1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ

Д.А. Березовский, М.И. Батыров

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент О.В. Савенок Кубанский государственный технологический университет

В состоянии истощения эксплуатация газовых месторождений требует применения новых подходов научно-технического, технологического, методического

иуправленческого характера. Месторождения на завершающей стадии работают в условиях ограничений – технологических и технических, экономических и экологических. В качестве объекта исследования рассмотрены месторождения Краснодарского края, по которым в ходе их длительной эксплуатации накоплен обширный

иуникальный материал.

Ключевые слова: газовые месторождения, завершающая стадия эксплуатации, осложнения при эксплуатации, период падающей добычи, прогнозирование осложнений, факторы осложнения добычи, поздняя стадия разработки.

На основе обобщения современных методов и технологий, принимаемых на завершающей стадии, можно сделать следующие заключения:

–современные методы и технологии, применяемые на завершающей стадии эксплуатации, обусловлены осложнениями добычи (обводнение залежи; образование зон защемленных объемов газа вследствие неравномерности отработки залежи; образование гидратов; деградация и разрушение призабойной зоны; пескопроявления; моральный и физический износ промыслового оборудования; рост доли эродированного оборудования в устьевой обвязке; снижение эффективности промысловой обработки добываемого газа);

–совокупность методов и технологий, применяемые на завершающей стадии эксплуатации, и совокупность осложнений добычи в терминах сложной системы и системной методологии [1–4] могут рассматриваться как подсистемы технически сложной структуры (рис. 1);

–уровень проработанности методов и технологий по различным видам осложнений неодинаков, при этом причины возникновения осложнений мало изучены;

–комплексные решения и технологии на завершающей стадии эксплуатации как способ управления двумя или несколькими осложнениями мало исследованы

ине систематизированы.

Одна из ключевых задач статьи – прогнозирование состояния пород-коллек- торов газовых месторождений на завершающей стадии в условиях появления факторов осложнения добычи. Можно отметить, что указанная задача может быть решена с использованием системной методологии и теории сложных систем.

Рассмотрим особенности разработки месторождений Краснодарского края с точки зрения характера осложнений добычи и методов управления ими.

211

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. Уровни иерархии системы экспуатации месторождения на завершающей стадии в условиях проявлений осложнений

Висследовании П.П. Макаренко [5] показано, что к особенностям разработки месторождений Краснодарского края относятся отсутствие периода постоянной добычи газа, что обусловлено интенсивным отбором газа с начала ввода месторождения в эксплуатацию и к моменту достижения максимальных отборов по месторождениям из них уже было извлечено более 50 % первоначальных запасов газа.

Втом же источнике в качестве причин основных осложнений при эксплуатации и ремонте скважин на поздней стадии разработки названы такие факторы:

– прекращение фонтанирования скважин из-за скопления жидкости на забое

ив лифтовых колоннах;

–снижение продуктивной характеристики скважин после ремонтных работ из-за насыщения призабойной зоны промывочной жидкостью;

–ухудшение условий сепарации и подготовки газа в результате снижения пластовой энергии газа;

–снижение эффективности защиты оборудования скважин от углекислотной коррозии из-за низких скоростей восходящего потока газа;

–создание неблагоприятных условий для окружающей среды в результате увеличения объемов добычи и повышения степени загрязнения пластовых вод.

Общая тенденция для многих месторождений Краснодарского края – понижательная динамика дебитов газа, водогазового фактора (рис. 2).

212

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 2. Динамика фонда добывающих скважин, их дебитов и изменение ВГФ

сначала разработки залежи Пригибского поднятия

Втечение 1999–2002 гг. средний дебит газа находился в пределах от 32,0 до 49,1 тыс. м3/сут. С 2003 г. наблюдается снижение среднего дебита газа (с 38,4 до 22,3 тыс. м3/сут) при одновременном увеличении водогазового фактора (с 0,41 до 2,19 г/м3). Это обусловлено активизацией пластовых вод и приближением газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин. Обводнение скважин происходит соответственно их расположению на площади газоносности. После 2003 г.

ВГФ закономерно увеличивается и достигает своего максимального значения в 2005 году – 6,0 г/м3. За период 2006–2010 гг. средний дебит по газу изменялся в пределах от 11,8 до 16,4 тыс. м3/сут, ВГФ – от 0,02 до 2,4 г/м3. В 2011 г. произошло резкое снижение дебита по газу с 16,4 до 7,0 тыс. м3/сут.

На основе обобщения данных можно заключить следующие:

–по мере истощения месторождений динамика основных показателей разработки (дебита, пластового давления и др.) приобретает характер быстрого падения;

–наряду с отрицательной динамикой осложнений отмечается нарастание комплексного характера затруднений добычи, когда действуют одновременно два или более осложнений;

–сочетание отрицательной динамики осложнений и комплексного характера затруднений требует быстрого реагирования в плане адекватных технологических

иуправленческих решений;

–вышеизложенное актуализирует задачу прогнозирования стадий активизации осложнений.

Таким образом, адекватные технологические и управленческие решения по управлению месторождениями в стадии активизации осложнений представляют

213

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

собой качественно иной уровень требований управления добычей, чем в случае неистощенных месторождений.

Дополнительные ограничения на комплексные системные технологии накладывают факторы экономического и экологического характера.

При этом возникает задача выработки качественных и количественных критериев оценки экономических и экологических факторов как ограничителей при выборе эффективных комплексных технологий.

Список литературы

1.Афанасьева О.В., Голик Е.С., Первухин Д.А. Теория и практика моделирования сложных систем: учеб. пособие. – СПб., 2005. – 131 с.

2.Волкова В.Н., Денисов А.А. Основы теории систем и системного анализа: учебник для вузов. – 3-е изд. – СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2003.

3.Сурмин Ю.П. Теория систем и системный анализ: учеб. пособие; Межрегион. акад. управления персоналом. – Киев, 2003. – 368 с.

4.Схиртладзе А.Г., Уколов М.С., Скворцов А.В. Надежность и диагностика технологических систем: учебник; под ред. А.Г. Схиртладзе. – М.: Новое знание,

2008. – 518 с.

5. Макаренко П.П. Комплекс технологических и технических решений по рациональному использованию производственных мощностей газодобывающего региона в условиях истощения запасов газа: дис. … д-ра техн. наук: 05.15.06. –

М., 1997. – 45 с.

214

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ И РАЗРАБОТКА ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

В.А. Бондаренко, Е.К. Гюлумян

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент О.В. Савенок Кубанский государственный технологический университет

Постановка и решение задач снижения пескопроявлений для месторождений Краснодарского края представляет большой интерес как с научной, так и с практической точки зрения в связи с завершающим этапом их разработки. Актуальность настоящего исследования в значительной степени связана с недостаточной проработанностью вопросов деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород, а также с отсутствием аналитических подходов к прогнозу пескопроявления.

Ключевые слова: пескопроявления, эксплуатация скважин, способы борьбы с пескопроявлением, факторы пескопроявлений, деформационно-пространственная нестабильность песчаников, физическая модель песчаника.

Существует ряд методов и технологий управления осложнениями, обусловленными пескопроявлениями.

В [1] отмечено, что крепление песчаников призабойной зоны пласта является наиболее рациональным способом борьбы с пескопроявлением. Для этого на практике применяют химические, физико-химические, механические способы и их комбинации. Ниже приведена классификация современных способов борьбы с выносом песка из продуктивных пластов (рис. 1).

Рис. 1. Способы борьбы с пескопроявлением в добывающих скважинах

215

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Механические методы наиболее просты и доступны, и поэтому получили наибольшее распространение. К ним относится оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различных конструкций.

Химические методы основаны на искусственном закреплении горных пород различными вяжущими веществами (в основном полимерного типа). Работы в этом направлении в нашей стране были начаты еще в 1948 г. на Бакинских промыслах, но наибольшее развитие они получили в Краснодарском крае.

К физико-химическим также относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойной зоне в результате ее полимеризации.

В [2] описан опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края. Прослежена взаимосвязь между осложнениями при эксплуатации скважин, вызванных пескопроявлениями, и методами борьбы с указанными осложнениями. Так, показано, что основным методом крепления призабойной зоны пласта до 2006 года являлся намыв песчано-гравийного фильтра фракцией 0,8–1,2 мм с последующим оборудованием забоев эксплуатационных скважин противопесочными проволочными фильтрами (ППФ). Эта технология показала высокую эффективность при эксплуатации скважин, позволила увеличить отборы жидкости более 100 тонн/сут.

Однако с увеличением скорости подъема нефтяного слоя из-за разработки одновременно нефтяной залежи и газовой шапки приходилось периодически (до двух раз в год) осуществлять перенос фильтра вверх, вслед за нефтяным слоем. Следующий интервал перфорации попадал в интервал размещения пакера ППФ. Поэтому требовалось извлечение противопесочного фильтра, приводящее к трудоемким и дорогостоящим работам по ликвидации его прихвата и последующим работам по установке нового ППФ.

В связи с этим стали использовать технологию крепления ПЗП с использованием полимеризированного проппанта в зависимости от остаточной толщины нефтенасыщенного слоя.

Основные шаги по выбору технологии заканчивания скважин:

1)корректный отбор керна и представительный анализ на гранулометрию;

2)выбор типа технологии (оборудования) и его характеристик;

3)оценка продуктивности скважины;

4)оценка влияния технологии заканчивания на продуктивность и работу скважины;

5)оценка рисков;

6)расчет экономической эффективности применения технологии.

Можно заметить, что исследований размеров частиц песка явно мало для описания характеристик пород-коллекторов.

К числу эффективных методов борьбы с пескопроявлениями относятся такие методы, как увеличение площади дренирования, снижение депрессии на пласт и использование механического экрана [3] (рис. 2).

216

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 2. Способы борьбы с пескопроявлениями

В [4] показано, что пескопроявление происходит в результате фильтрационномеханической деформации пород. Установлены критические скорости фильтрации и аналитическая зависимость, связывающая забойное давление с устойчивостью пород призабойной зоны. Разработана методика прогнозирования состояния призабойной зоны пескопроявляющих скважин и классификация их в зависимости от степени выработанности призабойной зоны.

Подводя итог рассмотрения вопросов классификации методов борьбы с пескопроявлениями, можно отметить следующее:

–представленные методы преимущественно связаны со способами минимизации последствий выноса песка, а не с предупреждением наступления этого процесса;

–не уделяется достаточного внимания исследованию таких вопросов, как исследование характеристик пород-коллекторов и методов прогнозирования пескопроявления, а также эффективного технологического управления наступившего пескопроявления в зависимости от стадии выноса песка.

На основании рассмотренных данных можно сделать принципиальный вывод

отом, что причины пескопроявления проработаны пока еще в ограниченном порядке, и остаются нерешенными вопросы исследования механизмов разрушения пород-коллекторов. В связи с этим представляется актуальной задача разработки моделей пород-коллекторов в той степени, которая позволит предсказывать разрушение пород-коллекторов.

Эта задача имеет комплексный характер и объединяет такие подходы как механика твердого тела, грунтоведение [5], механика сплошной среды, материаловедение, физическая химия, гидрогеология и др.

Нами разработана статистическая модель деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород.

Принцип создания статистической модели деформационно-пространствен- ной нестабильности и разрушения песчанистых пород состоит в подходе к описанию породы-грунта как системы несовершенств (дефектов). Дефекты могут иметь

217

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

разную природу и качество, а также степень влияния на деформационнопространственную нестабильность и характер разрушения породы. На определенном этапе формирования дефекты приобретают такой масштаб и характер, что разрушение породы становится высоко вероятным.

Список литературы

1.Тананыхин Д.С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом: автореф. дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2013.

2.Бондаренко В.А., Климовец В.Н., Щетников В.И., Сухляев А.О., Долгов С.В., Шостак А.В. Опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края // Строи-

тельство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2013. – № 6. –

С. 17–21.

3.Материалы совещания по рассмотрению результативности геологотехнических мероприятий на фонде скважин ОАО «Газпром». – Кисловодск, 02–06 апреля 2012 г. / ОАО «СевКавНИПИгаз». – Кисловодск, 2012.

4.Везиров А.Р. Повышение эффективности гравийных фильтров в борьбе

спескопроявлением в нефтяных скважинах: автореф. дис. … канд. техн. наук. –

Баку, 1984.

5.Вознесенский Е.А. Поведение грунтов при динамических нагрузках. – М.:

Изд-во МГУ, 1997. – 288 с.

218

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ПРИМЕНЕНИЕ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НА ПРИМЕРЕ

ЗАЛЕЖИ № 15 РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ЛЕНИНОГОРСКНЕФТЬ»

Р.Р. Вафин

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент Е.В. Леванова Альметьевский государственный нефтяной институт

Проведен расчет технологической эффективности применения БС и БГС по методу прямого счета и по характеристикам вытеснения. Для расчета были выбраны участки, на которых в течение года не применялись никакие ГТМ.

Ключевые слова: добывающая скважина, поздняя стадия разработки, нерентабельный фонд скважин, боковые горизонтальные стволы, эффективность.

На поздней стадии разработки месторождений современные рыночные условия требуют от нефтяных компании принятия мер для обеспечения высокой эффективности капиталовложений в строительство и эксплуатацию скважин с целью увеличения дебитов, снижения затрат на бурение и обустройство месторождений.

Всвязи с этим большое внимание уделяется восстановлению старого фонда скважин, выбывших из эксплуатации по техническим или геологическим причинам. При этом важную роль играют строительство и эксплуатация скважин сложной конструкции.

Впоследние годы в связи с прогрессом в бурении скважин стали широко применяться методы повышения эффективности работы старого их фонда. К одному из этих методов относится бурение боковых и боковых горизонтальных стволов (БС и БГС).

Данный метод позволяет существенно (в 2–10 раз) повысить дебиты скважин при сравнительно меньших затратах, чем на бурение новых скважин. Помимо экономического эффекта КРС бурением БС и БГС сокращает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду [1].

Это направление наиболее перспективно для старых нефтедобывающих районов, к которым относится и Татарстан. Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ОАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда добывающих скважин, и потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40 %, чем бурение новых скважин.

Вусловиях острого дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения пластов. Для его развития имеются все необходимые условия: большой фонд пробуренных скважин, отработанность основных пластов в пробуренном фонде скважин, наличие большого числа невыработанных пластов в основном эксплуатационном объекте, особенно в вышележащих отложениях.

219

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на восстановление скважин методом бурения БС и БГС значительно ниже аналогичных показателей бурения новых скважин за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения [2].

Использование нерентабельных, простаивающих и аварийных скважин бурением боковых и боковых горизонтальных стволов позволяет:

–восстановить бездействующие, нерентабельные, аварийные скважины;

–вскрыть и подключить к разработке оставшиеся целики, тупиковые зоны, пропущенные нефтяные пласты и др.;

–повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения площади дренирования;

–сократить затраты времени и материальных средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и ППД;

Особо следует остановиться на результатах бурения боковых горизонталь-

ных стволов в старых скважинах. На залежи № 15 НГДУ «Лениногорскнефть» в скважинах 6309Б и 16919 была успешно осуществлена вырезка «окна» и проводка по песчанику С1bb. Первоначальный дебит скважин составлял 1,5 т/сут и 0,6 т/сут жидкости соответственно, и при обводненности – 86 % и 96,1 %. После освоения горизонтальных участков дебиты составили: 6309Б – 11 т/сут при обводненности 6 %, 16919 – 12 т/сут при обводненности 16 %.

Также следует отметить, что в результате проведения данного вида ГТМ средний прирост дебита нефти по рассматриваемым скважинам увеличился более чем в 8 раз (10,4 т/сут против 1,2 т/сут).

При выборе скважин, подлежащих восстановлению боковыми стволами, должна быть произведена геологическая, экономическая и техническая оценка этих работ с учетом:

–потенциальной величины извлекаемого запаса (запасы нефти на скважину должны быть рентабельны) и минимального начального дебита бокового ствола;

–технического состояния скважины и затрат на ее восстановление, (текущей характеристики скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления);

–целесообразности строительства бокового ствола исходя из фактического пространственного положения ствола скважины.

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

–профиль проектного бокового ствола должен минимизировать затраты на его проводку с учетом требований его дальнейшей эксплуатации и технической возможности ее реализации имеющимися техническими средствами. Величина отхода от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя ограничивается техническими характеристиками буровой установки, инструмента и глубиной забуривания;

–траектория бокового ствола должна исключать вероятность пересечения

ссуществующими и проектными стволами соседних скважин;

–поиск вариантов использования нерентабельных и бездействующих скважин для бурения боковых стволов, необходимо осуществлять с использованием автоматизированных программ.

220