно-раздельная добыча и закачка

Перспективным направлением развития систем ОРЭ является технология ОРДиЗ.
В 2012 году в ЦДО «Сорочинскнефть» проводились ОПИ двухлифтовой концентрической системы с разделением пластов пакером и УЭЦН (рисунок 1.5, в). При нормальном режиме работы такой компоновки продукция верхнего пласта через прием насоса поднимается в
Y-блок с помощью отдельного лифта (малый затруб). Из наземной системы ППД по внутреннему лифту ведется закачка подготовленной воды в нижний пласт.

Рассмотренные технологии в основном применимы только для двухпластовых систем, что не всегда соответствует поставленной перед ОРЭ задачей. Анализ месторождений ОАО «Татнефть» показал, что применение ОРЭ необходимо для трехпластовых систем. Поэтому в ТатНИПИнефть были разработаны установки для ОРД  и ОРЗ по трем объектам [36]:

- однолифтовая установка для ОРЭ трех объектов (в двух вариантах);

- установка с дифференциальным насосом для ОРЭ трех объектов;

- установка с разделительным поршнем  для ОРЭ трех объектов;

- установка для ОРЭ трех объектов с раздельным подъемом продукции по полым штангам;

- установка для ОРЗ на три пласта.

В ходе тестирования и эксплуатации вышеперечисленных типов оборудования были выявлены основные преимущества и недостатки, сведенные в таблицу 1.1.

Компания «Элкамнефтемаш» по техническому заданию ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» разработала новую технологию одновременно-раздельной разработкой нескольких эксплуатационных объектов (ОРРНЭО) [30]. ОРРНЭО – комплекс технологических мероприятий, нацеленных на повышение рентабельности разработки нефтегазового многопластового месторождения за счет управления динамикой пластового давления путем использования скважинных установок с несколькими секциями, каждая из которых позволяет обеспечить оптимальный режим работы соответствующего эксплуатационного объекта (ЭО)  [30, 56, 62-66]. По сути, технология ОРРНЭО – это подбор технологий ОРД и ОРЗ с аналитическим обоснованием использования тех или иных схем оборудования. Преимуществом использования комплекса ОРРНЭО компании «Элкамнефтемаш»  является высококвалифицированное сопровождение при внедрении технологии  раздельной эксплуатации объектов с осложненными условиями разработки.


Таблица 1.1 –  Сравнительная таблица однолифтовых технологий ОРЭ со спаренными насосами

Схемы для ОРЭ

Преимущества

Недостатки

Рекомендации

1

2

3

4

Однолифтовые системы мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов

- геофизика в динамических условиях

- исследования на разных режимах

- меньшая стоимость

- взаимовлияние пластов

- нет возможности регулирования

- смешение продукции

- невозможность снятия кривой восстановления давления

- необходимость интерпретации данных ПГИ

- низкая надежность расходомеров

- риски повреждения при спускоподъемных операциях

- в случае использования байпасных блоков – ограничения по типоразмеру ЭЦН и риски по изменению герметизирующего устройства

- ограничение по кривизне

- использование на скважинах, где технологическая схема не допускает разделение пластов (состояние колонн, цемента), либо есть осложняющие факторы добычи (высоки вынос мех. примесей, газовый фактор и т.д.)

- использование на скважинах, где геология пластов, ФХС  флюидов и энергетическое состояние близки

- использование преимущественно на старом фонде

Однолифтовые системы мониторинга (и управления) с одним способом механизированной добычи с разделением пластов

- незначительное взаимовлияние пластов

- возможность раздельного учета

- смещение продукции при подъеме

- сложность подъема пакерного оборудования при наличии  выноса песка или проппанта

- ненадежность внутрискважинных расходомеров

- необходимость канатных работ для регулировки щтуцеров и подъема геофизических приборов с подземным ремонтом скважин

- ограниченные возможности для управления пластами

- диаметр ЭК от 146 мм

- использование на скважинах, не требующих частых интервенций

- тех. состояние скважины оправдывает установку пакеров

- нет осложняющих факторов добычи

- различие геологии пластов и ФХС нефти

Однолифтовая компоновка со спаренными насосами «ЭЦН + ШГН»

- меньшая степень взаимовлияния пластов

- учет и исследование без геофизики

- эксплуатационные колонны 146 мм и 168 мм со стандартной фонтанной арматурой

- дифференцированная дисперсия

- сложность ремонта нижнего насоса

- сложность спуска

- чувствительность к ГРП и ОПЗ

- остановка одного насоса для раздельного замера

- смешение продукции в лифте

- невозможность опрессовки пакера при спуске

- проверка качества разделения на этапе эксплуатации

- диаметр ЭК от 146 мм

- необходимая продуктивность пластов (нижний ОЭ под УЭЦН, верхний – под ШГН)

- отличное состояние колонн и цементного кольца, подтвержденное исследованием

- нет осложняющих факторов добычи

- достаточные запасы пластов для получения экономического эффекта

- различие геологии пластов и ФХС нефти

Однолифтовая компоновка со спаренными насосами «ЭЦН + ЭЦН»

- на высоких дебитах

- возможность раздельных замеров без остановки насосов

- высокая стоимость из-за сложности продукции

- нет проверенных и опробованных отечественных аналогов

Однолифтовая компоновка со спаренными насосами  «ШГН + ШГН»

- невысокая стоимость

- короткие сроки изготовления

- возможность быстрого обслуживания

- невысокая степень надежности оборудования

- ограничение по производительности

- ограничение по глубине спуска

- остановка одного насоса для раздельного замера

Продолжение таблицы 1.1

1

2

3

4

Компоновки параллельными люфтами

- 100 %-ная независимая добыча из каждого пласта

- диметр ЭК от 168 мм

- ограниченная глубина в варианте с УШГН

- сложность конструкции (строительство качалок + металлоемкость)

- необходимость использования спецоборудования, включая превентор

- высокая стоимость при дизайне, обусловленная глубиной залегания

- минимальные интервенции (ОПЗ, ГРП)

- не более двух разобщаемых объектов

- ограничение дебитов

- различие свойств пластов и флюидов

- небольшой пространственный угол

- глубина установки для ШГН до 2500 м

- отличное состояние колонн и цементного кольца

- минимум осложняющих факторов добычи

- хороший потенциал пластов (для рентабельности)

- различие геологии пластов и ФХС нефти

Компоновки концентрической конструкции

- 100 %-ная независимая добыча из каждого пласта

- подбор системы

отдельно с учетом характеристик

пласта

- ведение отчетности

по каждому горизонту с замером

дебита внутри скважины и на

поверхности

- диаметр ЭК 178 мм при стандартных УЭЦН (для компоновки «ЭЦН + ЭЦН»

- сложность конструкции

- сложность ремонта, требующего работы высококвалифицированного специализированного персонала

- большая чувствительность к ГРП и интервенциям

- высокая стоимость спуска и ремонта

- не более двух разобщаемых объектов

- потенциал пластов (для УЭЦН и рентабельности)

- отличное состояние ЭК

- минимум осложняющих факторов

- для компоновки «ШГН + ЭЦН» диаметр ЭК от 146 мм

- дебит нижнего пласта (ЭЦН) – не более 400 м3/сут, дебит верхнего интервала (ШГН) – не более 80 м3/сут

Компоновки с полыми штангами

- 100 %-ная независимая добыча из каждого пласта

- контроль забойного давления по верхнему объекту

-  контроль забойного давления и температуры по нижнему объекту

-   отдельный замер дебита и отбор проб по каждому объекту

-  технологические промывки верхнего и нижнего насоса

-  дозировка реагента через капиллярную трубку на прием нижнего или верхнего

-  снятие динамограмм для проведения контроля работы глубинно-насосного оборудования

- испытания выявили конструктивные недоработки некоторых видов используемых  комплектаций насосов

- чувствительность к загрязнению (отказ насосов с цилиндрами)

- сложность ремонта, требующего работы высококвалифицированного специализированного персонала

- отличное состояние колонн и цементного кольца

- хороший потенциал пластов (для рентабельности)

- минимальное количество факторов, способствующих загрязнению добываемой продукции

- различие геологии пластов и ФХС нефти

Окончание таблицы 1.1

1

2

3

4

Однолифтовая установка  ОРЗ

- простота конструкции

- использование стандартного арматурного оборудования

- питание от общей линии ППД

- отсутствие возможности замера

- отличное состояние колонн и цементного кольца

Однолифтовая установка с глубинными штуцерами

- возможность разработки трех и более объектов

- регулирование объемов закачки штуцерами

- питание от общей линии ППД

- отсутствие возможности замера

- отличное состояние колонн и цементного кольца

ОРЗ с параллельными рядами труб

- конструкции для 146- и 168-мм колонн

- не нужно жесткое крепление колонн НКТ

- полный объём информации о работе пластов

-  регулирование объёмов закачки

- давление закачки в верхний пласт не должно превышать допустимого для ЭК

- использование специальной арматуры

- высокая вероятность аварийности при монтаже

- отличное состояние колонн и цементного кольца

- оценка рентабельности использования

- диаметр ЭК от 146 мм

Концентрическая система  ОРЗ

- независимое нагнетание в два пласта

- полный объём информации о работе пластов

-  регулирование объёмов закачки

- сложность сборки, спуска и демонтирования конструкции

- ограничение по кривизне (2 градуса на 10 м, угол наклона до 20 градусов)

- возможность отложения солей, смол  и парафина на стенках трубы

- оценка рентабельности использования

- учет возможности отложения на поверхность  труб солей, смол  и парафина

Компоновка ОРЗиД

- возможность совмещения добычи и закачки двух  пластов одной ЭК

- сложность технологии, использование специализированной арматуры

- повышенный контроль качества выполняемой работы

- сложность выполнения ремонтных работ (если добыча с нижнего пласта)

- не более 2-х объектов разработки

- минимальное расстояние между пластами более 6 м для установки пакера

- отличное состояние колонн и цементного кольца

- обоснованность и рентабельность применения

- диаметр эксплуатационной колонны от 146 мм


Близкие к ОРЭ технологические схемы

К данному виду технологических схем можно отнести:

- внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный с целью поддержания пластового давления. Главным преимуществом этих установок является возможность организации системы ППД на отдаленных, особенно мелких, месторождениях без создания сложной системы при наличии электроэнергии;

- внутреннюю утилизацию воды, которая позволяет отсепарированную в скважине воду без подъема на поверхность сбрасывать в поглощающие пласты. Таким образом, упрощается процесс утилизации попутно добываемой воды;

- раздельный подъем нефти и воды позволяет уже на стадии добычи получить готовую для использования в системе ППД воду.

1.3 Факторы, осложняющие совместную выработку запасов

При разработке многопластовых месторождений большое значение приобретает выделение эксплуатационных объектов. В связи с различием отложений по условиям залегания, типу коллекторов, свойствам насыщающих горную породу флюидов необходимо выделять объекты, для которых рекомендуется одновременно-раздельная эксплуатация. При выделении объектов обычно учитывают следующие геолого-промысловые характеристики:

  •  тип коллектора, его физические свойства;
  •  режим работы залежи;
  •  различие составов и свойств насыщающих флюидов;
  •  взаиморасположение продуктивных пластов по разрезу.

Рассмотрим проблемы, возникающие при объединении различных по вышеперечисленным характеристикам пластов в один объект разработки.

Проблемы, возникающие при объединении в один объект разработки коллекторов с разными физическими свойствами 

Приобщение к терригенным коллекторам карбонатных отложений приводит к отключению последних, совместная обработка призабойной зоны карбонатных и терригенных пластов затрудняет процесс регулирования разработки. Усложнение условий контроля разработки может привести к уменьшению коэффициента извлечения нефти (КИН) пластов и трудностям в учете добычи продукции отдельных пластов.

При совместной разработке двух и более пластов, неоднородных по проницаемости, выработка низкопроницаемого коллектора может осуществляться только за счет создания большего градиента давления, чем для высокопроницаемого при всех равных условиях. При создании более высоких градиентов давления для вовлечения в разработку запасов нефти низкопроницаемых пластов в многопластовой системе коллекторов возрастает скорость движения обводненной нефти и воды в высокопроницаемых заводненных пластах, что приводит к дальнейшему росту обводненности добываемой продукции. Поэтому необходимо создавать различные градиенты на пласты с разной проницаемостью, чтобы исключить формирование остаточных трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых пластах [3, 11, 14, 36].

Проблемы, возникающие при совместной эксплуатации пластов на едином режиме работы

Одной из осложняющих разработку многопластовых объектов проблем является проблема возникновения внутрискважинных межпластовых перетоков. В случае, когда перетекающей жидкостью является нефть, перетоки снижают добывные возможности скважины, так как часть нефти вместо подъема на поверхность перетекает в пласт с низким пластовым давлением. Внедряемая через перфорационную зону добывающей скважины вода привносит определенные изменения в фильтрационно-емкостные свойства коллектора пласта, влияет на относительную фазовую проницаемость нефти в призабойной зоне пласта с низким пластовым давлением. Процесс возникновения внутрискважинного межпластового перетока объясняется эксплуатацией двух разных по коллекторским свойствам пластов единым режимом работы при условии отсутствия заколонных перетоков по стволу скважин (цементное кольцо). Закачка воды в пласты ведется с разной интенсивностью из-за разницы в проницаемости пластов, что создает неодинаковое пластовое давление на контуре питания добывающей скважины. Так как уровень жидкости в стволе добывающей скважины в основном определяется объемом жидкости, поступающей из высокопроницаемого пласта, то забойное давление в стволе добывающей скважины определяется забойным давлением высокопроницаемого пласта. При продвижении воды по высокопроницаемому пропластку в нем повышаются давление и водонасыщенность. После достижения значения забойного давления большего, чем давление в призабойной зоне пласта (ПЗП) низкопроницаемого пласта, жидкость с повышенным водосодержанием из высокопроницаемого пласта начинает поступать в низкопроницаемый пласт. При повышения давления в ПЗП низкопроницаемого пласта выше забойного давления часть внедрившейся жидкости вытекает из него,  ухудшая  при этом фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС) призабойной зоны [1, 5, 36, 67].

 

Проблемы, возникающие при объединении в один объект разработки пластов
с флюидами,  различными по составу и свойствам
 

Продукция скважин характеризуется комплексом физико-химических свойств, различных в зависимости от горизонта. Необходимо учитывать, что при совместном извлечении флюидов с различными свойствами могут образовываться новые компоненты, затрудняющие последующие процессы транспорта и подготовки продукции. Например, при смешении различных типов пластовых вод могут появляться осадки растворимых солей. Значительное содержание сероводорода в нефти одного пласта и ионов двухвалентного железа в попутно добываемой воде другого при смешении приводит к образованию сульфида железа и осложнению подготовки нефти, которые объединены в группу техногенных эффектов [36].

Проблемы взаиморасположения продуктивных пластов по разрезу 

Для разобщения пластов технологиями ОРЭ необходимо учитывать характерные конструктивные особенности применяемого оборудования. Например, для большинства систем ОРЭ характерно использование пакерной системы, для посадки которой необходимо расстояние между кровлей нижнего пласта и подошвой верхнего не менее 4 метров. Это минимальное ограничение расстояния между пластами, в зависимости от типа конструкции и фирмы производителя оно может увеличиваться [11, 16, 17].

Также не стоит забывать, что в зависимости от характеристик и толщины непроницаемой перемычки под воздействием активной разработки между пластами может возникнуть гидродинамическая связь, например по трещинной системе.

Внедрение технологий ОРЭ оценивается как эффективное и перспективное направление для разработки многопластовых объектов в России. Эффективность применения технологий ОРЭ в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2011 год характеризуется приростом добычи в 5.8 т/сут на скважину, а в ОАО «Татнефть» на октябрь 2013 года дополнительная добыча нефти составила 5 млн т, со средним приростом 3.66 т/сут на скважину [77, 100].   

1.4 Обзор научных аспектов  применения технологии
одновременно-раздельной эксплуатации

Выработка запасов нефти нескольких пластов единым стволом добывающей скважины может быть совместной или раздельной. Классическая схема разработки «снизу вверх» дает максимальную добычу и КИН, но при этом длительное время выработки пластов экономически не оправдано. Поэтому вопрос объединения или разобщения эксплуатационных объектов всегда остро стоял перед разработчиками. Симуляторы гидродинамического моделирования позволяют спрогнозировать вероятные ситуации при разработке многопластовой системы и рекомендовать к применению наиболее перспективные направления.

В работах [16, 17] рассматривается модель литологически экранированной линзы и частично ограниченного пласта.  Основным выводом данных работ является недопустимость их совместной разработки, так как при этом возможны значительные потери запасов нефти, сосредоточенных в линзе. Причем, мнение о том, что запасы могут сохраняться в линзе, не является состоятельным, так как в призабойную зону линзы проникает вода. При этом гидрофильные коллекторы связывают часть воды, увеличивая тем самым «связанную» водонасыщенность порового объема. Как следствие, в данном объеме снижается относительная фазовая проницаемость нефти, то есть возрастает сопротивление движению нефти, что приводит к снижению притока и падению дебита нефти. Дальнейшая эксплуатация данной скважины возможна лишь после проведения специальных геолого-технических мероприятий, увеличивающих затраты на выработку и себестоимость добываемой нефти. А рост затрат на выработку приводит к снижению извлекаемых запасов нефти.

В цикле работ [1, 11, 14, 16, 17], посвященных исследованиям межпластовых внутрискважинных перетоков при разных геолого-технических условиях разработки многопластовых коллекторов, сформулированы следующие выводы.

Разработка двух пластов с разными ФЕС единым фильтром способствует возникновению условий для внутрискважинного межпластового перетока жидкости из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт. Образование зоны повышенной водонасыщенности  в области отборов незаводненного низкопроницаемого пласта за счет перетока воды из заводненного высокопроницаемого пласта приводит к снижению эффективности разработки двухпластовой системы коллекторов из-за  снижения фазовой проницаемости для нефти и уменьшения дебита нефти пласта.

Затухание фильтрации как в области закачки, так и в области отборов при наличии в коллекторе глинистых минералов в случае возникновения внутрискважинного межпластового перетока жидкости приводит к отрезанию глинистого пласта от воздействия. При полном затухании фильтрации глинистый пласт к моменту достижения скважинной продукции предельной обводненности остается практически невыработанным, с пластовым давлением близким к забойному давлению добывающей скважины. При неполном затухании фильтрации происходит переток части нефти из высокопроницаемого пласта в низкопроницаемый, что приводит к снижению скважинных накопленных отборов нефти. При этом давление в низкопроницаемом глинистом пласте восстанавливается частично или полностью.

Для повышения эффективности выработки запасов нефти из многопластовой залежи необходимо применение технологий ОРЭ, которые позволят не только физически разобщить пласты в области отборов, но и использовать специальные растворы при заводнении глинистых коллекторов.

В работе [67] рассматриваются варианты совместной и раздельной разработки трех объектов, характерных девонским пластам Д3, Д4, Д5 Ольховского месторождения, в которых происходит разгазирование пластовой нефти и образование зон свободного газа. Сопоставление результатов расчетных вариантов представлено в таблице 1.2, анализ которых позволяет сделать следующие выводы:

При классической схеме разработки «снизу-вверх» разгазирование пластовой нефти и образование зон свободного газа по всем пластам приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения. Интенсивность этого процесса напрямую зависит от величины снижения забойного давления по отношению к давлению насыщения каждого пласта и величины начального газосодержания нефти каждого пласта. Для рассматриваемых пластов потери в накопленной добыче нефти составили: Д3 – 2.7 %, Д4 – 14.8 %, Д5 – 10.9 %;

Применение установок ОРЭ и ОРЗ сокращает сроки разработки многопластового объекта с возможностью регулирования параметров работы скважины для каждого пласта. Временной интервал сокращения сроков зависит от геолого-физических свойств конкретного пласта.

В работе [92] рассматривается применение ОРЭ для малых месторождений Республики Башкортостан. В качестве объекта моделирования использовалось Кипчакское месторождение, включающее в себя  три продуктивных  пласта на турнейском CTкз и фаменском Dфм ярусах и на заволжском надгоризонте Dзв. Рассмотрение трех вариантов разработки: схема «снизу-вверх», разбуривание каждого объекта самостоятельной сеткой скважин и разработка с помощью компоновок ОРЭ позволили автору сделать выводы об экономической привлекательности и перспективности применения технологии ОРЭ, так как при равных показателях накопленной добычи нефти и КИН по трем вариантам применение ОРЭ позволило значительно снизить капитальные вложения и эксплуатационные затраты на разработку, что является существенным фактором для малых по запасам месторождений.

Таблица 1.2 – Сопоставление результатов расчетных вариантов

Описание варианта

Параметр

Пласт

Итого
по всем объектам

Д3

Д4

Д5

с разгаз.

без разгаз.

с разгаз.

без разгаз.

с разгаз.

без разгаз.

с разгаз.

без разгаз.

Вариант № 1
Постепенная выработка объектов «снизу - вверх»

Накопленная добыча, тыс. м3

390.8

395.9

237.4

279.0

319.3

358.5

947.5

1033.4

КИН, д.ед.

0.738

0.747

0.592

0.696

0.607

0.681

0.65

0.709

Срок разработки, лет

21

25

6

6

23

32

50

63

Вариант № 2
Первоначальная выработка пласта Д
5, затем выработка пластов Д3, Д4 посредством ОРЭ, ОРЗ

Накопленная добыча, тыс. м3

390.8

395.9

237.4

279,0

319.3

358.5

947.5

1033.4

КИН, д.ед.

0.738

0.747

0.592

0.696

0.607

0.681

0.65

0.709

Срок разработки, лет

21

25

6

6

23

32

44

57

Вариант № 3
Приобщение к выработке пласта Д
5 пластов Д3, Д4

Накопленная добыча, тыс. м3

381.3

387.8

243.2

281.3

320.1

355.3

944.6

1024.5

КИН, д.ед.

0.72

0.732

0.607

0.702

0.609

0.675

0.648

0.703

Срок разработки, лет

14

20

14

20

22

28

22

28

Вариант № 4
Одновременная выработка запасов всех пластов единым фильтром

Накопленная добыча, тыс. м3

389.3

393.1

251.4

281.3

322.1

352.3

962.8

1026.7

КИН, д.ед.

0.735

0.742

0.627

0.702

0.612

0.67

0.661

0.705

Срок разработки, лет

19

25

19

25

19

25

19

25

Вариант № 5
Одновременная выработка запасов всех пластов единым фильтром при снижении приемистости нагнетательной скважины

Накопленная добыча, тыс. м3

99.8

41876.0

249.1

281.2

322,0

352.5

670.9

659.5

КИН, д.ед.

0.188

0.049

0.621

0.701

0.612

0.067

0.461

0.453

Срок разработки, лет

19

26

19

26

19

26

19

26

В работе [3] подробно рассмотрены совместная и раздельная разработки пластов с сильно отличающимися коллекторскими характеристиками. Моделирование разработки двухпластовой системы позволило сделать автору следующие выводы.

1. Наиболее эффективным в разработке двухпластовой системы коллекторов является применение технологий ОРЭ(ОРЗ). При этом достигается наибольший КИН и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым. Независимый приток жидкости из пластов позволяет достичь большей выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта при обводненности ниже предельной, ускорить сроки разработки залежи. Отрицательными моментами данного варианта разработки являются высокая стоимость оборудования ОРЭ(ОРЗ) и длительный период разработки с высокой обводненностью добываемой продукции.

2. Эффект от применения технологий ОРЭ(ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов. В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологии. При близких значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ(ОРЗ) стремится к 0, что соответствует классическим представлениям о разработке многопластовых залежей нефти.

Моделирование внедрения ОРЭ и ОРЗ на Приобском месторождении рассмотрено в работах [6, 7, 67]. С помощью аналитических методов и трехмерного моделирования установлено конкретное количественное влияние применяемых на Приобском месторождении технологий ОРЗ и ОРД на ожидаемое увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения (таблица 1.3).

Таблица 1.3 –  Оценка КИН при различных вариантах разработки

Варианты

Объект

Квыт

Кохв

Кзав

КИН

Совместная разработка

АС10-12

0.507

0.75

0.71

0.27

Разработка
с применением ОРЭ

АС10

0.548

0.75

0.796

0.327

АС11

0.548

0.75

0.894

0.367

АС12

0.475

0.75

0.81

0.289

В сумме

0.507

0.75

0.804

0.306

Разница

-

-

+0.094

+0.036

В настоящее время технологиям одновременно-раздельной эксплуатации посвящается большое количество работ, но в области обоснования применения технологии ОРЭ (ОРЗ) существует ряд нерешенных вопросов.

Алексеевское месторождение ЗАО «Алойл» имеет 8 нефтенасыщенных горизонтов, из которых четыре: бобриковский, кизеловский, заволжский и данково-лебедянский, совместно разрабатываются с применением технологий ОРД. Несмотря на незначительное различие в геолого-физических характеристиках объектов (таблица 1.4), за исключением бобриковкского горизонта, которому присущи терригенные породы, а не карбонатные, применение технологий ОРД на Алексеевском месторождении дает положительные результаты [22]. Для разработки двух объектов на Алексеевском месторождении в большинстве случаев (91 %) используется однолифтовая установка ОРЭ (рисунок 1.6), разработанная в 2003 году в ОАО «Татнефть» [41], содержащая штанговый насос с дополнительным всасывающим клапаном (1), установленным на боковой поверхности цилиндра, геофизический (ГФ) прибор (2), замеряющий дебит, обводненность, температуру и давление с нижнего пласта и пакер (3), разделяющий пласты.

Таблица 1.4 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Алексеевского месторождения [22]

Параметры

Объекты

Бобриковский

Кизеловский

Заволжский

Данково-лебедянский

Тип коллектора

терригенн.

карбонатн.

карбонатн.

карбонатн.

Пористость, %

19

12…13

9

9

Проницаемость, мкм2

0.412

0.14

0.12

0.09

Начальная пластовая  температура, °С

25

25

27

28

Начальное пластовое  давление, МПа

14.7

14.8

15.7

16.4

Вязкость нефти в  пластовых условиях, мПа*с

15.8

14.7

11.5

13.8

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3

0.854

0.857

0.850

0.858

Давление насыщения нефти газом, МПа

2.9

3.0

3.7

3.2

Газовый фактор, м3

22.5

18.5

28.4

25.1

Плотность воды в    поверхностных условиях, т/м3

1.15

1.17

1.17

1.16

 

а)           б)

    а) схема установки; б) боковой всасывающий клапан

Рисунок 1.6 – Однолифтовая установка ОРЭ, применяемая на Алексеевском месторождении

Данная установка позволяет эксплуатировать каждый пласт на своем заданном режиме (дебит, забойное давление), не разделяя продукцию пластов на подъеме. К особенности данной компоновки можно отнести необходимость сообщения бокового всасывающего клапана (БВК) с пластом более высокого давления. При выравнивании давлений или уменьшении давления в пласте сообщаемым, с БВК, клапан открывается, и выработка пластов ведется единым фильтром. В таблице 1.5 приведены технологические параметры скважин №№ 6091, 9098, 6328, 6436, 93А, ведущих одновременно-раздельную добычу с двух объектов.

Таблица 1.5 Фрагмент из таблицы технологических режимов работы скважин Алексеевского месторождения с применением ОРЭ

Характеристики однолифтовой установки с БВК и методы определения параметров работы пластов подробно описаны в работе [19], но вопросы выбора скважин кандидатов (применительно к данной технологии) и совместимости технологии ОРЭ с другими технологиями разработки изучены недостаточно. Особенностью разработки Алексеевского месторождения является система ППД, основанная на применении водогазового воздействия (ВГВ) на кизеловском горизонте и отсутствие систем ППД на данково-лебедянском и заволжском объектах. Слабая изученность вопроса выбора оптимальных режимов работы пласта при совместном применении ВГВ и ОРД на Алексеевском месторождении в настоящее время  не позволяет обоснованно корректировать режимы работы скважин, уже оборудованных для ОРД, и осуществлять выбор скважин-кандидатов под внедрение ОРЭ. Поэтому изучение вопроса разработки многопластовых объектов комплексными технологиями, такими как «ОРЭ + ВГВ» и «ОРЭ + нестационарное заводнение» и другими, актуально и перспективно.

Выводы по главе 1

Основываясь на выполненном обзоре существующих технологий и схем ОРЭ, автором подчеркивается, что за последние годы интерес к данному виду технологий увеличивается. Разрабатываются новые виды схем и установок, экспериментальные технологии активно тестируются и внедряются на месторождениях всех крупных нефтяных компаний  по всей России [2, 4, 6-9, 15, 18, 19, 27, 37-39, 73-100].

Наибольший экономический эффект от ОРЭ достигается, когда планирование внедрения данной технологии закладывается на стадии обоснования проектных документов на разработку месторождения, так как позволяет экономить значительные средства на бурение скважин. Однако большинство нефтяных месторождений России находятся в достаточно долгой разработке, и в целях поддержания уровней добычи нефти  и ранее, и в настоящее время вскрываются и совместно разрабатываются пласты с разными ФЕС, содержащие нефть разной категории, имеющие коллекторы разных типов, а также пласты с разными условиями залегания [23]. Такое приобщение пластов часто бывает вынужденным и приводит к снижению коэффициента извлечения нефти по каждому пласту. Примеров совместной эксплуатации пластов с сильно отличающимися коллекторскими характеристиками и свойствами насыщающих флюидов можно привести множество. Одним из вариантов полноценной, экономически целесообразной выработки запасов таких пластов единой сеткой скважин является применение технологий ОРЭ. При планировании внедрения установок ОРЭ в скважинах, уже разрабатывающих совместно многопластовый объект, необходимо формирование критериев отбора скважин-кандидатов под определенную технологию, причем для каждого месторождения критерии изменчивы в зависимости от желаемого результата и применимости той или иной технологической схемы. Подбор технологических схем ОРЭ также является индивидуальной для каждого месторождения задачей, поскольку их необходимо интегрировать в уже существующую систему добычи и закачки, а также спрогнозировать перспективность, целесообразность и эффективность применения.  

Таким образом, проведенный анализ научной и научно-технической литературы по внедрению технологий одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов разработки в России позволяет сформулировать цель и задачи диссертационного исследования.

Цель работы – совершенствование эффективности одновременного отбора разносортной нефти из многопластовой залежи в условиях техногенного воздействия.

Задачами исследований работы являются:

  1.  Анализ целесообразности применения ОРЭ на многопластовых объектах ЗАО «Алойл»;
  2.  Формирование критериев для подбора скважин-кандидатов под внедрение технологии ОРЭ применительно к месторождениям ЗАО «Алойл»;
  3.  Исследование факторов, влияющих на эффективность совместного применения технологий ОРЭ с водогазовым воздействием и нестационарным заводнением на Алексеевском месторождении;
  4.  Обоснование применения технологических схем ОРЭ на Алексеевском месторождении;
  5.  Сравнительный анализ эффективности отбора нефти из многопластовой залежи при различных вариантах воздействия на пласт заводнением.  

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СОВМЕСТНОГО
И РАЗДЕЛЬНОГО ОТБОРА НЕФТИ ИЗ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ
ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ РОССИИ

2.1 Этапы формирования фонда одновременно-раздельной эксплуатации
на Алексеевском месторождении

Первый опыт применения ОРЭ на Алексеевском месторождении отмечен в марте 2006 года на скважине № 6333 путем обобщения нефтенасыщенных интервалов кизеловского горизонта и фаменского яруса.  Прирост по дебиту нефти от проведения данного мероприятия составил 2,5 т/сут. Внедрение ОРЭ на добывающих скважинах носит неравномерный характер. Максимальное количество скважин, работающих на одновременно-раздельном режиме добычи нефти с двух пластов, зафиксировано в 2012 году и составило 7 скважин. Гистограмма внедрения ОРЭ на Алексеевском месторождении представлена на рисунке 2.1. По состоянию на 2013 год количество скважин ОРЭ составляет 32 шт.

Рисунок 2.1 – Динамика внедрения ОРЭ на Алексеевском месторождении ЗАО «Алойл»

Эффективность внедрения ОРЭ зависит от фильтрационно-емкостных свойств объединенных коллекторов и насыщающих их флюидов. В таблице 2.1 приведена эффективность ОРЭ по скважинам Алексеевского месторождения с начала их применения.

На рисунке 2.2 показана динамика среднего прироста дебита нефти по скважинам ОРЭ по годам разработки. По малочисленному фонду скважин, введенных  в 2007-2008 годах, наблюдаются значительные приращения дебитов нефти, то есть качественность ОРЭ определяется рядом параметров, влияющих на эффективность.

Таблица 2.1 – Эффективность ОРЭ скважин Алексеевского месторождения ЗАО «Алойл»

Рисунок 2.2 – Динамика среднего прироста нефти после внедрения ОРЭ
на Алексеевском месторождении

В 2010 и в 2011 гг. малая эффективность внедрения ОРЭ, как показывает анализ рисунка 2.2, обоснована приобщением менее продуктивных участков заволжского горизонта. Хотя и отмечается неравномерность отбора во времени, вызванная разными причинами технического сопровождения технологии, в целом достигнута положительная тенденция прироста дебита нефти.

Практика применения ОРЭ показывает, что эффективность ОРЭ зависит от горизонтов, объединенных в единую систему разработки.  На рисунке 2.3 представлено распределение эффективности ОРЭ по объектам.

Рисунок 2.3 – Распределение эффективности ОРЭ по совмещенным объектам

 

Отметим, что минимальный прирост дебита нефти прослеживается при обобщении кизеловского горизонта с бобриковским. Существенная эффективность отмечается по двум группам ОРЭ: заволжского с кизеловским горизонтом и заволжского с данково-лебедянским горизонтом. Средний прирост по этим группам скважин составляет более 4.3 т/сут.

Таким образом, опыт внедрения ОРЭ на скважинах Алексеевского месторождения ЗАО «Алойл» показал положительные результаты на пластах одного типа коллектора (карбонатные коллекторы). При совместной разработке пластов, различающихся по типу коллектора (карбонатные и терригенные коллекторы), эффективность ниже в среднем в два раза.

2.2 Сравнение параметров работы совместных скважин, скважин одновременно-раздельной эксплуатации и скважин, работающих только на один объект

При объединении двух и более объектов разработки с целью выработки запасов единой сеткой происходит опережающая выработка более продуктивного пласта. Усилению неравномерности участия каждого пласта в совместной эксплуатации способствуют существенная неоднородность проницаемости и расчлененность продуктивных коллекторов. Необходимо также отметить неравномерный охват заводнением как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов.

Поскольку на изучаемом объекте Алексеевского месторождения нет совместной выработки запасов, обратимся к опыту совместной эксплуатации пластов юрских отложений Ново-Покурского месторождения.

Анализ работы совместных и раздельных скважин Ново-Покурского месторождения

С целью уточнения контуров нефтеносности пласта ЮВ11 и выработки его запасов нефти с 1995 года недропользователем начались работы по приобщению интервалов пласта ЮВ11  скважинами, эксплуатирующими пласт ЮВ12.

Основные геолого-физические характеристики пластов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Геолого-физическая характеристика пластов ЮВ11 и ЮВ12
Ново-Покурского месторождения

Всего в совместной эксплуатации находились 68 добывающих скважин, отдельно на объект ЮВ11 работало 35 скважин, на объект ЮВ12 – 266 скважин.

На рисунке 2.4 приведены динамики дебитов скважин по пластам Ново-Покурского месторождения  при раздельной и совместной разработке пластов.

а)

 

б)

а) пласт ЮВ11;  б) пласт ЮВ12

Рисунок 2.4 – Динамика среднего дебита нефти по скважинам раздельного
и совместного фондов

Из рисунка 2.4 видно, что на протяжении всей истории разработки пласта ЮВ12 дебит нефти при раздельной добыче превосходит данную величину по скважинам совместного фонда. По пласту ЮВ11 совместные скважины лишь первые годы приобщения объекта характеризуются дебитами нефти, превышающими аналогичный показатель раздельного фонда.

На рисунке 2.5 показана количественная оценка превосходства скважин, ведущих эксплуатацию одного пласта и совместно двух пластов по объектам ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения.

Рисунок 2.5 – Соотношение дебитов нефти при раздельной и совместной эксплуатации по объектам ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения

Видно, что производительность скважин раздельного фонда по пластам ЮВ11 и ЮВ12 в среднем вдвое больше производительности объектов при эксплуатации их общим фильтром.

В таблицу 2.3 сведены основные показатели выработки запасов нефти по скважинам, работающим как совместно, так и раздельно.

Таблица 2.3 – Распределение показателей выработки запасов по раздельным
и совместным скважинам
пластов Ново-Покурского месторождения

Показатели

Пласт ЮВ11

Пласт ЮВ12

Всего

раздельная добыча

совместная добыча

всего

раздельная добыча

совместная добыча

всего

раздельная добыча

совместная добыча

всего

Накопленная 

добыча, %

13

16

30

61

10

70

77

23

10

Накоплен-ная добыча нефти на одну скв., тыс. т

35.4

22.3

26.7

21.1

13

19.5

23.8

30.8

25.1

Средний дебит нефти на конец 2012 года, т/сут

6.08

1.49

3.63

5.65

3.79

5.21

5.76

2.64

5.33

Среднегодо-вая обвод-ненность за 2012 год, %

62.3

64.2

62.7

56.8

66.9

58.4

58.1

66.2

59.5

Таблица 2.3 демонстрирует продуктивные возможности скважин совместного и раздельного фондов. Накопленные отборы нефти на скважину в раздельных скважинах по горизонтам превосходят данный показатель в скважинах совместного фонда. Среднегодовой дебит нефти по объекту ЮВ11 в совместных скважинах (1,49 т/сут) ниже в четыре раза среднегодового дебита нефти в раздельных скважинах (6,08 т/сут), по скважинам пласта ЮВ12 дебит нефти в скважинах, работающих только на рассматриваемый пласт, превышает в полтора раза аналогичный параметр  по скважинам совместного фонда.

Среднегодовая обводненность добываемой продукции в скважинах совместного фонда хоть и несущественно, но больше, чем в раздельных, что также указывает на лучшую работу скважин при раздельной эксплуатации.

Подробный анализ работы совместных скважин позволяет выделить единичные случаи, где производится эффективная выработка запасов при совместной эксплуатации. Примером является скважина № 930, расположенная в чистонефтяной зоне (ЧНЗ) восточной залежи, по которой при совместной эксплуатации получены хорошие результаты.

Восточная залежь объекта ЮВ11 из всех залежей объекта характеризуется большей чистонефтяной зоной и максимальными нефтенасыщенными толщинами (рисунок 2.6).

Перфорацией вскрыта вся нефтенасыщенная толщина (рисунок 2.7). Как видно на рисунках 2.6 и 2.7, нефтенасыщенные пропластки пластов ЮВ11 и ЮВ12 по своим фильтрационно-емкостным свойствам близки между собой. Расчленённость составляет по два проницаемых пропластка на каждый объект.

а)

б)

Рисунок 2.6 – Геологическая характеристика участков пластов ЮВ11 (а) и ЮВ12 (б)

Скважина работает с мая 1998 года. Промыслово-геофизические исследования по скважине не проводились, распределение добычи на промысле соответствует разделению по стандартной методике (k*h)/µ. С начала эксплуатации на долю верхнего объекта приходилось около 90 % от общей добычи по скважине.

  – коллектор

  – глина

  – интервал перфорации

Рисунок 2.7 – Перфорация скважины № 930 и данные ГИС

 

На рисунке 2.8, а приведены сравнительные показатели работы совместной эксплуатации скважины № 930 и скважины № 1192, работающей только на верхний объект ЮВ11. С целью достоверности анализа рассматривался период разработки без проведения геолого-технических мероприятий по скважинам.

а)

б)

а) пласт ЮВ11 (сравнение с соседней скважиной № 1192);

б) пласт ЮВ12 (сравнение с соседней скважиной № 219)

Рисунок 2.8 – Динамика дебита нефти и обводненности по совместной скважине № 930 и соседней, работающей только на один пласт

Скважины №№ 930 и 1192 по геолого-физическим характеристикам, как видно по рисунку 2.6, а, находятся в примерно одинаковых условиях. Однако показатели работы скважины № 1192 уступают параметрам работы объекта ЮВ11 в совместной скважине.

Такая же картина наблюдается и по нижнему объекту ЮВ12 при сравнении показателей работы совместной скважины № 930 и скважины № 219, работающей только на нижний объект ЮВ12 (рисунок 2.8, б).

Коллекторские свойства верхнего объекта ЮВ11 и нижнего объекта ЮВ12 в большинстве скважин в районе восточной залежи имеют существенные различия по толщинам и проницаемости, в связи с чем на объектах при совместной работе скважин будет происходить неравномерная выработка запасов нефти по разрезу и по площади.

Так, в скважине № 299 объекта ЮВ11, также расположенной на восточной залежи (рисунок 2.9), объекты ЮВ11 и ЮВ12 существенно отличаются по своим ФЕС. В данной ситуации скважина работает только на пласт ЮВ11. В скважине № 299 отсутствуют водонасыщенные пропластки в пределах объекта ЮВ11, что позволяет полное вовлечение нефтенасыщенных толщин. Однако приобщение объекта ЮВ12 при использовании единого фильтра будет неэффективным, так как проницаемость верхнего пласта составляет 12 мД, а нижнего всего 1 мД.

  – коллектор          –  интервал перфорации

  – глина                  –  невскрытый нефтенасыщенный интервал

Рисунок 2.9 – Перфорация скважины № 299 и данные ГИС

В данном случае можно воспользоваться методами интенсификации добычи нефти, проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на нижнем объекте или разрабатывать объекты самостоятельными сетками скважин.

Кроме того, существенная часть фонда скважин пласта ЮВ11 расположена в нефтенасыщенных толщинах менее 4…6 метров и осложнена наличием близко расположенных водонасыщенных пропластков. Таким образом, при приобщении к пласту ЮВ12 пласта ЮВ11 происходит вовлечение в разработку перфорацией водонасыщенных интервалов, а таких скважин на месторождении около 50 %. В качестве примера можно привести скважину № 1151, данные перфорации и ГИС по которой приведены на рисунке 2.10. При проведении перфорации был вовлечен в работу нефтеводонасыщенный пропласток, в результате чего происходит скачкообразное обводнение добываемой продукции (рисунок 2.11). Учитывая, что по объекту ЮВ12 скважина № 1151 находится в ЧНЗ, а обводненность по ней высокая (83 %), то вода поступает из объекта ЮВ11.

  – коллектор          – интервал перфорации

  – глина                 

Рисунок 2.10 – Перфорация скважины № 1151 и данные ГИС

Рисунок  2.11 – Динамика показателей работы скважины № 1151

Необходимо отметить, что разнохарактерность геологических параметров пластов (рисунок 2.9), разрабатываемых общим фильтром, ведет к межпластовым перетокам, что является одним из осложняющих факторов совместной выработки запасов.

Оценка вероятности возникновения внутрискважинного перетока в добывающих скважинах пластов ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения проведена с помощью метода «нечетких множеств» [26, 89]. Результаты проведенного анализа представлены на рисунке 2.12 и в таблице 2.4.

Рисунок 2.12 –  Распределение скважин по степени вероятности возникновения перетока

Таблица 2.4 – Добывающие скважины с весьма высокой вероятностью возникновения  внутрискважинного перетока

Добывающая скважина

Совместно работающие пласты

Свойства пластов

Текущая обводненность, %

Окружающие действующие нагнетательные скважины

Пласт 1

Пласт 2

минимальная проницаемость работающих пластов, мД

максимальная проницаемость работающих пластов, мД

Толщина глинистого раздела, м

1125

ЮВ11

ЮВ12

0.8

36.3

28.1

1.18

56.7

1123, 103

1151

ЮВ11

ЮВ12

0.8

50

26.1

1.18

83.2

1150, 1152

1174

ЮВ11

ЮВ12

0.7

50

24

1.19

62.5

1173, 1175

1191

ЮВ11

ЮВ12

0.6

4.5

18.7

1.05

83.1

1190, 286

1216

ЮВ11

ЮВ12

0.8

37.2

34

1.18

55.4

1215

127

ЮВ11

ЮВ12

1.5

50

26.6

1.17

80.1

126, 128, 103

252

ЮВ11

ЮВ12

1.8

50

25.9

1.16

73.9

1175, 1173

38

ЮВ11

ЮВ12

1.5

25.4

25.3

1.14

85.3

58

78

ЮВ11

ЮВ12

4

37.4

25.4

1.09

78

55

Отметим, что в списке скважин с высокой вероятностью возникновения межпластового перетока присутствует скважина № 1151 (таблица 2.4), анализ работы которой, проведенный выше, предположил осложнение совместной выработки запасов, связанное с притоком флюида из более продуктивного интервала, в этом случае пласта ЮВ12.

Таким образом, по добывающему фонду скважин, учитывая меньшую эффективность работы совместных скважин на Ново-Покурском месторождении и наличие внутрискважинных перетоков, ведущих к неравномерности выработки запасов, в дальнейшем рекомендуется раздельная эксплуатация пластов. Альтернативным способом в данном случае является одновременно-раздельная эксплуатация пластов.

Результаты внедрения ОРЭ рассмотрим на примере Алексеевского месторождения.

Анализ работы ОРЭ скважин Алексеевского месторождения

Выработка запасов при одновременно-раздельной эксплуатации пластов определяется настройкой насосного оборудования исходя из потенциальных возможностей пласта, определяемой геологической службой нефтяного предприятия.

На Алексеевском месторождении нефтеносность пластов позволяет разрабатывать ряд объектов единой сеткой скважин. Эксплуатация пластов общим фильтром за всю историю разработки месторождения не осуществлялась. Органами Ростехнадзора было одобрено применение ОРЭ с целью выработки запасов кизеловского, заволжского и данково-лебедянского продуктивных горизонтов.

По состоянию на октябрь 2013 года значительная часть скважин ОРЭ (14 скважин) ведет одновременно-раздельную эксплуатацию кизеловского и заволжского горизонтов и восемь скважин осуществляет одновременную добычу кизеловского и данково-лебедянского горизонтов. Гистограмма распределения дебитов жидкости представлена на рисунке 2.13. Большинство скважин ОРЭ кизеловского и заволжского горизонтов (рисунок 2.13, а) работают с дебитом по кизеловскому горизонту 5.1 т/сут (9 скважин), с дебитом по заволжскому горизонту  – 5.3 т/сут (6 скважин). Отметим достаточно схожее распределение скважин по выделенным интервалам дебитов жидкости, что связано с достаточно близкими  геолого-физическими характеристиками пластов.

а)

б)

а) ОРЭ кизеловского и заволжского горизонтов;

б) ОРЭ кизеловского и данково-лебедянского горизонтов

Рисунок 2.13 – Гистограммы распределения дебитов жидкости по скважинам ОРЭ

Большинство скважин ОРЭ кизеловского и данково-лебедянского горизонтов (рисунок 2.13, б) работают со средним дебитом жидкости по кизеловскому горизонту 2.6 т/сут (3 скважины). По данково-лебедянскому горизонту две скважины работают со средним дебитов 1,9 т/сут и две скважины отбирают в сутки в среднем 4.7 т жидкости. Отметим разнохарактерное распределение скважин по показателям отбора кизеловского и данково-лебедянского горизонтов в пределах выделенных групп.  

На рисунке 2.14 приведена сравнительная оценка дебита нефти по данным горизонтам применительно к разработке с использованием технологии ОРЭ и эксплуатации только заволжского горизонта и только кизеловского горизонтов.

Рисунок 2.14 – Динамика среднего дебита нефти по заволжскому горизонту
в скважинах ОРЭ и ведущих отдельную эксплуатацию заволжского горизонта

Рисунок 2.14 показывает, что по скважинам ОРЭ и скважинам, эксплуатирующим только заволжский горизонт, наблюдается незначительные расхождения в режимах работы. Это указывает на достаточно верный подбор параметров работы установленного насосного оборудования. Хотя имеет место небольшой потенциал увеличения производительности насосного оборудования при одновременно-раздельной добыче нефти применительно к заволжскому горизонту.

Иная картина наблюдается по скважинам, производящим добычу нефти продуктивных отложений кизеловского горизонта. Скважины, добывающие нефть только с кизеловского горизонта, характеризуются несколько меньшими дебитами по сравнению с дебитами по данному горизонту при одновременно-раздельной эксплуатации (рисунок 2.15). Возможно, это связано с тем, что скважины, работающие только на кизеловский горизонт, находятся в менее продуктивных областях (рисунок 2.16).

Рисунок 2.15 – Динамика среднего дебита нефти по кизеловскому горизонту
в скважинах ОРЭ и ведущих отдельную эксплуатацию кизеловского горизонта

а)

б)

Рисунок 2.16 – Карты проницаемости (а) и нефтенасыщенных толщин (б) кизеловского горизонта

По скважинам ОРЭ, работающим на данково-лебедянский горизонт, можно отметить, что потенциальные возможности пласта, как видно из динамики дебита нефти (рисунок 2.17), при заданном режиме максимально соответствуют продуктивным возможностям по скважинам, работающим только на данково-лебедянский горизонт.  

Рисунок 2.17 – Динамика среднего дебита нефти по данково-лебедянскому горизонту в скважинах ОРЭ и ведущих отдельную эксплуатацию данково-лебедянского горизонта

Скважины бобриковского горизонта с применением ОРЭ практически на всем периоде разработки характеризуются большей продуктивностью  по сравнению со скважинами, ведущими отдельную эксплуатацию бобриковского горизонта (рисунок 2.18), лишь в последние годы наблюдается снижение среднего дебита, вызванное ростом обводненности.

Рисунок 2.18 – Динамика среднего дебита нефти по бобриковскому горизонту
в скважинах ОРЭ и ведущих отдельную эксплуатацию бобриковского горизонта

 Отличие продуктивности пластов при различных способах добычи нефти одного и того же продуктивного горизонта обусловлено подбором заданных параметров работы установленных насосов. Данное обстоятельство позволяет наметить оптимизацию по отдельным скважинам ОРЭ пластов Алексеевского месторождения. С этой целью геолого-физические параметры скважин  сопоставим с накопленными отборами нефти за весь период одновременно-раздельной эксплуатации.

В таблице 2.5 приведены основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Алексеевского месторождения, по которым применяется ОРЭ. Поскольку нефти рассматриваемых горизонтов имеют различия в физико-химических свойствах, в частности вязкости нефти, опорным параметром для выявления закономерности для скважин ОРЭ примем гидропроводность пластов.

Таблица 2.5 – Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Алексеевского месторождения [22]

Параметры

Объекты

Бобриков-

ский

Кизеловский

Заволжский

Данково-лебедянский

Средняя глубина залегания, м

1464.9

1502.4

1607

1672.6

Тип залежи

пл-свод. лит. огран

массивный

пл-свод.

пл-свод. лит.

огран

Тип коллектора

терригенн.

карбонатн.

карбонатн.

карбонатн.

Средняя общая толщина, м

7.5

43

70.3

52.4

Средняя эффективная    нефтенасыщенная толщина, м

1.5

9.7

8.5

4.3

Пористость, %

19

12-13

9

9

Проницаемость, мкм2

0.412

0.14

0.12

0.09

Коэффициент песчанистости,    д.ед.

0.989

0.589

0.397

0.467

Коэффициент расчлененности,    д.ед.

1.1

6.5

7.7

3.8

Начальная пластовая  температура, °С

25

25

27

28

Начальное пластовое  давление, МПа

14.7

14.8

15.7

16.4

Вязкость нефти в  пластовых условиях, мПа*с

15.8

14.7

11.5

13.8

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3

0.854

0.857

0.850

0.858

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0.882

0.878

0.882

0.879

Абсолютная отметка ВНК, м

1129-1099

-1160-1115

-1276-1197

-1343-1287

Объемный коэффициент нефти, д.ед.

1.063

1.055

1.075

1.058

Содержание серы в нефти, %

1.8

1.9

1.8

1.8

Содержание парафина  в нефти, %

4.2

3.6

3.7

3.2

Давление насыщения нефти газом, МПа

2.9

3.0

3.7

3.2

Газовый фактор, м3

22.5

18.5

28.4

25.1

Плотность воды в    поверхностных условиях, т/м3

1.15

1.17

1.17

1.16

Отношение накопленных отборов нефти по пластам, разрабатываемым одновременно-раздельным способом, прямопропорционально отношению гидропроводности соответствующих пластов:

.                                                                (2.1)

На рисунке 2.19 показано распределение скважин ОРЭ в зависимости от отношения накопленных отборов нефти и различия геологической характеристики пластов.

Рисунок 2.19 – Сопоставление накопленных отборов нефти и гидропроводности

По представленному распределению скважин с ОРЭ определены четыре квадранта, применительно к которым выделено три группы рационального применения ОРЭ:

  •  группа I (рациональное ОРЭ) – заданные режимы работы каждого из пластов соответствуют потенциальным возможностям пласта исходя из геолого-физических характеристик коллекторов, установленное насосное оборудование работает в оптимальном режиме;
  •  группа II (нерациональное ОРЭ для первого пласта) – коллекторские свойства первого пласта указывают на возможное увеличение отборов путем технологической оптимизации насосного оборудования, что позволит перевести скважину из группы II в группу I;
  •  группа III (нерациональное ОРЭ для второго пласта) – коллекторские свойства второго пласта указывают на возможное увеличение отборов путем  технологической оптимизации насосного оборудования, что позволит перевести скважину из группы III в группу I.

Рисунок 2.19 демонстрирует, что основная часть скважин (75 %) работает в оптимальном режиме, то есть ОРЭ является рациональным. По 25 % скважин рекомендуется технологическая оптимизация, направленная на увеличение производительности насосного оборудования, согласно таблице 2.6.

Таблица 2.6 – Рекомендуемая технологическая оптимизация по скважинам ОРЭ

№ п/п

Скважина

Группа

Оптимизируемый пласт

1

6361

II

кизеловский

2

6314

II

кизеловский

3

6531

II

заволжский

4

6274

II

кизеловский

5

6218

II

кизеловский

6

108

III

кизеловский

7

6091

III

кизеловский

8

6328

III

кизеловский

Таким образом, можно заключить, что в целом внедряемая технология ОРЭ на Алексеевском  месторождении ЗАО «Алойл» характеризуется согласованной работой тщательно подобранного насосного оборудования и продуктивных пластов, объединенных для одновременно-раздельной добычи нефти. Такая картина свидетельствует о равномерной выработке запасов, исключающей межпластовые перетоки и другие проблемы совместной разработки.

2.3 Критерии выбора первоочередных скважин под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации на основе исходной геолого-физической информации

Первостепенными критериями выбора скважин-кандидатов под ОРЭ были и остаются технологическая целесообразность и приемлемость в соответствующих условиях, что в конечном итоге сводится к экономической эффективности от их внедрения. Несмотря на достаточно высокую изученность этого вопроса, в разных организациях определение критериев выбора скважин для реализации технологии ОРЭ осуществляют по разным методикам. Нами широко используется подход, изложенный ниже. Основными аспектами в рамках рассматриваемого вопроса являются требования, предъявляемые к самой скважине, вскрывающей два и более продуктивных горизонта, к геологическим условиям залегания пластов, свойствам насыщающих горную породу флюидов и состоянию разработки объектов, планируемых к внедрению одновременно-раздельной эксплуатации. Предлагаемый подход к выбору критериев для внедрения технологии ОРЭ будет предложен в виде блок-схемы. Рассмотрим ее составные части.

Ухудшенное состояние эксплуатационной колонны является осложняющим фактором применения ОРЭ, а в некоторых случаях и исключающим ее внедрение. Поскольку внедрение нового дорогостоящего оборудования связано с определенными рисками, техническое состояние эксплуатационной колонны должно быть исследовано на герметичность и заколонные перетоки. После заключения промыслово-геофизических исследований на наличие нарушений в стволе скважины принимают решении о ее пригодности для внедрения ОРЭ.

Следующим важным критерием применимости ОРЭ является геологическая характеристика объектов. Здесь важным является различие коллекторских свойств пластов. Существенное различие геолого-физических параметров продуктивных горизонтов является основной предпосылкой применения ОРЭ. Проницаемость пластов, предусмотренных для разработки единой сеткой скважин, с точки зрения целесообразности применения ОРЭ должна различаться не менее чем на 20 %.

Важным геологическим критерием применимости ОРЭ является разница отметок кровли пластов. При незначительной разнице глубины залегания объектов целесообразность ОРЭ растет. Кроме того, технология ограничена возможностями установки пакера.

Также к геологическим факторам можно отнести различие физико-химических свойств, насыщающих пласт флюидов. Поскольку движение жидкостей из двух пластов обусловливает ее подвижность, то наиболее существенным параметром, определяемым целесообразность ОРЭ, является различие вязкостей нефти. Осложняющим фактором совместной разработки пластов является наличие парафина, поэтому пласты с высоким содержанием парафиновых веществ рекомендуется разрабатывать раздельно.

Подытоживающим моментом в выборе скважин-кандидатов для ОРЭ является состояние разработки. Объекты, различающиеся по степени выработанности, значительной разнице величин пластовых давлений и состоянию обводненности пластов, в первую очередь рекомендуются под применение метода ОРЭ.

Таким образом, можно заключить, что чем существенней разница в геологических, энергетических и потенциальных характеристиках пластов, нефтеносность которых позволяет вести разработку единым фондом скважин, тем более перспективными они являются для внедрения одновременно-раздельного способа добычи нефти.

Для наглядности выделенные критерии выбора скважин-кандидатов под ОРЭ сведены в блок-схему, представленную на рисунке 2.20.

Рисунок 2.20 – Блок-схема по выбору скважин-кандидатов под ОРЭ

Наличие запасов нефти в рассматриваемых пластах (например через нефтенасыщенные толщины) является главным критерием для выбора скважин под ОРЭ. На рисунках 2.21-2.23 приведены карты проницаемости, нефтенасыщенных толщин и текущих подвижных запасов Алексеевского участка Алексеевского месторождения, по характеристике которых выбирается и планируется подбор оборудования под ОРЭ. Кроме этого строятся вспомогательные карты проницаемости, нефтенасыщенных толщин, удельной продуктивности, которые используются при расчете режима отбора из пластов.

 Гистограмма распределения скважин с выделением среднего значения текущих подвижных запасов по группам kh для горизонтов Алексеевского месторождения представлена на рисунке 2.24.

Карты текущих подвижных запасов рассматриваемых объектов демонстрируют, что области повышенной плотности запасов кизеловского горизонта разрабатываются одновременно-раздельным способом с зонами более низких величин текущих запасов нефти заволжского и данково-лебедянского горизонтов.

На гистограммах (рисунок 2.24) кизеловского и  заволжского горизонтов выделяются три зоны по параметру kh (низких, средних и высоких kh), по данково-лебедянскому горизонту скважины распределились по двум зонам, характеризующимся разной плотностью текущих подвижных запасов. Гистограмма распределения скважин показывает, что большинство скважин кизеловского горизонта, попавших в интервал 20…40 мД·м, характеризуются средней плотностью текущих подвижных запасов 2.16 тыс. т/га;  значительная часть  скважин заволжского горизонта, попавших в интервал 80…100 мД·м, характеризуются средней плотностью текущих подвижных запасов 1.16 тыс. т/га. Наименьшая контрастность остаточных запасов нефти наблюдается по данково-лебедянскому горизонту, средняя плотность запасов находится в диапазоне 0.52…1.91 тыс. т/га.

Поскольку объекты находятся на различных стадиях выработки запасов (таблица 2.7), выбор скважин-кандидатов для внедрения одновременно-раздельной эксплуатации должен осуществляться с целью вовлечения участков с повышенными запасами по менее выработанным пластам.

Таблица 2.7 – Состояние разработки Алексеевского участка на 07.2013 г.

Горизонт

Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %

Водожидкостной фактор (ВЖФ), %

кизеловский

62.0

20.74

заволжский

30.2

23.35

данково-лебедянский

24.6

34.65


  

  а)         б)          в)

Рисунок 2.21 – Карты проницаемости коллектора кизеловского (а), заволжского (б) и данково-лебедянского (в) горизонтов

 

  а)         б)          в)

Рисунок 2.22 – Карты нефтенасыщенных толщин кизеловского (а), заволжского (б) и данково-лебедянского (в) горизонтов

  

  а)         б)          в)

Рисунок 2.23 – Карты текущих подвижных запасов кизеловского (а), заволжского (б) и данково-лебедянского (в) горизонтов


а)

б)

в)

а) кизеловский горизонт; б) заволжский горизонт;

в) данково-лебедянский горизонт

Рисунок 2.24 – Гистограмма распределения скважин с выделением среднего значения текущих подвижных запасов по группам kh

С учетом состояния разработки пластов (таблица 2.6) и в соответствии с рисунком 2.20 раскрывается и уточняется необходимый объем исследований для более эффективного выбора скважин под технологию ОРЭ. Первоочередными кандидатами для реализации ОРЭ являются скважины транзитного фонда путем приобщения к кизеловскому горизонту ниже залегающих пластов, а также новые точки проектного бурения в местах максимального скопления запасов по всему нефтенасыщенному разрезу. Изложенный методический подход к выбору первоочередных скважин и технологии ОРЭ широко внедряется и используется на Алексеевском нефтяном месторождении и дает положительные результаты.

2.4 Методика уточнения разделения добываемой продукции при совместной разработке пластов

Большинство многопластовых месторождений России разрабатываются совместным фондом скважин. В ряде случаев это является оправданным способом выработки запасов. Однако в скважине, работающей на два и более пласта, могут происходить межпластовые перетоки (в основном по трещинам или при негерметичности цементного кольца), результатом чего, как правило, становится неверное разделение добычи пластового флюида по пластам. Некорректное деление добываемой продукции, в частности нефти, приводит к ошибочной оценке текущих запасов и к подбору в дальнейшем невостребованных продуктивным пластом геолого-технических мероприятий.

Данная проблема может быть решена, если имеем полный комплекс промыслово-геофизических исследований, отражающих характер притока жидкости к стволу добывающей скважины совместного фонда. Но, к сожалению, на месторождениях с многочисленным фондом стопроцентно охватить все скважины исследованиями удается не всегда. Таким образом, данная проблема остается актуальной и слабоизученной для многих месторождений, ведущих совместную разработку двух и более пластов.

Известная методика расчета коэффициента извлечения нефти сводится к  произведению коэффициентов вытеснения (Кв), заводнения (Кзав) и сетки (Кс):

КИН = Кв  · Кзав · Кс.                                                                                   (2.2)

Результатом расчета по формуле (2.2) является величина потенциального КИН, которая ориентируется на всю (максимальную) нефтенасыщенную толщину. Хотя перфорация зачастую охватывает не весь нефтеносный интервал. Принимая это во внимание, предположим, что величина текущего коэффициента извлечения нефти определяется степенью использования потенциального КИН в сложившихся условиях разработки, изменившихся от первоначального состояния в течение работы скважины.

Введем понятие коэффициента использования потенциального КИН. Рассмотрим расчет текущего КИН для скважин, эксплуатирующих один и совместно два пласта (рисунок 2.25).

Рисунок 2.25 – Схематическое представление задачи

Скважины, работающие на один пласт, наиболее достоверно представляют картину отбора запасов. Текущий КИН по пласту Б по скважине 1 определяется соотношением:

.                                                                (2.3)

С другой стороны, текущий КИН по скважине 1 определим через коэффициент использования потенциального КИН (k):

.                                                                (2.4)

Приравнивая правые части равенств (2.3) и (2.4), имеем:

.                                                            (2.5)

Отсюда следует, что накопленную добычу нефти можно определить по формуле

.                                                            (2.6)

Коэффициент использования потенциального КИН (k) является функцией следующих параметров:

,                                                         (2.7)

где  – степень вскрытия нефтенасыщенного интервала пласта;

– продолжительность работы  добывающей скважины;

– длительность воздействия закачкой от соседней нагнетательной скважины.

Определив зависимость коэффициента использования по скважинам, эксплуатирующим один пласт, от вышеприведенных параметров и распространяя ее на скважины совместного фонда можно оценить накопленную добычу нефти с пласта Б (рисунок 2.25) по второй скважине.

Текущий КИН по пласту Б  для скважины 2:

.                                                          (2.8)

Поскольку речь идет о некорректном разделении добычи нефти между пластами в совместной скважине, то накопленная добыча нефти с пласта Б  может отличаться от величины, которая фиксируется промысловыми работниками . То есть, приравнивать правые части выражений

                                                               (2.9)

и

,                                                                (2.10)

аналогичных для скважины 1, не достаточно корректно. Тогда

,                                                                  (2.11)

.                                                     (2.12)

Целью дальнейших исследований является определение коэффициента использования потенциального КИН (k) в течение эксплуатации скважины [32].  Степень использования потенциальной нефтеотдачи пласта во многом определяется степенью вскрытости продуктивной толщины. На характер вытеснения нефти существенно влияет заводнение пластов, а конкретно время воздействия на пласт закачкой относительно времени работы добывающей скважины.

Поясним такой подход на примере Алексеевского участка Алексеевского месторождения, где характер вскрытости пласта и степень влияния нагнетания в пласт воды существенно изменяют истощение запасов во времени. По скважинам, работающим только на один кизеловский горизонт, зависимость коэффициента использования потенциального КИН от соотношения времени работы добывающей и близлежащей нагнетательной скважины с учетом активности перфорации по нефтенасыщенному интервалу не является линейной. Поскольку скважины кизеловского горизонта различаются по проводящей способности (рисунок 2.26), поэтому приурочим все скважины  в зависимости от kh на три зоны – низкие kh, средние kh и высокие kh.

Рисунок 2.26 – Распределение скважин кизеловского горизонта Алексеевского месторождения по параметру kh 

Для каждой скважины в пределах выделенной зоны вычислим коэффициент использования потенциального КИН по формуле, вытекающей из формулы (2.6):

.                                                     (2.13)

Параметр A (activity), характеризующий вовлеченность продуктивного пласта в процесс выработки охватом перфорацией и активность системы нагнетания в пласт воды, определим  следующим выражением:

,                                                    (2.14)

где Тзак, Тдоб – соответственно время закачки и добычи;

Нперф, Ннефт – соответственно перфорированная и нефтенасыщенная мощности пласта.

На рисунке 2.27 представлены зависимости рассчитанных коэффициентов использования потенциального КИН от параметра А для двух групп скважин кизеловского горизонта, выделенных по средней величине kh. Отметим, что прослеживается более сдержанный характер использования потенциального КИН по группе скважин с низкими значениями kh.

Рисунок 2.27 – Зависимости коэффициента использования потенциального КИН
от параметра А для трех групп скважин кизеловского горизонта, выделенных по величине
kh

По представленным зависимостям, исходя из имеющихся промысловых данных по перфорации и времени работы добывающей и нагнетательной скважины (параметр А), можно определить коэффициент использования потенциального КИН пласта в скважинах совместного фонда, эксплуатация которых происходит общим фильтром, и рассчитать накопленную добычу нефти, воспользовавшись формулой (2.12). Рассчитанная по формуле (2.12) накопленная добыча нефти в случае одновременно-раздельной эксплуатации показывает потенциал пласта при существующих условиях разработки.

Далее по рассчитанной накопленной  добыче нефти для скважин Алексеевского месторождения найдем текущий КИН и сопоставим его с величиной фактического текущего КИН, полученного исходя из данных промысловой базы добычи. Результаты представлены на рисунке 2.28. Скважины, попавшие в заштрихованную область, имеют потенциал увеличения производительности с учетом сложившейся системы. Однако выделенный при построении сходимости расчетных и фактических данных угол показывает 90 %-ную сходимость результатов.

Рисунок 2.28 – Кросс-плот расчетного и фактического текущего КИН по скважинам ОРЭ Алексеевского месторождения (для кизеловского горизонта)

Следовательно, по восьми из тринадцати скважин ОРЭ наблюдается соответствие продуктивности, предусмотренной на промысле и полученной в результате расчетов. По пяти скважинам (№№ 6361, 6328, 6274, 6091, 6314), работающим на одновременно-раздельном способе, текущий КИН, полученный расчетным путем, превышает величину, рассчитанную по промысловым данным. Это свидетельствует о резервном потенциале увеличения дебитов по кизеловскому горизонту путем изменения параметров работы насосного оборудования. Количественная оценка увеличения производительности по кизеловскому горизонту в скважинах, ведущих одновременно-раздельный способ добычи, составляет в среднем 1,4 раза.

Оптимизацию при одновременно-раздельной добыче нефти производят с помощью установленного насосного оборудования. Однолифтовая установка для ОРЭ, применяемая на Алексеевском месторождении, работает следующим образом. При перемещении плунжера вверх в цилиндр поступает флюид с нижнего пласта через основной всасывающий клапан, после прохождения плунжером бокового клапана через него поступает флюид верхнего пласта. Обязательным условием является разница давления на приеме  насоса от верхнего и нижнего пластов для обеспечения закрытия основного всасывающего клапана [19]. С целью увеличения отборов с верхнего пласта насос приподнимают на несколько сантиметров вверх, если же оптимизация направлена на увеличение дебита нижнего пласта, то насос опускают на несколько сантиметров вниз.

Реализация оптимизации дебита пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными характеристиками по выделенным скважинам путем перемещения насосного оборудования позволяет полноценно использовать потенциал более продуктивного пласта без проведения дополнительных геолого-технических мероприятий.

Вышеприведенная методика достаточно универсальна. Покажем ее адаптацию для месторождений Западной Сибири, где эксплуатируются два горизонта общим фильтром на примере Ново-Покурского месторождения, разрабатывающего пласты ЮВ11 и  ЮВ12 единой сеткой скважин.

Гистограмма распределения kh по скважинам, работающим на пласт ЮВ12, представлена на рисунке 2.29. Исходя из такого распределения фильтрационных свойств коллектора скважины распределились по величине kh на три зоны – низкие kh, средние kh и высокие kh.

Рисунок 2.29 – Распределение скважин пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения по параметру kh 

Далее для каждой скважины в пределах выделенной группы вычислены коэффициенты использования потенциального КИН по формуле (2.13), вытекающей из формулы (2.6), и параметр A (activity) по формуле (2.14), характеризующий вовлеченность продуктивного пласта в процесс отбора запасов степенью вскрытости пласта и продолжительностью воздействия системы заводнения.

На рисунке 2.30 представлены полученные зависимости рассчитанных коэффициентов использования потенциального КИН от параметра А для трех групп скважин пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения, выделенных по величине kh. Полученные зависимости имеют высокую величину достоверности аппроксимации, что говорит о правомерности данной методики. Также по данному рисунку необходимо отметить активность истощения запасов для более продуктивных зон в случае равных условий разработки.

По полученным зависимостям, воспользовавшись формулой (2.12), по скважинам совместного фонда Ново-Покурского месторождения определены накопленные отборы нефти с пласта ЮВ12 и рассчитаны величины текущего КИН. Сопоставление текущих КИН, полученных по аналитической зависимости и по промысловой информации, показано на рисунке 2.31.

Рисунок 2.30 – Зависимости коэффициента использования потенциального КИН
от параметра А для трех групп скважин пласта ЮВ
12, выделенных по величине kh

Рисунок 2.31 – Кросс-плот расчетного и фактического текущего КИН
по совместным скважинам Ново-Покурского месторождения
(для пласта ЮВ
12)

Кросс-плот показывает, что по 40 % скважин совместного фонда Ново-Покурского месторождения наблюдается достаточно точное деление добычи нефти по пластам. Такие скважины попадают в выделенный коридор сходимости (достоверность 90 %) результатов расчета и промысловой базы отборов. Заштрихованная область характеризует заниженные значения накопленной нефти с пласта  ЮВ12, к белой области приурочены скважины с завышенными отборами пластового флюида. Расхождение отборов нефти, свойственное скважинам, работающим на два пласта, обусловлено, как правило, учетом лишь фильтрационных характеристик двух, сопряженных в одну систему разработки, пластов. Однако при выработке запасов значительную роль оказывают система воздействия на пласт и степень участия продуктивного коллектора в процессе эксплуатации.

Выводы по главе 2

Определение коэффициента использования потенциального КИН (k) по скважинам, работающим на один пласт, и наложение выявленных зависимостей при оценке накопленных отборов по скважинам совместного фонда позволяет уточнить разделение накопленной добычи нефти, а в скважинах, эксплуатирующихся способом ОРЭ, наметить резервы повышения дебитов путем смены параметров работы насосного оборудования.

ГЛАВА 3    ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТБОРА ПРОДУКЦИИ ИЗ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ В УСЛОВИЯХ ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

3.1. Обоснование выбора участка  разработки и определение целей исследования

 Несмотря на достаточно высокую изученность  [20, 21, 35], проблема расширения теоретических аспектов использования технологий ОРЭ и проблема совместной разработки карбонатных пластов с технологиями ОРЭ требуют дальнейшего изучения. Прежде всего, влияние на характеристики отбора нефти из раздельно разрабатываемых пластов оказывают техногенные эффекты. Комбинирование одновременно-раздельного способа добычи с различными системами воздействия на пласт остаются актуальными и в настоящее время. Возросший интерес к технологиям ОРЭ (ОРЗ) диктует исследование задач оптимальной разработки в условиях внешнего воздействия техногенного характера, решение которых позволит значимо повысить конечную нефтеотдачу пласта.

С целью изучения факторов, влияющих на коэффициент нефтеизвлечения и характер выработки запасов нефти по пластам при одновременно-раздельной добыче в различных условиях разработки, был выбран участок Алексеевского месторождения пластов кизеловского и заволжского горизонтов, совмещенных в горизонтальном плане  (рисунок 3.1).

а)

б)

а) кизеловский горизонт; б) заволжский горизонт

Рисунок 3.1 – Участок Алексеевского месторождения, выбранный
для теоретических исследований

Выбор участка для проведения теоретических исследований обоснован повышенной плотностью текущих подвижных запасов пластов, наличием  скважин с ОРЭ и наложением различных техногенных эффектов на режимы отбора нефти из пластов. Помимо этого, нефтенасыщенные интервалы заволжского горизонта вскрыты транзитным фондом, что дает возможность распространить технологии ОРЭ для выработки запасов нижележащего горизонта путем приобщения их к кизеловскому пласту.

Отметим, что кизеловский пласт с 2006 года находится зоне водогазового воздействия от нагнетательных скважин №№ 6320, 6321 и 6336.

Оценка эффективности влияния закачки на добычу жидкости
на участке внедрения водогазового воздействия по нагнетательным скважинам
№№ 6320, 6321 и 6336

Скважина № 6320

Закачка водогазовой смеси (ВГС) началась в ноябре 2005 года в нагнетательную скважину № 6320, что соответствует началу организации системы ППД в ЗАО «Алойл».

Среднесуточная приемистость по воде до ввода под закачку дополнительных нагнетательных скважин (с 2007 года) составляла 120 м3/сут, по газу (в поверхностных условиях) 500 м3/сут, давление на устье нагнетательной скважины было в пределах 40 атм. Компенсация отбора закачкой ВГС составляла  480 % (добыча жидкости 25 м3/сут, закачка ВГС 120 м3/сут). В 2007 году по реагирующим добывающим скважинам наблюдался рост добычи нефти (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 – Динамика технологических показателей разработки блока нагнетательной скважины № 6320, реагирующих скважин
№№ 6312, 6319, 6328, 404, 6326, 6316

В 2012 году наблюдается снижение добычи нефти, связанное со снижением объема закачки ВГС в начале 2012 года. Увеличение объемов ВГВ в конце 2012 года привело к росту добываемой жидкости по реагирующим скважинам, однако это не способствовало росту добычи нефти в связи с увеличением обводненности.

На рисунке 3.3 представлена динамика показателей разработки по блоку нагнетательной скважины № 6320 в начальный период внедрения ВГВ. Данные по давлениям получены по результатам гидродинамических исследований, проведенных в разные годы.

Рисунок 3.3 – Динамика забойного и пластового давлений, дебита  нефти реагирующих скважин  в начальный период закачки ВГС в скважину № 6320

Как видно из анализа рисунка 3.3, пластовое и забойное давления по реагирующим скважинам находились на стабильно высоком уровне в 2006-2007 гг. Закачка ВГС в нагнетательную скважину № 6320 в это время составляла около 120 м3/сут при отборе жидкости по участку 25 м3/сут. Далее наблюдаем снижение объемов закачки до 50…60 м3/сут в 2007 году, вплоть до полной остановки скважины в июне-августе 2008 года. Увеличение объемов закачки произошло только в конце 2009 года. В период 2005-2009 гг. произошло увеличение добычи жидкости в среднем с 20 до 30 м3/сут. Отметим, что пластовое давление по реагирующим скважинам №№ 404, 6312, 6326, 6319 с 2007 года  снижается, забойное давление по реагирующим скважинам при этом также снижается (рисунок 3.3), что связано с причинами технического и технологического характера.

Необходимо отметить, что поддержание пластового давления на уровне начального происходило при уровне компенсации до 500 %, что сопровождалось ростом забойного давления и коэффициента продуктивности. Вероятнее всего, что для условий карбонатного коллектора закачка рабочего агента в больших объемах способствовала раскрытию трещинной системы и, как следствие, увеличению коэффициента продуктивности добывающих скважин.

Скважина № 6321

В начале 2007 года с целью организации закачки была введена под нагнетание скважина №№ 6321. Как показано на рисунке 3.4, по реагирующим добывающим скважинам наблюдается динамика роста дебитов при внедрении водогазового воздействия на пласт. К 2010 году объемы добываемой продукции возросли более чем в 1.7 раза.

Рисунок 3.4 – Динамика технологических показателей разработки блока нагнетательной скважины № 6321, реагирующих скважин
№№ 6314, 6313, 6319, 6328, 6329, 6312

В последующие годы (2011-2013 гг.) наблюдается постепенное снижение отборов, связанное со скачкообразным снижением объема ВГС закачиваемого в пласт (рисунок 3.4).

Судя по динамике пластового и забойного давлений по окружающим скважинам,  с 2006 по 2008 гг. пластовое (забойное) давление по скважинам увеличивается, однако в 2009 году наблюдается снижение пластового (забойного) давления (рисунок 3.5), вызванное нестабильной работой установки по приготовлению ВГС и закачкой его в пласт.

Причем скважина № 6329 работает с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом. Некоторую технологическую особенность показывает динамика забойного давления по скважине № 6314 – давление увеличивается на фоне снижения объемов закачки ВГС в нагнетательную скважину и падения забойного давления по окружающим добывающим скважинам. Значительное увеличение забойного давления произошло в сентябре 2009 года после внедрения оборудования для ОРЭ на этой скважине.

Рисунок 3.5 – Динамика забойного и пластового давлений, дебита  нефти реагирующих скважин  в начальный период закачки ВГС в скважину № 6321

Скважина № 6336

Динамика технологических показателей разработки блока нагнетательной скважины № 6336 и реагирующих скважин №№ 6335, 6328, 6329 представлена на рисунке 3.6.  Динамика забойного и пластового давлений, дебита  нефти по реагирующим скважинам №№ 6328 и 6329 приведена на рисунках 3.3 и 3.5, по скважине № 6332 приведена на рисунке 3.7.

Рисунок 3.6 – Динамика технологических показателей разработки блока нагнетательной скважины № 6336, реагирующих скважин
№№ 6335, 6328, 6329

Рисунок 3.6 демонстрирует, так же как и по двум вышеописанным группам  реагирующих добывающих скважин, умеренное снижение добычи нефти в период с 2011 года, связанное со снижением объемов закачки водогазовой смеси.

Рисунок 3.7 – Динамика забойного и пластового давлений, дебита  нефти скважины № 6335

По скважине № 6335 с организацией закачки в скважину № 6336 наблюдается увеличение забойного давления. Дальнейшее снижение забойного давления обусловлено увеличением темпов отборов. Текущий режим скважины наиболее оптимален, так как характеризуется значением забойного давления выше давления насыщения.

Для обеспечения сбалансированной выработки выбранного участка необходимо, прежде всего, провести качественные исследования параметров водогазового воздействия.   Причем необходимо учитывать наличие трещинной  системы, поскольку крайне вероятны потери части закачиваемого агента.  

С целью изучения трещинной системы кизеловского горизонта была построена  карта распространения трещин на участке водогазового воздействия, представленная на рисунке 3.8.

При построении карты анализировались профили притока и приемистости по 22 скважинам (№№ 110, 6303, 6312, 6319, 6320, 6321, 6326, 6329, 6334, 6335, 6336, 6337, 6343, 6360, 6396, 6406, 6438, 6439, 6440, 6454, 6455, 6456), а также исходная информация по геофизике (параметры пористости и профиля притока). Сопоставлялись максимальный приток/приемистость и пористость в интервале максимального притока/приемистости. В интервалах с пористостью более 10 % горная порода обладает достаточно хорошими коллекторскими свойствами, поэтому считается, что фильтрация осуществляется через поры (темная зона на карте). В случае значений пористости менее 10 % считается, что фильтрация осуществляется через трещины (светлая зона на карте). Таким образом, сопоставляя профиль притока/приемистости и параметр пористости, был определен преимущественный характер фильтрации (поровый или трещинный) по каждой скважине (при наличии исследований).

Отметим, что участок, выбранный для проведения теоретических исследований, приурочен к зоне трещинного коллектора, что требует особого внимания при изучении ряда вопросов разработки, связанных с особенностями процессов, протекающих в пласте. В результате проведенного анализа работы отдельных скважин в зоне активного заводнения водой, водогазового воздействия на пласт с образованием трещинной системы в карбонатном коллекторе от изменения пластового давления установлено:

1. Реагирование скважин на изменения объемов и темпов заводнения при закачке воды, водогазового воздействия на пласт с изменением забойных и пластовых давлений, вызывающих трещинообразования на исследуемом участке с достаточным откликом основных показателей;

Рисунок 3.8 – Карта распространения трещин с выделенным участком теоретических исследований

2. Создан опытный участок для проведения теоретических исследований влияния закачки водой и водогазовой смесью на двухпластовую залежь.

Подытоживая, можно заключить, что выбранный участок является весьма корректным как для теоретических  исследований, так и для решения  практических задач, стоящих перед промысловым работником. Многообразные исследования, основанные на изучении системы из двух скважин (добывающей и нагнетательной) недостаточно точно воспроизводят реальную картину полноценной системы разработки со всеми ее неотъемлемыми  составляющими, такими, как интерференция скважин, многостороннее влияние на добывающую скважину нескольких нагнетательных скважин. Исходя из этого, для теоретических исследований была создана гидродинамическая модель, подобная выделенному участку, с системой, состоящей из трех нагнетательных и четырех добывающих скважин.

Целью изучения вопросов системы разработки при влиянии внешних техногенных эффектов стали отдельные комбинированные варианты, представленные в таблице 3.1, которые позволили сформировать блок-схему (рисунок 3.9).

Таблица 3.1 – Описание расчетных вариантов теоретических
исследований

№ п/п

Описание варианта

1

Естественный режим, ОРЭ

2

Стац. заводнение верхнего пласта, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут

3

Стац. заводнение верхнего пласта, ОРЭ, qw = 30 м3/сут

4

ВГВ верхнего пласта, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут, qg = 5 м3/сут

5

ВГВ верхнего пласта, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут, qg = 100 м3/сут

6

ВГВ верхнего пласта, ОРЭ, qw = 30 м3/сут, qg = 5 м3/сут

7

ВГВ верхнего пласта, ОРЭ, qw = 30 м3/сут, qg = 100 м3/сут

8

Цикл. заводнение верхнего пласта, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут

9

Цикл. заводнение верхнего пласта, ОРЭ, qw = 30 м3/сут

10

Стац. заводнение обоих пластов, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут

11

Стац. заводнение обоих пластов, ОРЭ, qw = 30 м3/сут

12

Цикл. заводнение обоих пластов, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут

13

Цикл. заводнение обоих пластов, ОРЭ, qw = 30 м3/сут

14

ВГВ обоих пластов, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут, qg = 5 м3/сут

15

ВГВ обоих пластов, ОРЭ, qw = 30 м3/сут, qg = 5 м3/сут

16

ВГВ обоих пластов, ОРЭ, qw = 7.5 м3/сут, qg = 100 м3/сут

17

ВГВ обоих пластов, ОРЭ, qw = 30 м3/сут, qg = 100 м3/сут


Рисунок 3.9 – Блок-схема расчетных вариантов


3.2 Описание математической модели двойной пористости или проницаемости
и обоснование ее применимости при моделировании трещинных карбонатных коллекторов

Моделирование проводилось с использованием пакета Tempest More версии 7.0.2 фирмы Roxar. Модель состоит из двух гидродинамически не связанных пластов, моделирующих кизеловский и заволжский горизонты, размерами 2000 х 2000 м (рисунок 3.10) c тремя нагнетательными и четырьмя добывающими скважинами. Ввиду трещиновато-поровой природы обоих горизонтов использовалась модель двойной пористости. В такой модели залежь разбивается на две связанные между собой подсистемы. Первая представляет собой поровую матрицу, имеющую блочную структуру, вторая – систему трещин, окружающую матричные блоки. В модели двойной пористости матрица служит резервуаром флюидов, а трещинная подсистема выполняет транспортную функцию. Такая модель обычно наиболее адекватно отражает процессы в карбонатных коллекторах.

Верхний пласт имеет характеристики, типичные для кизеловского горизонта. Толщина пласта составляет 20 м, коэффициент песчанистости 0.6 д.ед., коэффициент начальной нефтенасыщенности 0.7 д.ед. Коэффициенты проницаемости Kx=Ky=Kz равны 50 мД и 1 мД для трещинной и поровой подсистем соответственно. Коэффициенты открытой пористости для этих подсистем составляют 0.12 д.ед. и 0.01 д.ед.

Нижний пласт имеет характеристики, типичные для заволжского горизонта. Толщина пласта составляет 30 м, коэффициент песчанистости 0.4 д.ед., коэффициент начальной нефтенасыщенности 0.67 д.ед. Коэффициенты проницаемости Kx=Ky=Kz равны 30 мД и 1 мД для трещинной и поровой подсистем соответственно. Коэффициенты открытой пористости для этих подсистем составляют 0.09 д.ед. и 0.01 д.ед.

Коэффициент связи между поровой матрицей и трещинной подсистемой был принят равным 0.008 д.ед. для обоих пластов.

Начальные значения пластовых температур и давлений для верхнего и нижнего пластов равны 25 оС и 27 оС,  110 атм и 119 атм.

Моделируемый участок представляет собой чисто нефтяную зону. Свойства нагнетаемых вод были заданы одинаковыми для обоих пластов. Плотность и вязкость воды при начальной пластовой температуре приняты равными 1.17 г/см3 и 1.74 сПз.

Плотности нефти в поверхностных условиях для верхнего и нижнего пластов заданы равными 0.878 и 0.882 т/м3 соответственно. Вязкости нефти в пластовых условиях составляют 14.7 и 11.5 сПз, газосодержание 18.5 и 28.4 м3/т, давления начала разгазирования нефти 30 и 37 атм.

Рисунок 3.10 –  Куб начальной нефтенасыщенности коллектора модели участка двухпластовой залежи с расположением скважин

Изменение свойств нефти с ростом давления представлено на рисунке 3.11. Свойства газа предполагались одинаковыми для обоих пластов (рисунок 3.12).

                                  а)                                                                            б)

Рисунок 3.11 – PVT свойства нефти верхнего (а) и нижнего (б) пластов

Относительные фазовые проницаемости в системе «нефть – вода» представлены на рисунке 3.13. Для газа используются характеристики, принимаемые пакетом Tempest More по умолчанию. При описании совместного движения фаз используется вторая модель Стоуна.

Рисунок 3.12 – PVT свойства газа

                                  а)                                                                          б)  

                      в)                                                                          г)

а) для поровой матрицы верхнего пласта; б) для поровой матрицы нижнего пласта; в) для трещинной подсистемы верхнего пласта; г) для трещинной подсистемы нижнего пласта

Рисунок 3.13 – Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления модельных пластов в системе «нефть – вода»

При моделировании предполагалось, что нагнетательные и добывающие скважины пускаются в работу одновременно. При этом на работу добывающих скважин накладывалось ограничение по забойному давлению на уровне 60 атм. Для нагнетательных скважин максимальное забойное давление задавалось равным 180 атм. В случае циклического заводнения и водогазового воздействия объемы закачанной воды задавались равными объемам при стационарном заводнении. Циклическое заводнение велось в режиме 15 дней нагнетания и 15 дней простоя. Режим водогазового воздействия был следующим: 10 дней закачка газа, затем 15 дней закачка воды и 5 дней простоя. ОРЭ моделировалась размещением двух скважин, работающих на разные пласты, в одной ячейке.

Максимальный срок разработки – 100 лет. Условиями остановки работы добывающих скважин были предельная обводненность 98 % и минимальный дебит нефти 1 м3/сут.

Ниже рассмотрим ряд возможных вариантов разработки модельной залежи. Отметим, что рассматриваемые задачи соответствуют исторически сложившимся подходам к разработке многопластовых залежей. Добыча нефти в скважинах добывающего фонда по всем расчетным вариантам осуществляется с использованием технологии одновременно-раздельной добычи (ОРД).

3.3 Исследование выработки запасов нефти из неоднородных многопластовых  карбонатных коллекторов одновременно-раздельным способом в сочетании
с традиционным заводнением

Согласно рисунку 3.9 и таблице 3.1 традиционное заводнение рассчитано в вариантах 2, 3, 10 и 11. Закачка воды в вариантах 10 и 11 (заводнение обоих пластов) производится одновременно-раздельным способом ОРСЗ (одновременно-раздельное стационарное заводнение).

Поскольку задача рассматривается в условиях трещиновато-порового коллектора, активность системы разработки будем исследовать в двух подсистемах: трещинной и поровой. Поле нефтенасыщенности обоих пластов на конец расчетного периода по рассматриваемым вариантам приведено на рисунках 3.14, 3.15.  

Разработка по вариантам заводнения только верхнего пласта (варианты 2, 3) приводит к тому, что нижний пласт, незначительно отличающийся по величине проницаемости (в 1.7 раза), фактически не участвует в разработке  (рисунок 3.14, в, е). Наглядные изменения поля нефтенасыщенности не претерпевает ни одна из подсистем нижнего пласта. На рисунке 3.14 приведено только поле нефтенасыщенности трещинной системы нижнего пласта, поскольку поровая система визуально не отличается от трещинной.

Для разработки по варианту 2 (заводнение верхнего пласта) характерно продвижение фронта закачиваемой воды по верхнему пласту, с сосредоточением остаточных запасов к концу прогнозного периода в слабодренируемых межскважинных областях преимущественно поровой подсистемы. Более существенное воздействие на пласт путем увеличения объемов закачки в четыре раза, согласно варианту 3, позволяет минимизировать остаточные ресурсы природных углеводородов на конец разработки в трещинной подсистеме заводняемого пласта и заметно снизить остаточные запасы поровой подсистемы.

При стационарном заводнении обоих пластов динамика заводнения верхнего пласта соответствует  картине, рассмотренной ранее в вариантах 2 и 3. Существенные изменения в ходе воздействия закачкой претерпевает нижний пласт. Так же как и по верхнему пласту, наблюдается активность трещинной подсистемы как при малых, так и больших объемах закачки. В силу меньшей начальной нефтенасыщенности нижнего пласта, при усилении степени воздействия путем увеличения объемов закачки (вариант 11), на конец разработки нижний пласт характеризуется минимальными остаточными запасами.

Разнохарактерность выработки запасов в различных расчетных вариантах обусловлена различием отборов по жидкости и нефти из рассматриваемых пластов. Соотношение количества нефти и жидкости, поступающих в добывающие скважины из нижнего и верхнего пластов, для различных вариантов приведено на рисунке 3.16.

Как видно по рисунку 3.16, а, на естественном режиме разработки двухпластовой системы наблюдается относительно плавное снижение соотношения отборов флюидов из пластов. Первые десять лет прогноза пласты работают при относительно небольших различиях показателей отбора, о чем свидетельствует величина соотношения дебитов не менее 0.6. Дальнейшая разработка протекает с усиливающимся во времени преобладанием отборов из верхнего пласта.

Практически с самого начала расчетного периода при воздействии на верхний пласт (вариант 2, рисунок 3.16, б) наблюдается существенная контрастность притока природных углеводородов из одновременно-разрабатываемых пластов. Так, через десять прогнозных лет наблюдается затухание притока из нижнего пласта и, в сущности, происходит дальнейшая разработка только верхнего пласта, чем и объясняется картина нефтенасыщенности нижнего пласта на конец прогноза (рисунок 3.14, в, е).


а)

б)

в)

г)

д)

е)

а) вариант 2, верхний пласт, трещинная подсистема; б) вариант 2, верхний пласт, поровая подсистема; в) вариант 2, нижний пласт, трещинная подсистема; г) вариант 3, верхний пласт, трещинная подсистема; д) вариант 3, верхний пласт, поровая подсистема;
е) вариант 3, нижний пласт, трещинная подсистема

Рисунок 3.14 – Поля нефтенасыщенности по пластам на конец прогноза для вариантов 2 и 3

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

з)

а) вариант 10, верхний пласт, трещинная подсистема; б) вариант 10, верхний пласт, поровая подсистема; в) вариант 10, нижний пласт, трещинная подсистема; г) вариант 10, нижний пласт, поровая подсистема; д) вариант 11, верхний пласт, трещинная подсистема; е) вариант 11, верхний пласт, поровая подсистема; ж) вариант 11, нижний пласт, трещинная подсистема; з) вариант 11, нижний пласт, поровая подсистема

Рисунок 3.15 – Поля нефтенасыщенности по пластам на конец прогноза для вариантов 10 и 11


а)

б)

в)

г)

д)

а) вариант 1; б) вариант 2; в) вариант 3; г) вариант 10; д) вариант 11

Рисунок 3.16 – Соотношение отборов из нижнего и верхнего пластов по вариантам разработки

Усиление степени воздействия на верхний пласт приводит к более раннему затуханию процесса выработки запасов нефти из нижнего пласта (рисунок 3.16, в). Через шесть лет после начала расчета дебит нефти из нижнего пласта становится соизмеримо малым.

Одновременно-раздельное заводнение пластов способствует отожествлению дебитов жидкости из нижнего и верхнего пластов, причем более успешно это удается при меньших объемах закачки воды (вариант 10, рисунок 3.16, г). Следовательно, при стационарном  заводнении двухпластовой системы параметры насосного оборудования одновременно-раздельной установки для эксплуатации пластов необходимо подбирать в относительно равном режиме.

Сравнение технологических показателей разработки вариантов 1, 2, 3, 10 и 11

 Прогнозные технологические показатели рассмотренных выше вариантов приведены на рисунке 3.17. Напомним, что отключение скважин (пластов) происходит при 98 %-ной обводненности добываемой продукции скважины или по истечению максимального срока разработки.

а) дебит нефти; б) накопленная добыча нефти; в) обводненность;
г) зависимость текущего КИН от текущей обводненности добываемой продукции

Рисунок 3.17 – Динамика прогнозных технологических показателей разработки участка по расчетным вариантам

Во-первых, необходимо отметить, что выработка участка невозможна при отсутствии системы заводнения хотя бы на одном пласте. Об этом свидетельствуют показатели работы скважин по первому варианту (рисунок 3.17).  Для удобства сравнения  расчетных вариантов в качестве базового примем  вариант 1 (естественный режим).

Незначительная  активность системы заводнения при закачке воды в верхний пласт позволяет повысить КИН за рассматриваемый промежуток времени по сравнению с базовым вариантом в 5.7 раза, а при  больших объемах закачиваемой воды данная величина составляет  8.1 раза (рисунок 3.18).

Рисунок 3.18 – Сравнение КИН и обводненности по вариантам 2, 3, 10, 11

Разработка залежи за счет применения техники одновременно-раздельной эксплуатации и технологии ОРЗ позволяет значительно повысить эффективность выработки запасов нефти по исследуемому участку (рисунки 3.17, 3.18). Технологии ОРЗ позволяют заметно увеличить качество (полноту) и темпы выработки запасов нефти из двухпластовой залежи и добиться при равных условиях за одинаковый временной период больший КИН (рисунки 3.17, г, 3.18). Отметим, максимальное достижение КИН по участку получено при реализации варианта 11 (ОРЭ+ОРСЗ), в случае закачки объема воды вчетверо превышающего объем закачки по варианту 10 за счет максимальной фильтрации трещинной подсистемы обоих пластов. При этом вариант 11 позволяет повысить конечную нефтеотдачу пласта по сравнению с вариантом 10 на несколько процентов (до 0.083 д.ед.) (рисунок  3.17, г).

Сравнительный анализ вариантов прогнозируемой разработки участка показал следующее. Реализация стационарного заводнения на участке двухпластовой системы в зависимости от охвата одного или двух пластов воздействием позволяет подобрать оптимальные параметры работы насосного оборудования, обеспечивающего технологию ОРЭ, задавая необходимые режимы подъема скважинной продукции на дневную поверхность.

3.4 Эффективность технологии одновременно-раздельной эксплуатации в условиях  нестационарного заводнения двухпластовой трещинной системы

Согласно рисунку 3.9 и таблице 3.1, нестационарное заводнение рассчитано в вариантах 8, 9, 12 и 13. Циклическая закачка воды в вариантах 12 и 13 (заводнение обоих пластов) производится одновременно-раздельным способом – одновременно-раздельным циклическим заводнением (ОРЦЗ).

Поле нефтенасыщенности обоих пластов на конец расчетного периода по рассматриваемым вариантам приведено на рисунках 3.19, 3.20.  

Разработка по вариантам циклического заводнения только верхнего пласта (варианты 8, 9) приводит к тому, что нижний пласт, незначительно отличающийся по величине проницаемости (в 1.7 раза), так же, как и в вариантах 2, 3, фактически не участвует в разработке (рисунок 3.19, в, е). Наглядные изменения поля нефтенасыщенности не претерпевает ни одна из подсистем нижнего пласта. На рисунке 3.19 приведено только поле нефтенасыщенности трещинной системы нижнего пласта, поскольку поровая система визуально не отличается от трещинной.

Видно, что поле нефтенасыщенности трещинной подсистемы (рисунок 3.19, а, г) при циклическом воздействии по сравнению со стационарным заводнением не претерпевает существенных изменений (рисунок 3.14, а, г). Наглядные изменения наблюдаются в поровой подсистеме верхнего пласта. Поскольку трещинно-поровую систему можно условно рассматривать как неоднородный по проницаемости пласт, то при смене градиента давления происходит обмен флюидов между трещинами и порами, что ведет к фильтрации нефти, содержащейся в порах. Эту картину и отображает поле нефтенасыщенности поровой подсистемы при циклической закачке (рисунок 3.19, б, д), что в конечном итоге приводит к более полной выработке запасов пласта по сравнению со стационарным заводнением (рисунок 3.14, б, д).


а)

б)

в)

г)

д)

е)

а) вариант 8, верхний пласт, трещинная подсистема; б) вариант 8, верхний пласт, поровая подсистема; в) вариант 8, нижний пласт, трещинная подсистема; г) вариант 9, верхний пласт, трещинная подсистема; д) вариант 9, верхний пласт, поровая подсистема;
е) вариант 9, нижний пласт, трещинная подсистема

Рисунок 3.19 – Поля нефтенасыщенности по пластам на конец прогноза для вариантов 8 и 9

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

з)

а) вариант 12, верхний пласт, трещинная подсистема; б) вариант 12, верхний пласт, поровая подсистема; в) вариант 12, нижний пласт, трещинная подсистема; г) вариант 12, нижний пласт, поровая подсистема; д) вариант 13, верхний пласт, трещинная подсистема; е) вариант 13, верхний пласт, поровая подсистема; ж) вариант 13, нижний пласт, трещинная подсистема; з) вариант 13, нижний пласт, поровая подсистема

Рисунок 3.20 – Поля нефтенасыщенности по пластам на конец прогноза для вариантов 12 и 13


При циклическом заводнении обоих пластов динамика заводнения верхнего пласта соответствует  картине, рассмотренной в вариантах 8 и 9. Наблюдаются существенные изменения в ходе воздействия закачкой на нижний пласт. Так же как и по верхнему пласту наблюдается более выраженная активность поровой подсистемы как при малых, так и больших объемах закачки.

Выработка запасов в различных расчетных вариантах происходит при различном отборе по жидкости и нефти из рассматриваемых пластов. Соотношение количества нефти и жидкости, поступающих в добывающие скважины из нижнего и верхнего пластов для различных вариантов приведено на рисунке 3.21.

 

а)

б)

в)

г)

а) вариант 8; б) вариант 9; в) вариант 12; г) вариант 13

Рисунок 3.21 – Соотношение отборов из нижнего и верхнего пластов по вариантам разработки

Рисунок 3.21, а, б демонстрирует, как и в случае постоянной закачки воды в верхний пласт, контрастность отборов между обобщенными в разработку пластами.  Так, через десять прогнозных лет наблюдается затухание притока из нижнего пласта и, в сущности, происходит дальнейшая разработка только верхнего пласта, чем и объясняется картина нефтенасыщенности нижнего пласта на конец прогноза (рисунок 3.19, в, е).

Увеличение объема закачиваемой воды на верхний пласт приводит к более раннему затуханию процесса выработки запасов нефти из нижнего пласта (рисунок 3.16, б). Через шесть-семь лет после начала разработки дебит нефти из нижнего пласта становится минимальным.

Одновременно-раздельное нестационарное заводнение обоих пластов способствует выравниванию отборов жидкости из нижнего и верхнего пластов (вариант 12, рисунок 3.21, в). Результаты расчетов показывают, что при значительных объемах закачки воды на протяжении 70 лет отбор жидкости из нижнего пласта превышает отбор с верхнего пласта (вариант 13, рисунок 3.21, г). Следовательно, при циклическом заводнении двухпластовой системы при умеренных режимах закачки параметры насосного оборудования одновременно-раздельной установки для эксплуатации пластов необходимо подбирать в одинаковом режиме. При увеличении степени воздействия (максимальный объем закачки) параметры работы внутрискважинного оборудования должны ориентироваться на большую производительность нижнего пласта.

Сравнение технологических показателей разработки вариантов 8, 9, 12 и 13

 Прогнозные технологические показатели вышерассмотренных вариантов приведены на рисунке 3.22.

При небольших объемах закачки воды при циклическом воздействии на верхний пласт (вариант 8) достигнутый на конец прогноза КИН в 6.1 раза выше по сравнению с базовым вариантом, а при больших объемах закачиваемой воды данная величина составляет  11.7 раза (рисунок 3.23).

Вариант 12 разработки участка характеризуется меньшим отбором по сравнению с вариантом 9, предусматривающим заводнение верхнего пласта, поскольку при большем объеме закачки по варианту 9, из верхнего пласта отбирается значительный объем флюидов (рисунки 3.22, 3.23). Циклическое заводнение обоих пластов при максимальных режимах закачки активизирует запасы трещинной и поровой подсистем, что позволяет существенно повысить КИН в целом по участку по сравнению с вариантом 12 на несколько процентов (до 0.167 д.ед.) (рисунок  3.22, г).

а) дебит нефти; б) накопленная добыча нефти; в) обводненность;
г) зависимость текущего КИН от текущей обводненности добываемой продукции

Рисунок 3.22 – Динамика прогнозных технологических показателей разработки участка по расчетным вариантам

Рисунок 3.23 – Сравнение КИН и обводненности по вариантам 8, 9, 12, 13

Сравнительный анализ вариантов прогнозируемой разработки участка позволил выявить ряд особенностей применения технологии ОРЭ в сочетании с нестационарным заводнением. Во-первых, полнота выработки запасов, по сравнению со стационарным заводнением пластов, растет за счет вовлечения в процесс нефтеизвлечения поровой подсистемы пласта. Во-вторых, реализация циклического заводнения в зависимости от режимов закачки предопределяет работу насосного оборудования, обеспечивающего одновременно-раздельную добычу нефти, что позволяет более грамотно управлять потенциальными дебитами пластов при различных вариантах циклического заводнения и задавать соответствующие параметры работы оборудования ОРЭ.

3.5 Эффективность закачки водогазовой смеси при одновременно-раздельной эксплуатации карбонатных коллекторов

Согласно рисунку 3.9 и таблице 3.1, водогазовое воздействие рассчитано в вариантах 4, 5, 6, 7, 14, 15, 16 и 17. Закачка ВГС в вариантах 14-17 (воздействие на оба пласта) производится одновременно-раздельным способом – одновременно-раздельным водогазовым воздействием (ОРВГВ).

Поле нефтенасыщенности обоих пластов на конец расчетного периода по рассматриваемым вариантам 4-7 приведено на рисунке 3.24.

Рисунок 3.24 демонстрирует, насколько существенные изменения претерпевает верхний пласт в зависимости от разного объема закачки воды и газа в составе ВГС. Как уже было отмечено ранее, воздействие только на верхний пласт не приводит к изменению поля нефтенасыщенности нижнего пласта. На рисунке приведено только поле нефтенасыщенности трещинной системы, поскольку поровая система визуально не отличается от трещинной.

При ВГВ возникают дополнительные градиенты давления между трещинной и поровой подсистемами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь более активно внедряется в поровую подсистему, вытесняя из нее нефть.  

Видно, что при одинаковом объеме воды в составе ВГС и разных объемах газа отборы нефти из трещинной и поровой подсистем верхнего пласта (рисунок 3.24, а, б, г, д) существенно различается. Заметно, что максимальные объемы закачиваемого газа существенно вовлекают в дренирование поровую подсистему пласта (рисунок 3.24, б, д), нежели закачка максимального объема воды при небольших объемах газа (рисунок 3.24, б, з). Увеличивая объем газа в ВГС (варианты 5 и 7), заметно уменьшаются остаточные запасы межскважинного пространства, что в конечном итоге приводит к более полной выработке запасов пласта по сравнению с вариантами  4 и 6.

При водогазовом воздействии обоих пластов динамика заводнения верхнего пласта соответствует  картине, рассмотренной в вариантах 4-7. Существенные изменения в ходе воздействия закачкой в вариантах 14-17 претерпевает нижний пласт моделируемой системы (рисунок 3.25). По нижнему пласту получены аналогичные выводы, как и для верхнего пласта на различных режимах воздействия. При равных объемах воды в составе ВГС закачка большего объема газа существенно повышает коэффициент вытеснения нефти из трещинной и поровой подсистем пласта (рисунок 3.25, а, б, д, е), нежели закачка одинакового объема газа при больших объемах воды (рисунок 3.25, а, б, в, г).

Соотношение количества нефти и жидкости, поступающих в добывающие скважины из нижнего и верхнего пластов, для различных вариантов приведено на рисунке 3.26.

Рисунок 3.26, а-г, демонстрирует, как и в случае постоянной и циклической закачки воды в верхний пласт, контрастность отборов между обобщенными в разработку пластами за счет влияния  ВГВ. Контрастность отборов нефти увеличивается с усилением воздействия на верхний пласт. Причем существенней это происходит при увеличении закачиваемого объема газа.

Одновременно-раздельное водогазовое воздействие обоих пластов способствует выравниванию отборов жидкости из нижнего и верхнего пластов (варианты 14-17, рисунок 3.26, д-з). Результаты расчетов показывают, что при малых и больших объемах закачки воды и малых объемах газа первые 5-7 лет прогноза характеризуются превышением отборов нефти из нижнего пласта (рисунок 3.26, д, е).  При больших объемах закачиваемого газа наблюдается постепенное снижение притока нефти нижнего пласта, связанное с более быстрым обводнением. Необходимо отметить, что через сто прогнозных лет по вариантам 14-17 соотношение притока нефти по пластам не снижается более чем на 30 %.

Режим работы насосного оборудования устанавливается геологической службой предприятия исходя из потенциальных возможностей пласта, рассчитанного по формуле Дюпюи:

,                                                         (3.1)


а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

з)

и)

к)

л)

м)

а) вариант 4, верхний пласт, трещинная подсистема; б) вариант 4, верхний пласт, поровая подсистема; в) вариант 4, нижний пласт, трещинная подсистема; г) вариант 5, верхний пласт, трещинная подсистема; д) вариант 5, верхний пласт, поровая подсистема; е) вариант 5, нижний пласт, трещинная подсистема; ж) вариант 6, верхний пласт, трещинная подсистема; з) вариант 6, верхний пласт, поровая подсистема; и) вариант 6, нижний пласт, трещинная подсистема; к) вариант 7, верхний пласт, трещинная подсистема; л) вариант 7, верхний пласт, поровая подсистема; м) вариант 7, нижний пласт, трещинная подсистема

Рисунок 3.24 – Поля нефтенасыщенности по пластам на конец прогноза
для вариантов 4, 5, 6, 7

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

з)

а) вариант 14, трещинная подсистема; б) вариант 14, поровая подсистема;
в) вариант 15, трещинная подсистема; г) вариант 15, поровая подсистема;
д) вариант 16, трещинная подсистема; е) вариант 16, поровая подсистема;
ж) вариант 17, трещинная подсистема; з) вариант 17, поровая подсистема

Рисунок 3.25 – Поля нефтенасыщенности по нижнему пласту на конец прогноза для вариантов 14, 15, 16, 17

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

з)

а) вариант 4; б) вариант 5; в) вариант 6; г) вариант 7; д)  вариант 14;
е) вариант 15; ж) вариант 16; з) вариант 17

Рисунок 3.26 – Соотношение отборов из нижнего и верхнего пластов по вариантам разработки

где k – коэффициент проницаемости, Д; h – мощность пласта, см; Рк и Рс – соответственно давление на контуре питания и в скважине, атм; Rк и Rс – радиусы контура питания и скважины, см; μ –  вязкость жидкости, сПз.

Однако при водогазовом воздействии происходит снижение динамической вязкости нефти, причем при разных режимах воздействия динамика снижения носит особенный характер. На рисунке 3.27 приведены графики изменения вязкости нефти во времени по вариантам 14-17 для обоих пластов. Напомним, что начальная вязкость нефти в расчетах принималась равной для верхнего пласта 14.7 сПз, для нижнего пласта – 11.5 сПз. На  рисунках 3.28 и 3.29 показаны поля динамической вязкости нефти, сосредоточенной в трещинной и поровой подсистемах верхнего и нижнего пластов соответственно.

а) верхний пласт; б) нижний пласт

Рисунок 3.27 – Динамика вязкости нефти по расчетным вариантам (ОРВГВ)


Трещинная подсистема верхнего пласта

а)

б)

в)

г)

Поровая подсистема верхнего пласта

д)

е)

ж)

з)

                                             

вариант 14 – а, д; вариант 15 – б, е; вариант 16 – в, ж; вариант 17 – г, з

Рисунок 3.28 – Поля динамической вязкости нефти верхнего пласта на конец прогноза по вариантам

Трещинная подсистема нижнего пласта

а)

б)

в)

г)

Поровая подсистема нижнего пласта

д) 

е)

ж)

з)

                                                

вариант 14 – а, д; вариант 15 – б, е; вариант 16 – в, ж; вариант 17 – г, з

Рисунок 3.29 – Поля динамической вязкости нефти нижнего пласта на конец прогноза по вариантам


Рисунки 3.28, 3.29 демонстрируют, что на различных режимах водогазового воздействия вязкость нефти изменяется по-разному, что приводит к существенным изменениям процесса вытеснения нефти как в трещинной, так и в поровой подсистемах пласта.  При больших объемах закачки ВГС происходит большее снижение вязкости нефти. С учетом этого потенциальный дебит по пластам, разрабатываемым с применением ОРЭ, необходимо рассчитывать исходя из режимов водогазового воздействия (объема газа), принимая во внимание снижение вязкости, что благоприятно для процессов нефтеизвлечения. Данный факт при выборе параметров оборудования ОРЭ для двух пластов дает возможность рассчитать потенциальный приток и наметить более оптимальный режим работы в условиях техногенного воздействия.

Сравнение технологических показателей разработки вариантов 4-7, 14-17

 Прогнозные технологические показатели вышерассмотренных вариантов приведены на рисунке 3.30.

Водогазовое воздействие позволяет совместить главное преимущество использования воды, заключающееся в сходстве вязкостных характеристик воды и нефти, и достигаемый за счет этого существенный параметр коэффициента охвата вытеснением, и основное преимущество закачки газа, которое состоит в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения.

Большая растворимость вытесняющего агента в вытесняемом флюиде приближает характер протекания процесса к стадии «смешивающегося» вытеснения, при котором коэффициент вытеснения нефти стремится к единице, что благоприятно сказывается на общем характере выработки запасов и повышении конечного КИН.

При максимальных объемах закачки воды и газа на верхний пласт (вариант 7) достигнутый на конец прогноза КИН в 8.07 раза выше по сравнению с базовым вариантом (естественный режим) (рисунок 3.31).

Закачка ВГС одновременно-раздельным способом в два пласта позволяет существенно повысить уровень разработки модельного участка, достигая высокого  значения КИН  (рисунки 3.30, 3.31). ОРВГВ обоих пластов при максимальных режимах закачки газа  и воды (вариант 17) активизирует запасы трещинной и поровой подсистем, снижая вязкость продукции, что позволяет существенно повысить КИН в целом по участку по сравнению с вариантом 14 на 0.234 д.ед., по сравнению с 15 – на 0.121 д.ед., а по сравнению с вариантом 16 – на 0.113 д.ед. (рисунок 3.30, г).

а) дебит нефти; б) накопленная добыча нефти; в) обводненность;
г) зависимость текущего КИН от текущей обводненности добываемой продукции

Рисунок 3.30 – Динамика прогнозных технологических показателей разработки участка по расчетным вариантам

Рисунок 3.31 – Сравнение КИН и обводненности по вариантам 4-7, 14-17

Сравнительный анализ вариантов прогнозируемой разработки участка позволил выявить ряд особенностей применения ОРЭ в сочетании с водогазовым воздействием.  Во-первых, полнота выработки запасов, так же как и при циклическом заводнении, по сравнению со стационарным заводнением пластов растет за счет вовлечения в процесс нефтеизвлечения поровой подсистемы пласта. Во-вторых, при подборе параметров работы техники ОРЭ необходимо учитывать возрастающий во времени потенциальный дебит за счет снижения вязкости нефти при закачке ВГС. Наложение выявленных особенностей в ходе реализации одновременно-раздельной добычи природных углеводородов позволит рационально подобрать параметры работы насосных установок и существенно повысить полноту нефтеизвлечения.

Выводы по главе 3

Решение ряда задач, рассмотренных выше, показало преимущества отдельных вариантов разработки участка двухпластовой залежи. Как видно по рисунку 3.32, варианты разработки участка, предусматривающие техногенное воздействие на оба пласта, показали существенное превосходство над вариантами, предусматривающими воздействие только на один пласт. Ввиду высокой стоимости оборудования для реализации одновременно-раздельного заводнения (или одновременно-раздельного водогазового воздействия) варианты с экономической стороны вопроса не являются актуальными, в связи с этим не являются рекомендуемыми для масштабного внедрения в промысловых условиях.

Рассмотрение вариантов с техногенным воздействием на верхний пласт показало, что наилучшими показателями выработки характеризуется вариант 9, предусматривающий максимальные режимы циклической закачки воды.

Варианты ВГВ показывают, что при  максимальных объемах закачиваемого газа и малых объемах закачиваемой воды (вариант 5) достигнутый КИН по сравнению с вариантом максимальной закачки воды и газа (вариант 7) отличается на несущественную величину (0.0005 д.ед.). Данное обстоятельство позволяет сократить расходы по закачке больших объемов воды.

В результате реализации водогазового воздействия получен синергетический эффект увеличения КИН за счет действия потокоотклоняющих технологий и уменьшения вязкости нефти, что приводит к росту коэффициента вытеснения нефти действующим агентом и росту коэффициентов охвата вытеснением.

Рисунок 3.32 – Сводная гистограмма КИН на конец прогноза по результатам моделирования разработки участка

Установлено, что при реализации ВГВ подбор оптимальных параметров работы насосного оборудования ОРЭ необходимо проводить с учетом уменьшения вязкости нефти и, как следствие, увеличения потенциального притока к забою скважины. К примеру, на рисунке 3.33 показано соотношение дебитов жидкости между пластами при  техногенном воздействии на верхний пласт для вариантов стационарного, циклического заводнений и варианта закачки ВГС. Отметим относительно сдержанное падение кривой соотношения дебитов жидкости в случае циклической закачки воды в верхний пласт, что также необходимо принять во внимание при реализации данного варианта.

Снижение вязкости нефти верхнего пласта при сочетании ОРЭ с водогазовым воздействием обуславливает более контрастные параметры продуктивности пластов. Следовательно, при заложении параметров работы насосного оборудования необходимо обеспечить более производительные характеристики по верхнему пласту. В результате проведенных расчетов и оценки снижения вязкости нефти при водогазовом воздействии была сформирована таблица 3.2, в которой сведены максимально возможные увеличения производительности установок при различных режимах воздействия. Результаты представлены для кизеловского и заволжского горизонтов, аналогами которых являлись моделируемые в задаче пласты.

Рисунок 3.33 – Соотношения притока жидкости между пластами по вариантам

Таблица 3.2 – Процентное увеличение производительности насосного оборудования технологии ОРЭ при различных режимах воздействия

Необходимо также подчеркнуть, что для рассматриваемого в серии задач трещинно-порового коллектора циклическое заводнение и водогазовое воздействие позволяют существенно повысить степень выработки запасов за счет более полной выработки поровой подсистемы пласта.

Таким образом, проведенные расчеты показали, что альтернативная выработка запасов нефти двухпластовой залежи при константной системе добывающих и нагнетательных скважин может изменить конечную нефтеотдачу залежи в диапазоне нескольких процентов. В зависимости от целей, стоящих перед нефтяной компанией, можно выбрать рациональный вариант, позволяющий получить максимальную экономическую прибыль. Так, для скорейшей выработки запасов нефти, не смотря на капиталоемкость данного способа, можно прибегнуть к одновременно-раздельному водогазовому воздействию на оба пласта в сочетании с ОРЭ.  Или же при минимальных затратах на добычу подобрать оптимальные режимы работы технологического оборудования, обеспечивающего одновременно-раздельную добычу, с учетом всех нюансов, проявляющихся при техногенном воздействии на верхний пласт.

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ОСНОВЕ ПРОВЕДЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

4.1 Оптимизация текущих дебитов из пластов по скважинам,
работающим с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации

При разработке многопластовых объектов с применением технологии ОРЭ приток продукции к скважине регулируется параметрами работы оборудования, установленного исходя из геологических и фильтрационных возможностей совмещенных пластов. Зачастую в связи с недостаточно достоверными данными ГИС или ошибки, обусловленной человеческим фактором, параметры отбора флюидов в скважинах ОРЭ задаются, не используя в полной мере потенциальные возможности пласта.

В ходе уточнения геологической информации по отдельным скважинам было выявлено, что возможно увеличение производительности насосных установок с целью увеличения притока по конкретным пластам. Так, в процессе эксплуатации скважины Алексеевского месторождения, работающие на два горизонта, распределились на три группы рационального применения ОРЭ, как это было изложено во второй главе настоящей работы. Вторая и третья выделенные группы демонстрируют невостребованный потенциал по  одному из пластов. Наблюдения за параметрами работы скважин ОРЭ в 2010-2012 гг. и уточнение геологической базы по объекту позволили наметить корректировочные параметры работы оборудования и рассчитать характеристики притока на соответствующих режимах. По восьми скважинам Алексеевского месторождения определены оптимальные режимы работы насосного оборудования.  Реализация рекомендуемых технологических изменений в системе «скважина – пласт» по состоянию на 2013 год позволила существенно повысить продуктивность отдельных скважин. Результаты проведения технологической оптимизации по скважинам фонда одновременно-раздельной эксплуатации представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 показывает, что после проведения оптимизационных работ фактический режим работы скважин в 2013 году максимально соответствует рекомендуемому режиму. Отмечено, что по скважинам №№ 6361, 6314, 6274, 6091 вследствие учета рекомендаций по корректировке параметров отбора получен значительный прирост добычи нефти за анализируемый период.


Таблица 4.1 – Результативная таблица проведения технологической оптимизации по скважинам фонда одновременно-раздельной эксплуатации


По всем скважинам фонда ОРЭ, по которым были проведены работы по оптимизации технологии и технике добыче нефти, получено 2095.1 т дополнительно добытой нефти. Таким образом, повышение выработки запасов нефти достигнуто только за счет смены параметров режима работы оборудования, что является простым и дешевым способом увеличения притока. При внедрении ОРЭ на новых скважинах необходимы тщательное изучение геологии обоих пластов, анализ работы существующих скважин одновременно-раздельной добычи и скважин, работающих на один горизонт, с целью подбора оптимальных условий эксплуатации продуктивных горизонтов единой сеткой скважин.

4.2 Выбор новых скважин-кандидатов под внедрение
одновременно-раздельной эксплуатации

Имеющийся опыт по эксплуатации существующего фонда и хорошая геологическая изученность Алексеевского месторождения позволяют тщательно подойти к вопросу выбора первоочередных кандидатов под внедрение ОРЭ.

Рекомендуемый вариант разработки Алексеевского участка Алексеевского месторождения, согласно последнему проектному документу [22], предусматривает бурение восьми добывающих и пяти нагнетательных скважин. На рисунке 4.1 приведена карта текущих подвижных запасов нефти кизеловского горизонта Алексеевского участка с существующей и проектной сетками скважин. На рисунках 4.2 и 4.3 приведены карты текущих подвижных запасов нефти соответственно заволжского и данково-лебедянского горизонтов Алексеевского участка с существующей и проектной сетками скважин, предусмотренных для кизеловского горизонта. В связи с тем, что плотность запасов заволжского и данково-лебедянского горизонтов  весьма низкая и составляет от 1.0 до 1.1 тыс. т/га, то затраты на бурение скважин чаще всего не окупаются. Поэтому рекомендуемым вариантом предусматривается эксплуатация залежей существующими и переведенными с других объектов скважинами. Также с целью уплотнения сетки скважин предусмотрено углубление кизеловских скважин до данково-лебедянского горизонта с вовлечением в эксплуатацию заволжского объекта. Претендентами для реализации одновременно-раздельной добычи являются транзитные скважины, добуренные до нижележащих объектов, и новые точки бурения, приуроченные к зонам повышенной плотности текущих подвижных запасов.

Как видно по картам, представленным на рисунках 4.2, 4.3, значительная часть проектных скважин кизеловского горизонта попадает в области текущих запасов величиной менее 0.5 тыс. т/га.

Рисунок 4.1 – Карта текущих подвижных запасов нефти кизеловского горизонта Алексеевского участка с существующей и проектной сетками скважин


  1.  

Рисунок 4.2 – Карта текущих подвижных запасов нефти заволжского горизонта с существующей
и проектной сетками скважин, предусмотренными для кизеловского горизонта

Рисунок 4.3 – Карта текущих подвижных запасов нефти данково-лебедянского горизонта с существующей и проектной сетками скважин, предусмотренными для кизеловского горизонта


Внедрение оборудования  ОРЭ на малопродуктивных участках залежи может стать убыточным мероприятием для недропользователя. Кроме того, матричная пористость в подавляющем большинстве случаев не обеспечивает промышленного притока. Исключая финансовые риски и принимая во внимание критерии выбора кандидатов для внедрения ОРЭ, приведенные в главе 2 настоящей работы, первоочередными кандидатами для одновременно-раздельной добычи продукции кизеловского и заволжского горизонтов является скважина № 6293 (рисунок 4.4),  для одновременно-раздельной добычи продукции кизеловского и данково-лебедянского горизонтов – скважина  № 6408 (рисунок 4.5).

Рисунок 4.4 – Совмещенная карта внешних контуров нефтеносности кизеловского и заволжского горизонтов с проектным, существующим фондом
и выбранными кандидатами под внедрение ОРЭ

Что касается транзитного фонда скважин, то для вовлечения запасов нижележащих горизонтов рекомендуется приобщение заволсжкого пласта в скважинах №№ 117, 404, 6335 (рисунок 4.4), ведущих в настоящее время эксплуатацию кизеловского горизонта, а также приобщение нефтенасыщенных интервалов данково-лебедянского пласта в скважинах №№  6327, 6329, 6334 (рисунок 4.5), ведущих в настоящее время эксплуатацию  кизеловского горизонта.

Рисунок 4.5 – Совмещенная карта внешних контуров нефтеносности кизеловского и данково-лебедянского горизонтов с проектным, существующим фондом и выбранными кандидатами под внедрение ОРЭ

С учетом теоретических исследований, проведенных в главе 3 настоящей работы, и полученных выводов о синергетическом эффекте техногенного воздействия и технологии ОРЭ, определены режимы работы насосного оборудования, исходя из рассчитанных потенциальных дебитов по каждому пласту. Дебиты рассчитаны с наложением эффектов водогазового воздействия на основе выводов, полученных в главе 3.  То есть за счет существующих нагнетательных скважин, производящих закачку ВГС, и создания дополнительных очагов водогазового воздействия (скважины №№ 6331, 6437, 6284), предусмотренных проектным документом, дебиты жидкости скорректированы на соответствующий процент прироста (9.66 % – исходя из минимальных объемов воздействия). Технологическое решение по первоочередным скважинам-кандидатам, выбранным с целью первоочередного внедрения ОРЭ, приведено в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Рекомендуемые режимы работы по скважинам, предусмотренным
для внедрения ОРЭ

Согласно прогнозным показателям, представленным в таблице 4.2, суточная эффективность дальнейшего внедрения ОРЭ на скважинах Алексеевского месторождения по восьми выбранным скважинам составила 47.87 т/сут.

Поскольку в прогнозных расчетах заложена эффективность ОРЭ с учетом водогазового воздействия, то стоит обратить внимание на возможность обеспечения существующей водогазовой установки необходимыми режимами работы.

Одним из важных показателей, влияющих на экономическую целесообразность применения насосно-бустерной установки (НБУ), является межремонтный интервал работы водогазовой установки. Анализ межремонтных интервалов работы НБУ на Алексеевском месторождении был проведен по данным восьми скважин с закачкой водогазовой смеси в период с 2006 по 2012 гг. Сопоставление продолжительности интервала межремонтной работы скважин и характерного количества закачиваемого в данный период газа (рисунок 4.6) показывает, что при увеличении объемов газа в водогазовой смеси межремонтный период работы скважин уменьшается. Максимальный межремонтный период работы бустерной установки Алексеевского месторождения соответствует 19 месяцам, при средней закачке газа 3658 м3.

Рисунок 4.6 – Зависимость продолжительности времени работы скважин
от количества закачиваемого газа

Согласно рисунку 4.6, оптимальный объем закачиваемого газа можно рассчитать как среднее значение объема закачиваемого газа при допустимых межремонтных периодах работы скважин. Приняв допустимый межремонтный интервал равным от 14 до 19 месяцев, получим оптимальный ежемесячный объем закачиваемого газа, составляющий 3593 м3 на скважину.

При недостаточной работоспособности в условиях оптимального режима существующего оборудования предлагается установка дополнительного насоса с целью бесперебойной работы всей системы.

Выводы по главе 4

Предложена технологическая оптимизация текущих дебитов существующего фонда ОРЭ, которая на сегодняшний день показала положительные результаты. Кроме того, выбраны первоочередные кандидаты для дальнейшего внедрения технологии одновременно-раздельной добычи с наложением синергетического эффекта, полученного в теоретической части работы, что позволит существенно повысить эффективность применения ОРЭ в условиях техногенного воздействия.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1.  Изучение состояния разработки многопластовых месторождений с применением технологий одновременно-раздельной эксплуатации показало, что при совместной разработке пластов учет выработки запасов отдельных пластов проводится недостаточно эффективно, так как для этого  требуется проведение многоцелевых гидродинамических исследований с определением состояния выработки запасов по пластам.
  2.  На основе изучения гидродинамических характеристик и запасов совместно разрабатываемых пластов создана новая методика определения выработанности запасов нефти по пластам на базе известных геолого-физических характеристик пластовых систем и физико-химических свойств откачиваемой продукции, включающая определение коэффициента использования потенциального КИН во времени при известной степени вскрытия пластов, их проводимости (Кh), рассчитанного путем деления накопленной добычи на произведение геологических запасов и потенциального КИН для рассматриваемой скважины по пластам.
  3.  Адаптация результатов численных значений выработанности запасов по отдельным скважинам с фактическими данными  по пластам показала  сходимость созданной методики в пределах 2.5…4.0 %.
  4.  Изучено и обобщено влияние комплексных технологий  (стационарного, нестационарного заводнений, водогазового воздействия) на изменение пластовой энергии и вызванную при этом нестационарность фильтрационных характеристик пласта за счет действия техногенных эффектов с учетом трещинной системы и характеристик пластовых флюидов для рассматриваемого участка пласта, которые показали, что водогазовое воздействие увеличивает КИН в ячейке скважины на 43 % в сравнении с естественным режимом, нестационарное заводнение – на 26 %, стационарное – на 14 %, а от комплексного  воздействия на пласт увеличивает  КИН на 88 %.
  5.  Выполненный анализ влияния техногенных эффектов на выработку пластов показал, что при комплексном воздействии  на пласт закачкой  воды в режиме стационарного и нестационарного заводнений и водогазового воздействия на пласт установлен факт синергетического эффекта  при совместной разработке пластов с ОРЭ.
  6.  Практическая реализация полученных рекомендаций и выводов в области оптимизации подбора и размещения скважин с ОРЭ на Алексеевском месторождении позволила получить технологический эффект в объеме 2095.1 т дополнительно добытой  нефти с экономическим эффектом 3.346 млн руб.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Абилхаиров, Д. Т. Проблемы разработки высокопродуктивных неоднородных коллекторов (на примере меловых отложений месторождения «Кумколь») [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 26.01.2012: утв. 29.05.2012 / Абилхаиров Даурен Турганбаевич. – Уфа, 2012. – 142 с. – Библиогр.: с. 133-142.
  2.  Абуталипов, У. М. Разработка и применение технологий ОРЭ в ОАО АНК «Башнефть» [Текст] / У. М. Абуталипов // Инженерная практика. – 2010. – №1. – С. 72-77.
  3.  Аржиловский, А. В. Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ (ОРЗ) [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 20.09.2012: утв. 10.01.2013 / Аржиловский Андрей Владимирович. – Уфа, 2012. – 151 с. – Библиогр.: с. 143-151.
  4.  Афанасьев, И. С. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин. Создание «интеллектуальной» скважины [Текст] / И. С. Афанасьев, А. Г. Пасынков, Д. Л. Худяков, Р. Р. Габдулов, В. И. Никишов, П. И. Сливка // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 11. –
    С. 66-70.
  5.  Барышников, А. В Обоснование технологии разработки многопластовых объектов с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки воды [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 28.02.2012 / Барышников Андрей Владимирович. – СПб., 2012. – 219 с. – Библиогр.: с. 213-219.
  6.  Барышников, А. В. Внедрение и совершенствование технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Южной лицензионной территории Приобского месторождения [Текст] / А. В. Барышников, Д. Б. Поляков,
    Р. Ф. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 5. – С. 121-123.
  7.  Барышников, А. В. Результативность долговременного мониторинга совместной разработки пластов системами одновременно-раздельной добычи на Приобском месторождении [Текст] / А. В. Барышников, В. В. Сидоренко, М. И. Кременецкий // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 30-33.
  8.  Валеев, М. Д. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин [Текст] / М. Д. Валеев, Ю. В. Белоусов, А. В. Калугин // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – С. 62-63.
  9.  Валеев, М. Д. Разработка и результаты испытаний оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с установками электроцентробежных насосов [Текст] / М. Д. Валеев, А. Г. Газаров, В. А. Масенкин, А. Н. Немков, Т. М. Миннахмедов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 86-88.
  10.  Валовский, В. М. Внутрискважинная сепарация нефти и воды [Текст] / В. М. Валовский // Механизированная добыча. – 2011. –  № 21. – С. 70-73.
  11.  Владимиров, И. В. Потеря части подвижных запасов нефти в результате возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями [Текст] / И. В. Владимиров, И. И. Владимирова, О. С. Тюфякова, А. Р. Сарваров, В. В. Литвин, Т. Ф. Манапов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2008. – № 4. – С. 6-11.
  12.  Владимиров, И. В. К вопросу об интенсивности заводнения трещиновато-поровых коллекторов [Текст] / И. В. Владимиров, Л. У. Давлетова, И. А. Магзянов,
    И. Ф. Рустамов, А. А. Хальзов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2013. – № 3. – С. 38-42.
  13.  Владимиров, И. В. Обоснование увеличения коэффициента вытеснения для каверзно-трещиновато-порового коллектора при гидродинамических расчетах [Текст] / И. В. Владимиров, Л. У. Давлетова, И. А. Магзянов, В. И. Соболев,
    В. А. Лепихин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2013. – № 3. – С. 25-26.
  14.  Владимиров, И. В. Исследование выработки запасов нефти при заводнении двухпластовой системы коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов [Текст] / И. В. Владимиров, И. И. Родионова, Д. Т. Абилхаиров // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 1. – С. 39-45.
  15.  Габдулов, Р. Р. Опыт применения технологий для ОРЭ многопластовых месторождений в ОАО «НК «Роснефть» [Текст] / Р. Р. Габдулов, А. А. Агафонов, П. И. Сливка, В. И. Никишов // Инженерная практика. – 2010. – № 1. – С. 30-37.
  16.  Галин, Э. Р. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений в заключительной стадии разработки [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 28.02.2012: утв.23.07.2012 / Галин Эмиль Радикович. – Уфа, 2012. – 153 с. – Библиогр.: с. 138-153.
  17.  Галин, Э. Р. Разработка литологически экранированной линзы совместно с частично ограниченным пластом [Текст] / Э.Р. Галин // Журнал научных публикаций аспирантов и докторантов. – 2011. – № 4 (58). – С. 85-90.
  18.  Гарипов, О. М. Общие тенденции развития высокотехнологичного сервиса при разработке, установке и обслуживании многопакерных систем для одновременно-раздельной эксплуатации [Текст] / О. М. Гарипов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 58-61.
  19.  Гарифов, К. М. Одновременно-раздельная эксплуатация пластов в ОАО «Татнефть» [Текст] / К. М. Гарифов, Н. Г. Ибрагимов, А. Х. Кадыров, Р. Г. Заббаров, В. Г. Фадеев. – М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2011. – 160 с. – Библиогр.: с. 156-159. – 500 экз. – ISBN 978-5-93623-013-4.
  20.  Дияшев, Р. Н. Особенности разработки многопластовых объектов [Текст] / Р. Н. Дияшев, А. И. Шавалиев и др. // Сер. «Нефтепромысловое дело».  – М.: ВНИИОЭНГ, 1987. – Вып. 11 (140). –  63 с.
  21.  Дияшев, Р. Н. Особенности совместной эксплуатации нефтяных пластов при повышенных градиентах давления [Текст] / Р. Н. Дияшев, Е. И. Хмелевских // НТЖ «Нефтепромысловое дело», сер. «Добыча», обз. информ. – М.: ВНИИОЭНГ, 1979. – 56 с.
  22.  Дополнение к технологической схеме разработки Алексеевского нефтяного месторождения [Текст] / ООО «Наука», Г. Г. Емельянова, Н. И. Зевакин и др. – Бугульма, 2010. – 343 с.
  23.  Закиров, С. Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа [Текст] / С. Н. Закиров, Э. С. Закиров, И. С. Закиров, М. Н. Баганова, А. В. Спиридонов. – М.: ВИНИТИ, 2004. – 520 с.
  24.  Ивановский, В. Н. Одновременно-раздельная эксплуатация и «интеллектуализация» скважин: вчера, сегодня, завтра [Текст] / В. Н Ивановский // Инженерная практика. – 2010. – № 1. – С. 4-15.
  25.  Ивановский, В. Н. ОРД нефти и эксплуатация БС: обзор современных технологий и перспективы развития [Текст] / В. Н Ивановский // Инженерная практика. – 2012. – № 2. – С. 4-14.
  26.  Казакова, Т. Г. Оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим уровнем [Текст] / Т. Г. Казакова, Е. В. Данилов, О. С. Тюфякова, Б. Г. Ганиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2008. – № 1.– С. 15-19.
  27.  Казанцев, И. Ю. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на Верхнеколик-Еганском месторождении [Текст] / И. Ю. Казанцев, А. О. Гордеев, И. А. Вахрушева, А. А. Луценко // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 2. –
    С. 44-47.
  28.  Красиков, А. А. Одновременно-раздельная добыча нефти [Текст] /
    А. А. Красиков // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – № 11. – С. 44-47.
  29.  Крутоков, Б. С. Развитие методов раздельной закачки воды и раздельного отбора нефти в СССР и США. Опыт одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину [Текст] / Б. С Крутоков // Сер. «Добыча»: науч.-аналит. и темат. обзоры. – М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964. –  С. 10-30.
  30.  Леонов, И. В. Повышение эффективности технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (на примере месторождений Западной Сибири) [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 02.12.2011: утв. 29.05.2012 / Леонов Илья Васильевич. – М., 2011. –164 с.– Библиогр.:
    с. 160-164.
  31.  Литвин, В. В. Поиск оптимальной схемы проведения 3-стадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине [Текст] / В. В. Литвин, И. А. Магзянов,
    М. С. Антонов, А. Н Астахова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 11. – С. 53-54.
  32.  Магзянов, И. А. К вопросу разделения добычи нефти в скважинах совместного фонда [Текст] / И. А. Магзянов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, Изд-во «ИПТЭР», 2013. – C. 32-34.
  33.  Магзянов, И. А. О некоторых особенностях одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Алексеевском месторождении [Текст] / И. А. Магзянов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, Изд-во «ИПТЭР», 2013. – C. 22-23.
  34.  Максутов, Р. А. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений [Текст] / Р. А. Максутов, Б. Е. Доброскок, Ю. В. Зайцев.– М.: Недра, 1974. – 231 с.
  35.  Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти [Текст] / И. Т. Мищенко. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ», 2003. – 816 с. – Библиогр.: с. 815. – 2000 экз. – ISBN 5-7246-0234-2.
  36.  Муслимов, Э. Я. Проекты ОРЭ пластов в ТНК-ВР: на низком старте [Текст] / Э. Я. Муслимов, П. В. Медведев // Rogtec. – 2012. – № 9. – С. 94-106.
  37.  Мухаметшин, А. Р. Опыт эксплуатации установок ОРД в ОАО «Башнефть» [Текст] / А. Р. Мухаметшин, Р. Р. Ямилов // Инженерная практика. – 2013. – № 2. – С. 56-61.
  38.  Никишов, В. И. Карты применимости компоновок для совместной разработки двух объектов [Текст] / В. И. Никишов, Р. А. Хабибуллин, А. П. Сметанников,
    Д. А. Нижевич // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 45-47.
  39.  Нобатова М. А. Развитие ОРЭ – шаг за шагом [Текст] / М. А. Нобатова // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. – № 23. – С. 92-95.
  40.  Пат. 2013538 Российская Федерация, МПК E 21 B 47/10, G 01 F1/00. Способ определения расхода и устройство для его осуществления [Текст] / Леонов В. А., Шарифов М. З., Елин Н. Н., Леонова Л. В.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт. – № 4927527/03; заявл. 17.04.91; опубл. 30.05.94, Бюл. № 10.
  41.  Пат. 2370641 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/14. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов [Текст] / Ибрагимов Н. Г., Тарифов К. М., Фадеев В. Г.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2008123459/03; заявл. 09.06.08; опубл. 20.10.09.
  42.  Пат. 2284410 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/40. Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт [Текст] / Фассахов Р. Х., Бадретдинов A. M., Валеева A. M.; заявитель и патентообладатель Фассахов Р. Х., Бадретдинов A. M., Валеева A. M. – № 2004116443/03; заявл. 31.05.04; опубл. 27.09.06, Бюл. № 27.
  43.  Пат. 2290496 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/12. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины [Текст] / Абуталипов У. М., Сафонов В. Е, Бадретдинов A. M., Валеев A. M., Уразаков K. P., Чернов П. А.; заявитель и патентообладатель Абуталипов У. М., Сафонов В. Е, Бадретдинов A. M., Валеев A. M., Уразаков K. P., Чернов П. А. – № 2005103465/03; заявл. 10.02.05; опубл. 27.12.06, Бюл. № 36.
  44.  Пат. 2290497 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ добычи нефти [Текст] / Хисамов Р. С., Евдокимов А. М., Андронов А. Н.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2006109031/03; заявл. 22.03.06; опубл. 27.12.06, Бюл. № 36.
  45.  Пат. 2297521 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт [Текст] / Ибрагимов Н. Г., Тазиев М. 3., Закиров А. Ф.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2006125589/03; заявл. 16.12.05; опубл. 20.04.07, Бюл. № 11.
  46.  Пат. 2297522 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов [Текст] / Ибрагимов Н. Г., Тазиев М. 3., Закиров А. Ф.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина.  – № 2006125591/03; заявл. 18.07.06; опубл. 20.04.07.
  47.  Пат. 2305747 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/03. Устьевая двухствольная арматура [Текст] / Гарифов К. М., Ибрагимов Н. Г. , Фадеев В. Г., Заббаров Р. Г., Ахметвалиев Р. Н. , Кадыров А. Х., Валовский В. М., Валовский К. В.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. –  № 2005138175/03; заявл. 08.12.05; опубл. 10.09.07, Бюл. № 25.
  48.  Пат. 2309246 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Скважинная установка Гарипова [Текст] / Гарипов О. М.; заявители и патентообладатели Гарипов О. М., Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Новые нефтяные технологии», Закрытое акционерное общество «НИГРУС».–
    № 2006103037/03; заявл. 02.02.06; опубл. 27.10.07, Бюл. № 11.
  49.  Пат. 2313659 Российская Федерация, МПК У 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин [Текст] / Шарифов М. З., Леонов В. А., Синева Ю. Н. и др.; заявители и патентообладатели Шарифов М. З., Леонов В. А., ООО НТП «Нефтегазтехника». – № 2006109672/03; заявл. 27.03.06; опубл. 27.12.07, Бюл. № 36.
  50.  Пат. 2318992 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов [Текст] / Бычков Н. А., Воеводкин В. Л., Гебель А. Я. и др.; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». – № 2006135439/03; заявл. 06.10.06; опубл. 10.03.08, Бюл. № 7.
  51.  Пат. 2323329 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины [Текст] / Абдулмазитов Р. Г., Рамазанов Р. Г., Страхов Д. В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2006135615/03; заявл. 09.10.06; опубл. 27.04.08, Бюл. № 12.
  52.  Пат. 2323331 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента [Текст] / Ибрагимов Н. Г., Тазиев М. 3., Таипова В. А. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2007116436/03; заявл. 03.05.07; опубл. 27.04.08, Бюл. № 12.
  53.  Пат. 2325513 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добыча нефти из верхнего пласта [Текст] / Мусин К. М., Салахов Л. Т., Страхов Д. В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2006139561/03; заявл. 07.11.06; опубл. 27.05.08, Бюл. № 15.
  54.  Пат. 2325514 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для закачки жидкости в верхний пласт и добыча нефти из нижнего пласта [Текст] / Мусин К. М., Страхов Д. В., Зиятдинов Р. 3. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2006139499/03; заявл. 07.11.06; опубл. 27.05.08, Бюл. № 14.
  55.  Пат. 2328590 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации [Текст] / Шарифов М.З., Леонов В. А., Гарипов О. М. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина.  – № 2006137251/03; заявл. 20.10.06; опубл. 10.07.08, Бюл. № 19.
  56.  Пат. 2331758 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00. Скважинная пакерная установка с насосом (варианты) [Текст] / Леонов В. А., Шарифов М. 3., Николаев О. С., Леонов И. В.; заявители и патентообладатели ООО НИИ «СибГеоТех», Леонов В. А., Шарифов М. З.  – № 2006132571/03; заявл. 11.09.06; опубл. 20.08.08, Бюл. № 20.
  57.  Пат. 2334084 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения [Текст] / Хисамов Р. С., Евдокимов А. М., Файзуллин И. Н. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина.  – № 2007135242/03; заявл. 24.09.07; опубл. 20.09.08, Бюл. № 26.
  58.  Пат. 2334866 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины [Текст] / Ибрагимов И. Г., Ибатуллин Р. Р., Кунеевский В. В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина.  – № 2007107271/03; заявл. 26.02.07; опубл. 27.09.08, Бюл. № 27.
  59.  Пат. 2334867 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации [Текст] / Аминев М. X., Поляков Д. Б., Шаймарданов Р. Ф.; заявители и патентообладатели Общество с ограниченной ответственностью «Лифт Ойл», Аминев М. X.  – № 2007110369/03; заявл. 21.03.07; опубл. 27.09.08, Бюл. № 27.
  60.  Пат. 2335626 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14, 47/01. Устройство скважины для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов [Текст] / Ибрагимов Н. Г., Халимов P. X., Кормишин Е. Г. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина.  – № 2007138718/03; заявл. 19.10.07; опубл. 10.10.08, Бюл. № 28.
  61.  Пат. 2339795 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине [Текст] / Заббаров Р. Г. , Ибрагимов Н. Г., Тарифов К. М., Фадеев В. Г., Закиров Б. В., Ахметвалиев Р. Н., Кадыров А. Х.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2006147343/03; заявл. 29.12.06; опубл. 27.11.08, Бюл. № 33.
  62.  Пат. 2344274 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) [Текст] / Шарифов М. 3., Леонов В. А., Соколов А. Н., Сальманов Р. Г., Азизов X. Ф., Азизов Ф. X., Леонов И. В.; заявители и патентообладатели ООО НИИ «СибГеоТех», ООО НИИ «СибГеоТех», Шарифов М. 3., Леонов В. А.  –
    № 2007114215/03; заявл. 16.04.07; опубл. 20.01.09, Бюл. № 19.
  63.  Пат. 2353758 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для одновременно раздельной закачки воды в два пласта [Текст] / Гарифов К. М., Ибрагимов Н. Г., Фадеев B. Г. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – № 2007122540/03; заявл. 15.06.07; опубл. 27.04.09, Бюл. № 12.
  64.  Пат. 2365744 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его осуществления [Текст] / Леонов В. А., Шарифов М. 3., Леонов И. В. и др.; заявители и патентообладатели Леонов В. А., Шарифов М. 3.  – № 2008100437/03; заявл 09.01.08; опубл. 27.08.2009, Бюл. № 12.
  65.  Пат. 2380522 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка, для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины [Текст] / Шарифов М. 3., Леонов В. А., Маркин А. И., Сливка П. И., Азизов X. Ф., Азизов Ф. X., Леонов И. В.; заявители и патентообладатели Шарифов М. 3., Леонов В. А., Маркин А. И.  – № 2008130453/03; заявл. 22.07.08; опубл. 27.01.10, Бюл. № 19.
  66.  Пат. 2383713 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ изоляции негерметичности участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого пласта скважины (варианты) [Текст] / Шарифов М. 3., Леонов В. А., Леонов И. В. и др.; заявители и патентообладатели Шарифов М. 3., Леонов В. А. –
    № 2008145067/03; заявл. 14.11.08; опубл. 10.03.10, Бюл. № 19.
  67.  Попов, А. Ю. О некоторых технологических особенностях разработки совместно эксплуатируемых пластов, вскрытых единым фильтром [Текст] / А. Ю. Попов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 5. – С. 21-23.
  68.  Проскурин, В. А. Мероприятия по вовлечению остаточных недренируемых запасов нефти по скважинам, работающим на пласт БС10 [Текст] / В. А. Проскурин,
    С. Д. Глебов, С. М. Ишкинов, И. А. Магзянов, И. Ш. Щекатурова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках Нефтегазового форума и  
    XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2013». –Уфа, 2013. – С.74-75.
  69.  Проскурин, В. А. Оценка успешности применения многоствольных скважин для дренирования запасов нефти пласта БС10 Западно-Усть-Балыкского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, С. Д. Глебов, С. М. Ишкинов, М. Н. Тайчинов,
    М. С. Антонов, И. А. Магзянов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках Нефтегазового форума и  
    XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2013». –Уфа, 2013. – С. 68-70.
  70.  Рустамов, И. Ф. О роли трещин в формировании притока нефти из низкоомных коллекторов [Текст] / И. Ф. Рустамов, И. В. Владимиров, А. Ф. Егоров,
    И. А. Магзянов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 11. – С. 91-94.
  71.  Рустамов, И. Ф. Оценка потенциала залежи по наращиванию добычи нефти [Текст] / И. Ф. Рустамов, Д. К. Сагитов, А. Н. Астахова, Р. В. Вафин, И. А. Магзянов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2013. – № 3. – С. 61-66.
  72.  Рустамов, И. Ф. Опыт выделения низкоомных нефтенасыщенных коллекторов по данным ГИС [Текст] / И. Ф. Рустамов, А. А. Хальзов, Р. Г. Сарваретдинов, Р. З. Хуснутдинова, И. А. Магзянов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2013. – № 3. –
    С. 18-25.
  73.  РД 153-197-04. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов [Текст]. – Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2004. – 20 с.
  74.  Саркисов, Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн [Текст] /
    Г. М. Саркисов
    . М.: Недра, 1971. 205 с.
  75.  Сафин, В. А. Одновременная насосная эксплуатация двух пластов в скважине без смешения их продукции [Текст] / В. А. Сафин, Р. Я. Нугаев // Сер. «Добыча»: науч.-аналит. и темат. обзоры. – М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964. – С. 102-111.
  76.  Сафиуллин, И. Р. Влияние ГРП на выработку запасов участка залежи на примере Сорочинско-Никольского месторождения [Текст] / И. Р. Сафиуллин,
    И. А. Магзянов, А. М. Тупицин, В. В. Фирсов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2013. – № 3. – С. 58-60.
  77.  Сафуанов, Р. И. Анализ эффективности внедрения технологий ОРЭ в НГДУ «Азнакаевскнефть» [Текст] / Р. И. Сафуанов // Инженерная практика. – 2013. № 2. –
    С. 20-29.
  78.  Силаш, А. П. Добыча и транспорт нефти и газа [Текст] / А. П. Силаш.  М.: Недра, 1980. 375 с.
  79.  Сливка, П. И. Технологии ОРЭ и ОРЗ для контроля, мониторинга и управления эксплуатацией многопластовых месторождений «РН-Юганскнефтегаз»: итоги 2010 года [Текст] / П. И. Сливка, С. Н. Ерастов, Р. Н. Асмандияров, Э. Р. Назаргалин // Инженерная практика. – 2011. – № 3. – С. 88-91.
  80.  Тагиров, К. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст] /
    К. М Тагиров.  – М.: Академия, 2012. – 336 с. – Библиогр.: с. 334-336. – 500 экз. –
    ISBN 978-5-7695-7479-5.
  81.  Тавлуй, И. В. Опыт эксплуатации и планы развития одновременно-раздельной эксплуатации в ОАО «Удмуртнефть» [Текст] / И. В. Тавлуй, Ю. А. Гаврилюк, А. А. Агафонов, А. Н. Лютиков // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 48-51.
  82.  Тахаутдинов, Ш. Ф. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО «Татнефть» [Текст] / Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. Г. Ибрагимов, В. Г. Фадеев // Нефтяное хозяйство. 2006. № 3. С. 58-61.
  83.  Тахаутдинов, Ш. Ф. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения [Текст] / Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. И. Хисамутдинов, М. З. Тазиев, Н. Т. Карачурин, И. Н. Файзуллин, И. М Салихов. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. – 104 с.
  84.  Уразаков, К. Р. Методика расчета давления на приеме насосов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины [Текст] / К. Р. Уразаков, Р. Г. Заббаров, В. В. Дмитриев, Г. Б. Агамалов // Интервал. – 2007. № 7. – С. 18-22.
  85.  Уразаков, К. Р. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин [Текст] / К. Р. Уразаков, Е. И. Богомольский,
    Ж. С. Сейтнагамбеков, А. Г. Газаров. –
    М.: Недра, 2003. 304 с. – Библиогр.: с. 300-304. – 500 экз. – ISBN 5-8365-0121-1.
  86.  Фадеев, В. Г. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» [Текст] / В. Г. Фадеев,
    Н. Г. Ибрагимов, Р. Г. Заббаров, Р. Н. Ахметвалиев, К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров // Нефтяное хозяйство.
    2008. № 7. С. 79-81.
  87.  Фадеев, В. Г. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов [Текст] / В. Г. Фадеев, К. М. Гарифов, Р. Н. Ахметвалиев, Р. Г. Заббаров // Нефтегазовая вертикаль. – 2006. № 12. – С. 54-56.
  88.  Хабибуллин, Р. А. Карты применимости компоновок для совместной разработки двух объектов [Текст] / Р. А. Хабибуллин, В. И. Никишов, А. П. Сметанников, Д. А. Нижевич // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 45-47.
  89.  Хазов, С. И. Оценка вероятности возникновения межпластовых перетоков при совместной эксплуатации пластов АВ11-2, АВ13 и АВ2-3 Самотлорского месторождения [Текст] / С. И. Хазов, М. В. Самойлов, И. А. Магзянов, И. Ш. Щекактурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 11. – С. 35-38.
  90.  Хисамов, Р. С. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов [Текст] / Р. С. Хисамов, А. М. Евдокимов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. Г. Рамазанов, Р. А. Мусин // Нефтяное хозяйство. 2008. № 7. С. 50-52.
  91.  Худяков, Д. Л. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин. Создание «интеллектуальной» скважины [Текст] / Д. Л. Худяков, И. С. Афанасьев, А. Г. Пасынков, Р. Р. Габдулов, В. И. Никишов, П. И. Сливка // Нефтяное хозяйство. 2008. № 11.
    С. 66-70.
  92.  Червяков, А. Н. Перспективы применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации на малых месторождениях Республики Башкортостан [Текст] / А. Н. Червяков, А. С. Булавенкова, Э. И. Башина // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 43-47.  
  93.  Шаисламов, Ш. Г. Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной [Текст] / Ш. Г. Шаисламов, Р. А. Янтурин, А. Ш. Янтурин, В. В. Лаптев // Бурение и нефть. 2007. № 10. С. 21-23.
  94.  Шакирова, Р. Т. Расчеты технологических показателей одновременно-раздельной эксплуатации залежей башкирского яруса с применением геологического и гидродинамического моделирования [Текст] / Р. Т. Шакирова, Р. Х. Низаев, Р. Г. Рамазанов, В. Ю. Кондакова, Г. В. Александров // Нефтяное хозяйство. 2010. № 7. С. 29-31.
  95.  Щуров, В. И. Техника и технология добычи нефти [Текст]: учебник для вузов / В. И. Щуров. М.: Недра, 1983. 510 с.
  96.  Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти [Текст]: учеб. пособие для техникумов / А. М. Юрчук. – М.: Недра, 1974. 319 с. 
  97.  Янин, А. Н. Оценка влияния массового применения ОРЗ на нефтеотдачу многопластового низкопроницаемого объекта [Текст] / А. Н. Янин, А. В. Барышников, О. А. Кофанов, Я. А. Трухан // Бурение и нефть. 2011. № 5. С. 46-49.
  98.  Янин, А. Н. Технико-экономическая эффективность одновременно-раздельной закачки воды на Южной лицензионной территории Приобского месторождения [Текст] / А. Н. Янин, К. Е. Янин, А. В. Барышников // Нефтяное хозяйство. 2011. № 12. С. 41-43.
  99.  Янтурин, Р. А. Одновременно-раздельная эксплуатация более двух-трех пластов при заводнении [Текст] / Р. А. Янтурин, Ш. Г. Шаисламов, А. Ш. Янтурин // Бурение и нефть. 2008. № 7. С. 33-35.
  100.  Яртиев, А. Ф. Эффективность применения ОРЭ-технологий на объектах ОАО «Татнефть» [Текст] / А. Ф. Яртиев // Нефть, газ и бизнес. – 2009. – № 7/8. – С. 83-85.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

16793. КОНЪЮНКТУРА РЫНКА ЗОЛОТА РОССИИ 231 KB
  КОНЪЮНКТУРА РЫНКА ЗОЛОТА РОССИИ Конъюнктура рынка золота как и любого другого товара определяется соотношением предложения и спроса на него в разных сферах экономики. Объемы поступления золота зависят от уровня развития золотодобывающей промышленности а тот в сво...
16794. Математический способ повышения представительности геофизического опробования золотосодержащих руд 63.5 KB
  УДК 622 Математический способ повышения представительности геофизического опробования золотосодержащих рудФедянин С.Н. зам. главного геофизика НГМК канд. техн. наук; Нерущенко Е.В. главный геофизик Северного рудоуправления НГМК; Коробов В.А. геолог ОМГТП НГМК В НГМК
16795. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ по применению Классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых 620 KB
  МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ по применению Классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых Золото рудное Москва 2007 Разработаны Федеральным государственным учреждением Государственная
16796. Минералогические предпосылки и предварительные результаты гравитационного обогащения забалансовых руд месторождения Мурунтау 56 KB
  Минералогические предпосылки и предварительные результаты гравитационного обогащения забалансовых руд месторождения МурунтауКустова Л.А. начальник ЦЗЛ ГМЗ2 Центрального рудоуправления НГМК Черкасов В.Ю. главный инженер ГМЗ2 Центрального рудоуправления НГМК К нас
16797. Теория экономического анализа 499.58 KB
  В процессе изучения дисциплины «Теория экономического анализа» студент получает основные представления о методах и способах анализа хозяйственной деятельности предприятий и организаций, познает и оценивает сущность и тенденции развития системы экономических знаний
16798. Минералого-геохимические особенности поведения благородных металлов в условиях разнообразных природных систем 72 KB
  Минералого-геохимические особенности поведения благородных металлов в условиях разнообразных природных систем. К благородным металлам относятся золото и серебро, а также 6 элементов платиновой группы: рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина...
16799. Организация дежурной службы в частях пожарной охраны 53.05 KB
  Цель изучения темы – формирование у обучаемых соответствующей современным требованиям и нормам степени подготовленности, необходимых знаний, умений и навыков в области организации и несения службы в частях пожарной охраны и обеспечения пожарной безопасности.
16800. Минерально-сырьевой потенциал платиновых металлов России на пороге XXI века 316 KB
  Минеральносырьевой потенциал платиновых металлов России на пороге XXI века Н.М.Чернышов Д.А.Додин Воронежский государственный университет г.Воронеж ВНИИ Океангеология г.СанктПетербург Аннотация Предложена оригинальная классификация платиноидных ме
16801. Намывные россыпи как новый источник получения золота и платины 80 KB
  Намывные россыпи как новый источник получения золота и платины От редакции бюлл. Золотодобыча. Новое как известно часто является хорошо забытым старым. Нижеприведенная статья по мелкому золоту написана в 1932 году но мы уверены что она с интересом будет прочитана и сег...