На сегодняшний день большое количество месторождений Узбекистана находятся в заключительной стадии разработки. Данный этап характеризуется стремительным ростом обводненности, уменьшением объема нефти в добываемой жидкости и выбытием скважин из фонда добывающих, “пополняя” фонд ликвидированных. Для борьбы со сложившейся ситуацией проводятся геолого-технические мероприятия (ГТМ), которые в свою очередь требуют определенных материальных затрат. Однако не все ГТМ приводят к ожидаемому положительному результату. Необходимо отметить, что надо правильно оценивать ожидаемый эффект не только после, но и до проведения мероприятия, или выражаясь по-другому, нужно реальное обоснование целесообразности применения технологий методов увеличения нефти (МУН).
Дизайн любого мероприятия должен включать в себя проведение прогнозных расчетов, и для этого должны быть определенные технологические или экономические показатели. Для приближенной оценки технологической эффективности, рентабельности и совокупности затрат, в случае целесообразности проведения МУН, надо принимать решение о дальнейшей стратегии разработки месторождения.
Также необходимо понимать, что экономический эффект от конкретного ГТМ будет заключаться не только в дополнительной добыче нефти, но и в снижении добычи воды, снижении затрат на сбор и подготовку продукции.
С целью оценки применения МУН на примере месторождения Северный Уртабулак был произведен анализ эффективности применённых методов увеличения нефтеотдачи пластов [1–4].
С июня 2006 г. месторождение Северный Уртабулак разрабатывается системой газлифтных скважин. Переход с глубинно-насосной эксплуатации на газлифтную существенно увеличил добычу нефти, в связи с увеличением коэффициента эксплуатации скважин, а также более полным выносом жидкости со скважин по сравнению с насосным способом. Рабочий агент (свободный газ) подается с месторождения Южный Кемачи, в объеме 24 млн.м 3 в год без предварительной подготовки.
Первоначально на месторождении были подключены 9 газлифтных скважин (№ 4, 43, 48, 86, 101, 103, 110, 112, 113). На 01.01.2019 г. количество газлифтных скважин составило 8 ед. (№ 3, 11, 86, 93, 95, 108, 121, 122), а ранее для газлифтной эксплуатации были использованы также скважины № 47, 69, 82, 92, 96, 97, 99, 100, 104, 105, 109, 111, 114. Динамика изменения и распределения действующего фонда скважин по способу эксплуатации представлены на рис. 1.
Рис. 1. Динамика изменения и распределение действующего фонда скважин по способу эксплуатации
Авторам данной работы были сопоставлены среднесуточные дебиты одной скважины месторождения Северный Уртабулак в зависимости от способа эксплуатации. На 01.01.2019 г. среднесуточный дебит одной газлифтной скважины (3,3 т/сут) меньше среднесуточного дебита скважины (составила 3,9 т/сут) работающей механизированным способом.
На сегодняшний день эффективность использования системы газлифта низка. Одним из решений увеличения эффективности является переход на механизированную добычу.
В настоящее время месторождение Северный Уртабулак находится в поздней стадии разработки. По состоянию 01.01.2018 г. из месторождения добыто 39,5 % утвержденных извлекаемых запасов. Средняя обводненность продукции скважин достигло 91,7 %, фонд эксплуатационных скважин составляет 55 ед. (25 ед. скважин газлифт, 30 ед. скважин механизированный способ эксплуатации).
Аналогичная ситуация наблюдается и на месторождение Крук которая разрабатывается системой газлифтных скважин с апреля 2006 г. Переход с глубинно-насосной эксплуатации на газлифтную существенно увеличил добычу нефти, в связи с увеличением коэффициента эксплуатации скважин, а также более полным выносом жидкости со скважин по сравнению с насосным способом. Рабочий агент (свободный газ) подается с месторождения Южный Кемачи. Закачка газа осуществляется через НКТ, т. е. обратная закачка газа, что в свою очередь экономит расход рабочего агента
Первоначально на месторождении было подключено 10 газлифтных скважин. На 01.01.2018 г. количество газлифтных скважин составляет 25 ед. Динамика изменения и распределение действующего фонда скважин по способу эксплуатации представлены на рис. 2.
Газ на месторождение Крук подается в объеме 54763 тыс. м 3 /год с месторождения Южный Кемачи, без предварительной подготовки.
Рис. 2. Динамика изменения и распределение действующего фонда скважин по способу эксплуатации
В табл. 1 приведены данные среднесуточных дебитов одной средней скважины месторождения Крук в зависимости от способа эксплуатации. Как видно из таблицы среднесуточный дебит одной средней газлифтной скважины меньше среднесуточного дебита средней скважины работающей механизированным способом.
Таблица 1
Среднесуточный дебит одной скважины месторождения Крук в зависимости от способа эксплуатации
|
№ |
Механизированный способ эксплуатации |
Средний суточный дебит одной скважины, т/сут |
Газлифтный способ эксплуатации |
Средний суточный дебит одной скважины, т/сут |
Общий фонд добывающих скважин |
|
2007 |
25,0 |
6,1 |
26,0 |
23,3 |
56,0 |
|
2008 |
27,0 |
24,8 |
20,0 |
22,4 |
50,0 |
|
2009 |
25,0 |
6,2 |
46,0 |
16,5 |
72,0 |
|
2010 |
21,0 |
4,9 |
52,0 |
13,0 |
74,0 |
|
2011 |
11,0 |
3,7 |
59,0 |
10,0 |
70,0 |
|
2012 |
18,0 |
2,4 |
47,0 |
5,3 |
65,0 |
|
2013 |
19,0 |
2,7 |
46,0 |
4,5 |
65,0 |
|
2014 |
42,0 |
2,8 |
20,0 |
3,2 |
62,0 |
|
2015 |
45,0 |
3,0 |
16,0 |
1,2 |
61,0 |
|
2016 |
35,0 |
3,3 |
17,0 |
2,0 |
52,0 |
|
2017 |
30,0 |
3,4 |
25,0 |
2,4 |
55,0 |
На сегодняшний день эффективность использования системы газлифта низка. В связи с этим, одним из решений увеличения эффективности является перевод газлифтной скважины на механизированную добычу.
Из вышеизложенного можно заключить, что после проведения ГТМ начальные (амплитудные) дебиты по нефти значительно выше ранее наблюдаемых, и вместе с этим скважины вступают в эксплуатацию с более низкой обводненностью, что в совокупности увеличивает величину конечного значения КИН, и, соответственно, повышает эффективность процесса разработки на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Увеличение фонда скважин на месторождении за счет бурения новых и восстановления из фонда с боковой зарезкой может обеспечить прирост добывных возможностей в целом по месторождению, что обеспечит дальнейшую рентабельную добычу нефти в завершающей стадии разработки, что является основным способом до извлечения остаточных запасов.
Литература:
- Технологическая схема разработки месторождения Северный Уртабулак. Отчет о НИР/АО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Ирматов Э. К. — Ташкент, 1977 г.
- Проект доразработки месторождения Северный Уртабулак Отчет о НИР/АО «УзЛИТИнефтгаз»; Холодов А. — Ташкент, 2019 г.
- Методическое руководство по расчету коэффициента извлечения нефти из недр. РД 39–0147035–214–86. — М.: Миннефтепром, 1986. — 253 с.
- Проект пробной эксплуатации месторождения Крук: Отчет о НИР/ОАО «УзЛИТИнефтгаз»; Ирматов Э. К. — Ташкент, 1986.
- Проект доразработки месторождения Крук: Отчет о НИР/ОАО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Холодов А. — Ташкент, 2020.
