авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Повышение эффективности интенсификации выработки остаточных запасов нефти с рациональным использованием пробуренного фонда скважин

-- [ Страница 2 ] --

 Динамика бурения новых скважин эксплуатационного фонда-3

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

 Распределение скважин эксплуатационного фонда Михайловско-Коханского-4

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

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

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

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

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

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

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

 Блок-схема имитационной модели системы обслуживания ремонтов скважин-7

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

Продолжение рисунка 5.

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

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

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

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

 Зависимость динамики длины очереди заявок на ремонт скважин от числа-10

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 Зависимость эффективности эксплуатации добывающих скважин от их дебита по-11

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 Распределение существующего добывающего фонда (ед.) по объемам-12

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

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

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

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

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

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

 Распределение существующих добывающих скважин по среднему уровню-13

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

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

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

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

 Сопоставление требуемых и реализуемых темпов выработки запасов-14

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

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

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

Основные выводы

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

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



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.