Емельянова Дарья Андреевна

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Emelyanova Daria Andreevna

METHODS OF INCREASING THE PRODUCTION OF RESERVES

Today, most of the oil fields in Western Siberia are at the final stage of

development, the project fund is fully implemented, and the water cut of the

extracted products is high.

Given the low oil prices, the operation of high-water objects is currently

ineffective for the subsoil user, and various geological and technical measures aimed

at reducing water cut are expensive.

In

order

to

maintain

oil

production

and

maintain

a

well stock

at

the

Solkinskoye

field, various geological and

technical measures are carried out

annually, some of which are aimed at transferring wells that have fulfilled their

design purpose to other facilities (33 measures) and sidetracking during well

overhaul (117 events).

Key words: methods of increasing oil recovery, surface-active substances,

recoverable reserves, secondary and tertiary methods, physicochemical methods, gas

methods, thermal methods.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ НА ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ

ОБЪЕКТА СОЛКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ:

На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений Западной

Сибири

находятся

на

завершающей стадии

разработки,

проектный

фонд

полностью реализован, обводненность добываемой продукции высокая.

С

учетом

низких

цен

на

нефть

эксплуатация

высокобводненных

объектов

в

настоящее

время

является

малоэффективной

для

недропользователя,

а

проведение

различных

геолого-технических

мероприятий, направленных на снижение обводненности дорогостоящими.

С целью поддержания добычи нефти и сохранения фонда скважин на

Солкинском

месторождении

ежегодно

проводятся

различные

геолого-

технические мероприятия, часть из которых направленна на перевод скважин,

выполнивших

свое

проектное

назначение,

на

другие

объекты

(33

мероприятия) и зарезку боковых стволов при капитальном ремонте скважин

(117 мероприятий) [1]. Объем проводимых геолого-технических мероприятий

не

компенсирует

ежегодное

выбытие

скважин

в

неработающий

фонд.

Поэтому, с целью замедления темпа роста неработающего фонда предлагается

запуск в эксплуатацию после длительного простоя.

Во

время

простоя

скважины

происходит

перераспределение

фильтрационных

потоков

в

пласте,

при

этом

значительно

уменьшается

количество воды, добываемой попутно с нефтью [2].

После длительного простоя скважина запускается в работу, при этом

наблюдается

снижение

обводненности

добываемой

продукции,

а

также

увеличение дебита нефти [3].

При

анализе

неработающего

фонда

скважин

Солкинского

месторождения всего было рассмотрено 28 скважин, повторно запущенных в

эксплуатацию после длительного простоя, по которым средний входной дебит

увеличился на 2.6 т/сутки, а обводненность добываемой продукции снизилась

на 5%.

По эксплуатационному объекту АС8 проанализировано 14 скважин,

повторно запущенных в эксплуатацию [4]. Скважины были остановлены по

причине

экономической

нерентабельности,

с

предельными

показателями

обводненности и дебитом нефти менее 0.5 т/сутки. Остановка скважин в

среднем по объекту составила от 3 до 10 лет [5].

По эксплуатационному объекту БС1 проанализировано 17 скважин,

повторно

запущенных

в

эксплуатацию.

Скважины

были

остановлены по

причине

экономической

нерентабельности,

с

предельными

показателями

обводненности и дебитом нефти менее 0.5 т/сутки. Остановка скважин в

среднем по объекту составила от 5 до 15 лет.

По

эксплуатационному

объекту

АЧ5

проанализировано

5

скважин,

повторно

запущенных

в

эксплуатацию.

Скважины

были

остановлены по

причине

экономической

нерентабельности,

с

предельными

показателями

обводненности и дебитом нефти менее 0.5 т/сутки. Остановка скважин в

среднем по объекту составила от 4 до 9 лет.

Были

выявлены

следующие

критерии

подбора

первоочередных

–

скважин кандидатов для запуска в работу [6]:

1.

Наличие остаточных извлекаемых запасов нефти в пласте;

2.

Период

остановки

более

двух

лет,

с

целью

восстановления

гидродинамического равновесия в пласте;

3.

Выбытие

соседних

скважин

за

время

простоя/остановка

окружающих скважин на момент запуска;

4.

Снижение воздействия соседних нагнетательных скважин.

Следуя данным критериям, было подобрано 30 первоочередных скважин

– кандидатов на Патуровском месторождении для запуска в работу после

длительного простоя.

В 2019 году прогнозируется увеличение неработающего фонда до 850

скважин.

Эксплуатация

высокообводненных

и

малодебитных

скважин

ухудшает

экономические

показатели

эксплуатации

объектов

и

является

малоэффективной для недропользователя, а применение мероприятий, таких

как запуск скважин в эксплуатацию после длительного простоя, на объектах,

находящихся

на

поздней

стадии

разработки,

позволяет

сократить

рост

неработающего фонда скважин, снизить обводненность и увеличить дебит

нефти,

улучшить

технологические

показатели

работы

участков,

не

дает

возможности

вернуться

к

уже

достигнутым

ранее

показателям

после

первичного воздействия [7].

С

учетом

выполнения

всех

критериев

по

отбору

первоочередных

скважин

кандиатов

ожидается

снижение

обводненности

добываемой

продукции как по объекту, так и по месторождения в целом.

Многочисленные

исследования

подтверждают:

чем

позднее

будет

осуществляться корректировка

системы

разработки

методами

увеличения

нефтеотдачи

пластов,

тем

ниже

промысловые

результаты.

При

этом

необратимо

ухудшаются

не

только

текущие

технико-экономические

показатели,

но

и

снижается

экономически

оправданная

нефтеотдача

по

сравнению

с

потенциально

достигаемой

при

использовании

новых

технологий. Для этого в первую очередь необходимо определить участки

пласта, характеризующиеся устойчивой тенденцией снижения добычи нефти

и роста обводненности добываемой продукции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.

Андронов

Ю.В.,

Стрекалов

А.В.

“Исследование

применения

ансамблей

нейронных

сетей

для

повышения

качества

решения

задач

регрессии”. Нефтегазовое дело. 2015. 13(1), С. 50-55.

2.

Иванов

А.В.,

Стратов

В.Д.,

Стрекалов

А.В.

“Оптимизация

технологических

режимов

добычи

газоконденсата

на

Бованенковском

месторождении”. Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1.

3.

Андронов

Ю.В.,

Мельников

В.Н.,

Стрекалов

А.В.

“Оценка

прогнозирующих способностей многослойного персептрона с различными

функциями

активации

и

алгоритмами

обучения”.

Геология,

геофизика

и

разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№9, – С. 18-20.

4. Морозов В.Ю., Стрекалов А.В. “Технология регулирования систем

поддержания

пластового

давления

нефтяных

промыслов

(монография)”.

Санкт-Петербург Недра. 2014.

5. А.В. Стрекалов, А.В. Саранча. “Результаты применения моделей

вычислительного комплекса немезида-гидрасим на пластах Ван-Еганского

месторождения”. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2016. №

1. С. 74-85.

6.

Стрекалов

А.В.,

Хусаинов

А.Т.,

Грачев

С.И.

“Стохастико-

аналитическая модель гидросистемы продуктивных пластов для исследования

проводимостей между скважинами”. Научно-технический журнал «Известия

вузов. Нефть и газ». 2016. №.4-С.37-44.

7. Стрекалов А.В., Саранча А.В. “Применение нелинейных законов

фильтрации природных поровых коллекторов в гидродинамических моделях”.

Фундаментальные исследования. № 11/2015. Часть 6. 1114–1119 c.

8.

Грачев

C.И.,

Cтрекалов

А.В.,

Cаранча

А.В.

“Особенности

моделирования

трещинопоровых

коллекторов

в

свете

фундаментальных

проблем гидромеханики сложных систем”. Фундаментальные исследования.

№ 4 (часть 1) 2016, стр. 23-27.

9. Глумов Д.Н., Стрекалов А.В. “Критерии оценки и развития режима

течения многофазной системы для численных гидродинамических моделей”.

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. No 6. с 117–197.