Гтм что это значит в нефтянке
Все о нефти
Геолого-технические мероприятия (ГТМ)
Что это такое и зачем они нужны?
Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.
Геолого-технические мероприятия отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате реализации этих мероприятий предприятия, как правило, получают прирост добычи нефти. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие – к прочим ремонтам каждая нефтедобывающая компания определяет самостоятельно.
Вообще говоря, все работы в скважине подразделяется на капитальный и подземный (текущий) ремонты, при этом
к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;
к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.
В большинстве случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин. Хотя в некоторых компаниях определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ (например, смена скважинного насоса с меньшей производительностью на насос с большей производительностью).
Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на каждом нефтяном месторождении – одна из основных задач геологической службы предприятия. Как правило, мероприятия ГТМ планируются ежегодно при подготовке бизнес-плана нефтедобывающего предприятия. А впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются.
Какие мероприятия нефтедобывающие предприятия обычно относят к ГТМ?
Хотя каждая нефтедобывающая компания имеет собственные стандарты по отнесению к ГТМ тех или иных мероприятий, проводимых на скважине, тем не менее, обычно к ГТМ относятся следующие виды:
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Обработки призабойной зоны (ОПЗ)
Перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ)
Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой.
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ)
По Правилам охраны недр следует вести раздельный учет продукции по каждому объекту разработки. Это необходимо для того, чтобы можно было отследить выработку запасов по каждому объекту и оценить достигнутый КИН. Если нижележащий продуктивный горизонт далек от истощения, а выше него существует еще один нефтенасыщенный пласт, выделенный в отдельный объект разработки, то применяют специальное оборудование, позволяющее в одной скважине одновременно эксплуатировать разные объекты разработки с раздельным учетом продукции по каждому объекту. Внедрение системы ОРЭ часто выделяют в отдельный вид ГТМ.
Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов)
Бурение боковых стволов из существующих скважин – эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки.
Ремонтно-изоляционные работы (РИР)
Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.
Помимо перечисленных, существуют и другие виды ГТМ. Например, вывод из бездействия, вывод из консервации, реперфорация, дострел, оптимизация ГНО.
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин. На нагнетательных скважинах проводят работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.
Оценка эффективности ГТМ
Все ГТМ, проведенные на месторождении подлежат учету. По каждому ГТМ прослеживается прирост дебита нефти, дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта (форма для расчета доп. добычи от ГТМ).
Кроме того, все ГТМ, проводимые на скважинах, оцениваются с точки зрения их экономической эффективности. Как правило, каждый вид ГТМ выделяют в отдельный инвестиционный проект. Это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и сравнить ее затем с другими видами. Менее эффективные инвестпроекты при этом можно отложить и перераспределить средства в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестпроектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности:
Термин «ГТМ»
ГТМ – это геолого-технические мероприятия. Геолого-технические мероприятия включают в себя работы, которые проводятся на скважинах для регулирования разработки месторождения, а также поддержания плановых уровней добычи нефти. Благодаря геолого-техническим мероприятиям можно добиться выполнения проектных значений установленных для каждого конкретного месторождения. От всех других мероприятий, ГТМ отличаются тем, что по итогам их получают увеличение объема добываемой нефти. Нефтедобывающие компании сами определяют, какие работы относятся к ГТМ, а какие к другим ремонтам. Так, все работы, проводимые в скважинах можно подразделить на капитальный её ремонт и текущий. Геолого-технические мероприятия – это капитальный ремонт скважины, но иногда и текущие мероприятия могут быть отнесены к ГТМ.
Геолого-технические мероприятия проводят на всех этапах по разработке месторождений. Самые интенсивные из них осуществляются на более поздних этапах. Особенно актуально стоит вопрос по проведению ГТМ на старых месторождениях. На каждом месторождении индивидуально подбираются геолого-технические мероприятия. Они планируются каждый год, а в течение года могут корректироваться и меняться.
К геолого-техническим мероприятиям можно отнести следующие направления:
— ГРП – гидроразрыв пласта;
— ОПЗ – обработка призабойной зоны;
— ПВЛГ – перевод на вышележащий горизонт;
— ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация;
— бурение боковой скважины;
— РИР – ремонтные изоляционные работы.
Кроме того, к геолого-техническим мероприятиям могут быть отнесены и другие работы – реперфорация, вывод из консервации или бездействия и другие мероприятия.
Все проводимые геолого-технические мероприятия обязательно оцениваются путем замера изменения дебита нефти, продолжительности полученного эффекта и и дополнительно полученной нефти. Также оценивается и экономический эффект, полученный в ходе ГТМ. Ведь каждый из таких мероприятий представляет из себя инвестиционный проект. Так, для экономической оценки эффективности геолого-технических мероприятий смотрят индекс доходности, срок окупаемости вложений, дисконтированный полученный доход, внутренняя норма возврата вложений и также дисконтированный поток наличности.
Компании, в новостях которых есть ГТМ: 
Газпромнефть-Хантос, Томскнефть, 
Белкамнефть, ГАЗПРОМ НЕФТЬ
Формирование программ геолого-технических мероприятий с помощью цифровой информационной системы «Подбор ГТМ»
А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., А.Ю. Шеремеев, Р.З. Зулькарниев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
Д.Ю. Колупаев, Н.В. Чебыкин, А.А. Кириллов
(ООО «Газпромнефть-Хантос»)
Ключевые слова: цифровое месторождение, геолого-технические мероприятия (ГТМ), информационные системы, алгоритмы подбора ГТМ, повторный ГРП, зарезка боковых стволов (ЗБС)
Preparation of well intervention programs using the Podbor GTM digital information system
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 2(4), pp. 39-46
A.N. Sitnikov, R.N. Asmandiyarov, A.A. Pustovskikh, A.Yu. Sheremeev, R.Z. Zulkarniev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
D.Yu. Kolupaev, N.V. Chebykin, A.A. Kirillov
Gazpromneft-Khantos LLC, RF, Khanty-Mansijsk
Keywords: Digital oilfield, well interventions, information systems, well intervention selection algorithms, re-fracing, sidetracking
The use of IT technologies to prepare well intervention programs allowed us to automate the initial well selection processes and make the overall work flow efficient and informative with all the work being done in real time through a web resource. The novelty of this project is that the well intervention algorithms and criteria are integrated in the Podbor GTM digital information system as they are developed. The Podbor GTM system designed on a web resource basis allows users to work online. Thanks to this, the well intervention development process is arranged at a much higher quality level: all calculations are made, information is exchanged and the well intervention history is stored in a single IT system. The new level of digital asset development capabilities reached through the implementation of the Podbor GTM system increases the efficiency of well intervention operations at the pilot project which is Priobskoye field (South License Area). In 2016, 100 hydrofracs were performed in excess of the business plan which ensured 131 mt of additional production (+54% to the plan). A new historical record was set, which is the involvement of 11% of the existing wells in hydrofrac operations. It is one of the important factors ensuring the effective production of hydrocarbon reserves and allowing us to operate our wells in view of potential geological conditions and technological capabilities. The estimated economic effect from these additional well interventions is: NPV RUB 1,415,158,000; PI — 27.
введение
Эксплуатация скважин с учетом потенциальных геологических и технологических возможностей – один из важных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов углеводородов. На сегодняшний день самыми эффективными способами интенсификации добычи нефти на базовом фонде являются следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ):
Оперативная оценка потенциала роста добычи нефти с помощью интенсификации скважин позволяет формировать эффективные программы ГТМ, способствующие достижению целевых показателей добычи нефти на активах компании.
В настоящее время добиться высокой результативности в выборе скважин для проведения ГТМ можно с использованием цифровых информационных систем.
В 2014 г. с целью увеличения эффективности ГТМ начались работы по созданию цифровой информационной системы (ИС) «Подбор ГТМ». Была разработана проектная документация, на основе которой создана ИС «Подбор ГТМ». В 2015 г. данная ИС запущена в промышленную эксплуатацию на пилотномпроекте – Приобском месторождении, расположенном на южной лицензионной территории (ЮЛТ). Месторождение является уникальным по величине запасов. В 2016 г. получен бизнес-эффект от внедрения: выявлен существенный потенциал для увеличения числа ГТМ, защищен инвестиционный проект на проведение дополнительных 100 ГРП при плане 160 ГРП. За счет выполнения дополнительных ГРП добыча сверх плана составила 131 тыс. т нефти (54 % к бизнес-плану). Это позволило достичь целевых показателей уровня добычи по месторождению за 2016 г.
Создание нормативно-методологической документации
При создании нормативно-методологической документации (НМД) был учтен лучший опыт компании «Газпром нефть». Проведены интервью со всеми специалистами, задействованными в процессе подбора ГТМ, бенчмаркинг процесса подбора ГТМ в других нефтяных компаниях. По результатам выполненной работы созданы два проектных документа компании:
В рамках внедрения действующих НМД, распространения знаний и повышения компетенции специалистов в компании организован и систематически проводится внутренний курс обучения по указанным документам и навыкам работы в ИС «Подбор ГТМ». За 1 квартал 2017 г. было обучено шесть групп – более 60 специалистов различных дочерних обществ компании.
Создание цифровой ИС «Подбор ГТМ»
Метод решения задач представляет собой основанную на разработанных базовых алгоритмах и задаваемых критериях обработку массива цифровых данных, подбор и расчет ГТМ, включая экономическую эффективность, ранжирование кандидатов и выдачу ориентированного результата – потенциальное число ГТМ и их рейтинг. Были определены следующие цели и задачи:
Цифровые базы данных по скважинам, месторождениям
В настоящее время можно отметить тенденцию к улучшению качества цифровых баз данных, практически не осталось бумажных носителей информации. Созданы службы, контролирующие актуализацию цифровых баз данных в режиме реального времени.
Для подбора ГТМ в ИС «Подбор ГТМ» используются следующие цифровые базы данных.
Карты по геологии и разработке:
Данные по скважинам:
Данные о техническом состоянии скважин:
Вся цифровая информация по мере актуализации интегрируется в ИС «Подбор ГТМ» ответственным пользователем, процесс загрузки информации происходит практически мгновенно на единый сервер, после чего она становится доступной для всех пользователей компании.
Алгоритмы и критерии подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП
Подбор и расчет скважин-кандидатов для проведения ГРП включает пять основных действий:
Алгоритм выбора скважин для проведения повторного ГРП (выявления скважин со снижением продуктивности) включает следующие операции [1, 2].
Пример выбора скважин со снижением продуктивности для проведения ГРП представлен на рис. 1.
Рис. 1. Выявление скважин со снижением продуктивности (ВНС – ввод новых скажин)
Алгоритм выявления скважин с неоптимальной геометрией трещины ГРП следующий.
Рис. 2. Выбор скважин для оптимизации существующей трещины ГРП (условные обозначения те же, что и на рис. 1)
Выбор скважин для интенсификации, где требуется провести первый ГРП или приобщить пласт с ГРП (рис. 3), осуществляется по следующему алгоритму.
Рис. 3. Выбор скважин для интенсификации и приобщения пластов с ГРП (условные обозначения те же, что и на рис. 1)
После того, как определены скважины со снижением продуктивности, скважины, в которых требуется проведение оптимизации геометрии трещины, и скважины, где есть возможность провести интенсификацию (первый ГРП), осуществляется тестирование на критерии применимости ГРП.
По каждой скважине оцениваются критерии применимости ГТМ с присвоением системы рисков. Это позволяет ранжировать скважины-кандидаты для проведения ГТМ.
Завершающим этапом подбора скважин с помощью ИС «Подбор ГТМ» является оценка эффективности ГТМ, которая включает:
Алгоритмы и критерии подбора скважин для ЗБС, ЗБГС с МГРП
ЗБС, в том числе ЗБГС с МГРП, направлены на выработку остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). Очевидно, что основной задачей является поиск участков (содержащих ОИЗ) с низкой выработкой, в которых проницаемость, прогнозная обводненность, текущее пластовое давление позволят получить рентабельные притоки нефти. Для решения данной задачи выполняются следующие мероприятия [1, 2]:
Рис. 4. Расчет и выбор оптимальной проектной цели для ЗБГС (ОННТ – остаточные нефтенасыщенные толщины)
Структура подбора и расчета включает пять основных операций:
ИС «Подбор ГТМ» позволяет осуществлять выбор потенциального фонда для проведения ЗБС, ЗБГС.
Проводятся выбор и размещение потенциальных проектных целей/ячеек для ЗБС вокруг «материнского» ствола рассматриваемых скважин:
Затем проводятся тестирование каждой проектной цели на критерии применимости ЗБС и расчет потенциальных дебитов. Для этого ИС «Подбор ГТМ» считывает значения анализируемых параметров с карт геологии и разработки для каждой проектной цели и осуществляет тестирование, далее выбираются цели для проведения ЗБС (см. рис. 4). Оптимальной считается зеленая ячейка, синие ячейки – риск отсутствует, дебит нефти рентабелен, красные ячейки – имеются риски по ФНВ, сиреневые – нерентабельные. По результатам расчетов выбирается оптимальная цель для проведения ЗБС, ЗБГС.
Модуль согласования скважин-кандидатов для проведения ГТМ в ИС «Подбор ГТМ»
Создан модуль «Согласование ГТМ» в ИС «Подбор ГТМ», в котором на основе процессов актуализированного стандарта проводится процесс согласования рассчитанных ГТМ между ответственными специалистами компании ведутся базы данных, согласованных ГТМ. Результаты работ (авторство, расчеты) остаются в банке данных по скважинам, накапливается преемственность информации для последующих решений.
По результатам согласования формируется программа ГТМ на последующий период с учетом проведенных расчетов и ранжирования по эффективности. Пример выполнения ЗБГС для выработки остаточных запасов приведен на рис. 5.
Рис. 5. Пример реализации программы ГТМ по ЗБГС для выработки остаточных запасов
Заключение
Применение информационных технологий в процессе формирования программ ГТМ позволяет повысить культуру инженерного подхода, автоматизировать процессы по первичному подбору скважин для проведения ГТМ, оперативно получать данные по месторождениям с болшим фондом скважин, повысить качество подбора скважин для проведения ГТМ, сделать процесс информативным в режиме реального времени.
Новизна проекта заключается в разработке алгоритмов и критериев подбора ГТМ, интегрированных в цифровую информационную систему «Подбор ГТМ». Созданная ИС «Подбор ГТМ» на Web интерфейсе позволяет пользователям работать в режиме online, за счет чего процесс формирования ГТМ проходит на более качественном уровне, расчеты, обмен информацией и сохранение истории принятия решений по ГТМ осуществляются в единой системе.
Новые качественные возможности электронной разработки активов (ЭРА) в проекте ИС «Подбор ГТМ» создают основу для эффективного планирования комплексного развития актива: оцениваются потенциал и рейтинг мероприятий. На пилотном проекте – Приобском месторождении (ЮЛТ) – по результатам, полученным в 2015 г., добыча нефти от проведения ГРП увеличилась на 33 %, в 2016 г. – на 54 % по сравнению с плановыми показателями. Достигнут исторический максимум по вовлечению 11 % действующего (базового) фонда для проведения ГРП (260 скважин), это является одним из важных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов углеводородов и снижение темпов падения добычи нефти.
Реализованная цифровая информационная система является уникальной, аналогов ей не существует.
В 2017 г. начата промышленная эксплуатация и тиражирование ИС «Подбор ГТМ» на основных месторождениях текущих активов компании «Газпром нефть».
Список литературы
Reference
Ссылка на статью в русскоязычных источниках:
The reference to this article in English is:
Гтм что это значит в нефтянке
Смотреть что такое «ГТМ» в других словарях:
ГТМ — геолого технологические мероприятия геол., техн. ГТМ геолого технические и технологические мероприятия геол., техн. ГТМ геолого технические мероприятия геол., техн. Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений совр … Словарь сокращений и аббревиатур
МБЛ — Московская Баскетбольная Лига Вид спорта Баскетбол Основание 2006 Руководитель Хайрулин, Рафик Сиярович … Википедия
Московская баскетбольная лига — Вид спорта Баскетбол Основание 2006 Страна Россия Количество команд 22 Руководитель Андрей Юртаев Действующий победитель БК Московский (сезон 2011 12) Сайт mbl.su Московская Баскетбольная Лига основана в 2006 году на основании турнира… … Википедия
Тампонирование — скважин (a. well plugging, well grouting, well cementation; н. Abdichtung der Bohrungen, Zementierung der Bohrungen; ф. bouchage des puits, tamponnage de sondages; и. tamponamiento de perforaciones, tamponamiento de agujeros) нагнетание в … Геологическая энциклопедия
Лесколовское сельское поселение — Сельское поселение России (АЕ 3 го уровня) … Википедия
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин фактора… … Википедия
Ишимбайнефть — Нефтегазодобывающее управление «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть Добыча» ОАО «Акционерная нефтяная компания „Башнефть“» … Википедия
Лауреаты Государственной премии СССР в области литературы, искусства и архитектуры — Список лауреатов Сталинской премии см. в статье Сталинская премия. Лауреаты Государственной премии СССР Список полный. Содержание 1 1967 2 1968 3 1969 4 1970 … Википедия
Самойлова, Софья Васильевна — В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Самойлова. Софья Васильевна Самойлова … Википедия
Муллайтиву — Город Муллайтиву Mullaitivu முல்லைத்தீவு මුලතිව් Страна Шри ЛанкаШри Ланка … Википедия
Гтм что это значит в нефтянке
Нефтяное месторождение расположено на территории Сургутского и Нижневартовского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к юго-западу от г. Мегион и 80 км к юго-востоку от г. Сургут. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленном освоении: Киняминское, Южно-Покамасовское, Кетовское.
Месторождение находится в зоне развитой инфраструктуры на площади двух лицензионных участков.
Месторождение открыто в 1981 году, введено в разработку в 1987 году на основании «Проекта пробной эксплуатации месторождения».
На 1.01.2016 г. промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях васюганской свиты (пласты ЮВ12 и ЮВ11) и ачимовской толщи (пласт Ач-БВ8). Пласты содержат восемь залежей нефти.
За период, прошедший после утверждения запасов ГКЗ в 2009 г. и оперативных пересчетов 2011 г. и 2015 г., на месторождении пробурено более 40 эксплуатационных скважин, а также дополнительные стволы к ним и к ранее пробуренным скважинам, данные по которым позволили уточнить геологическое строение и начальные геологические запасы продуктивных пластов месторождения.
«Технологической схемой разработки Ново-Покурского месторождения» (протокол №4791 ЦКР Роснедр по УВС от 22.12.2009 г.) для обеспечения проектных уровней добычи нефти в 2009-2015 гг. предусматривалось проведение комплекса геолого-технических мероприятий, таких как 2:
— бурение горизонтальных скважин (ГС) – 8 скв.;
— бурение боковых стволов (БС и БГС) – 8 скв.-опер.;
— гидроразрыв пласта (ГРП) – 82 скв.-опер.;
— физико-химические методы на добывающих скважинах (ОПЗ) – 42 скв.-опер.;
— потокоотклоняющие технологии, ВПП – 8 скв.-опер.;
— перфорационные методы (дострелы, перестрелы, переводы с других объектов) – 32 скв.-опер.;
— ремонтно-изоляционные работы (РИР) – 24 скв.-опер.;
— оптимизация режимов работы добывающих скважин – 13 скв.-опер..
Основной объем дополнительной добычи (64,8%) планировалось получить за счет бурения горизонтальных скважин (109,0 тыс.т) и проведения ГРП (152,8 тыс.т). По другим мероприятиям суммарная дополнительная добыча ожидалась на уровне 142,5 тыс.т. Прогноз дополнительной добычи от ГТМ был выполнен без учета переходящего эффекта от мероприятий.
По факту все мероприятия проведены в большем количестве: ГРП – на 14 скв.-опер., БС и БГС – на 27 скв.-опер., ГС – на 19 скв., ОПЗ – на 114 скв.-опер., перфорационные методы – на 10 скв.-опер., РИР – на 5 скв.-опер., оптимизации – на 60 скв.-опер., ВПП – на 2 скв.-опер.
За счет проведения ГРП планировалось получить 152,8 тыс.т нефти (1,9 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2009-2015 гг. (без учета переходящего эффекта), получено 129,4 тыс.т (1,3 тыс.т/скв.-опер.). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча составила 350,7 тыс.т (3,7 тыс.т/скв.-опер.).
За счет бурения горизонтальных скважин планировалось получить 109,0 тыс.т нефти (13,6 тыс.т/скв.). В связи с кратным превышением объемов горизонтального бурения фактически получено 273,7 тыс.т. Прогнозная удельная эффективность ГС практически достигнута – 10,1 тыс.т/скв. (с учетом переходящего эффекта). Основной объем буровых работ выполнен в 2015 г.
За счет бурения боковых стволов (БС) планировалось получить 29,8 тыс.т нефти. Средняя удельная эффективность одного мероприятия прогнозировалась на уровне 3,7 тыс.т/скв.-опер. По факту боковые стволы пробурены, в основном, с горизонтальным профилем. Дополнительная добыча нефти (с учетом переходящего эффекта) составила 429,9 тыс.т (12,3 тыс.т/скв.-опер.), что выше запланированной.
Прогнозная дополнительная добыча нефти за счет таких мероприятий как ОПЗ и оптимизации должна была составить 52,6 тыс.т, по факту получено 175,8 тыс.т (с учетом переходящего эффекта – 412,8 тыс.т). Фактическая удельная эффективность по данным мероприятиям (1,5 и 2,5 тыс.т/скв.-опер., соответственно) несколько выше прогнозной (0,9 и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).
Удельная эффективность от перфорационных работ и РИР составила по факту 0,5 и 0,4 тыс.т/скв.-опер., с учетом переходящего эффекта – 2,1 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., соответственно. Прогнозные значения удельной эффективности – 0,9 и 1,0 тыс.т/скв.-опер. За счет этих мероприятий планировалось дополнительно добыть 51,1 тыс.т, фактическая добыча составила – 34,2 тыс.т, с учетом переходящего эффекта – 101,3 тыс.т.
При запланированных восьми мероприятиях ВПП было проведено десять скважино-операций. Фактическая дополнительная добыча, как и фактический технологический эффект (6,6 тыс. т, 0,7 тыс.т/скв.-опер.), несколько ниже прогнозных показателей (9,0 тыс.т и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).
В целом, фактическая дополнительная добыча нефти по мероприятиям 2009-2015 гг. выше прогнозной на 229,5 тыс.т, что, в основном, связано с большим количеством проведенных ГТМ и МУН. С учетом переходящего эффекта фактическая дополнительная добыча нефти составляет 1574,8 тыс.т. Удельная технологическая эффективность одного ГТМ – 1,4 тыс.т (при прогнозном значении – 1,9 тыс.т). С учетом переходящего эффекта эффективность одной скв.-операции составляет 3,4 тыс.т.
На добывающем фонде скважин месторождения за период 2006-2015 гг. проведено 600 ГТМ, таких как: ГРП, ОПЗ, бурение вторых стволов и горизонтальных скважин, перфорационные методы, РИР, оптимизация режимов работы скважин.
Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ – 3727,9 тыс.т (42% от добычи нефти в целом по месторождению за рассмотренный период). Средний удельный технологический эффект – 6,9 тыс. т на одну успешно проведенную скв.-операцию. Средняя продолжительность технологического эффекта составляет 617 суток (20 месяцев).
Динамика проведения мероприятий достаточно равномерная (в среднем 60 мероприятий в год). Наибольший объем ГТМ приходится на 2008 г. (83 мероприятия).
Динамика проведения ГТМ по годам представлена на рисунке 1. Распределение дополнительной добычи нефти, полученной от проведения мероприятий, представлено на рисунке 2.
Основная часть дополнительной добыча нефти за период 2006-2015 гг. обеспечена за счет ввода горизонтальных скважин и ГРП. За счет проведения гидроразрыва пласта получено 1329,1 тыс.т, что составляет 35,7% от всей добычи нефти от ГТМ (рисунок 6.1.2). На мероприятия по бурению горизонтальных скважин приходится 1319,7тыс.т или 35,4%. Также высокими показателями характеризуются мероприятия по бурению боковых стволов (429,9 тыс.т или 11,5% от добычи за счет ГТМ), оптимизации (329,3 тыс.т. или 8,8%) и ОПЗ (206,2 тыс.т или 5,5%). На долю перфорационных методов и РИР в сумме приходится только 114,0 тыс.т (3,1%).
Максимальный удельный технологический эффект приходится на горизонтальные скважины (31,4 тыс.т/скв.-опер.). Вторым по эффективности мероприятием является бурение боковых стволов – 12,3 тыс.т/скв.-опер. Высокой эффективностью характеризуются мероприятия по гидроразрыву пласта – 6,8 тыс.т/скв.-опер. ОПЗ, перфорационные методы и оптимизация характеризуются схожими показателями – 2,0, 2,5 и 3,1 тыс.т/скв.-опер. Наименьший показатель эффективности получен при проведении РИР – 1,2 тыс.т/скв.-опер.
Распределение удельной дополнительной добычи от проведенных ГТМ приведено на рисунке 3.
К мероприятиям, проводимым на нагнетательном фонде, можно отнести ввод нагнетательной скважины из бурения, перевод добывающих скважин под закачку, ОПЗ, ВПП, РИР, перфорационные работы (таблица 1).
Таблица 1 – Результаты проведения ГТМ на нагнетательном фонде (2006-2015 гг.) (Ново-Покурский Л.У.)
Доп. добыча нефти по реагирующим доб. скв., тыс. т
Удельн. технол. эффект, доп. доб. (тыс. т) на 1 скв.
Ср. прод. эф. (сут.)
на 1 доб. скв.
ОПЗ. В период 2006-2015 г. на месторождении было проведено 55 мероприятий ОПЗ (четыре – на объекте ЮВ11, 48 – на объекте ЮВ12, три – на скважинах, работающих одновременно на двух объектах). Дополнительная добыча по скважинам, эксплуатирующих одновременно оба объекта, отнесена на счет ЮВ12. В скважине №599 обработка призабойной зоны в 2015 году проведена совместно с ремонтно-изоляционными работами. Эффект от каждого мероприятия в отдельности в данном случае оценивался как половина от суммарного эффекта.
Успешность проведения ОПЗ на нагнетательном фонде составила 73% (40 из 55 скв.-опер.). Средний прирост приемистости в результате проведения ОПЗ составил 25,8 м3/сут – для объекта ЮВ11, и 30,4 м3/сут – для объекта ЮВ12. Дополнительная добыча нефти, полученная в соседних добывающих скважинах в результате проведения мероприятия, составила: по объекту ЮВ11 – 1,2 тыс. т, по объекту ЮВ12 – 29,4 тыс. т. Для объектов ЮВ11 и ЮВ12 средний технологический эффект равен, соответственно, 0,4 и 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта – 116 и 232 суток.
РИР. В двух скважинах объекта ЮВ12 (№№599 и 1212) были проведены ремонтно-изоляционные работы. Дополнительная добыча нефти была получена от проведения мероприятия в скважине №1212 и составила 0,13 т/сут (скважины №№316 и 1213). Средняя продолжительность эффекта по реагирующим скважинам – 85 суток. Приемистость в результате проведения мероприятия увеличилась с 44,2 до 100,4 м3/сут.
Перфорационные работы были проведены в пяти скважинах №№ 594, 599, 708, 760, 932. В скважине №599, как было сказано ранее, совместно с перфорационными работами была проведена ОПЗ. Дополнительная добыча нефти в соседних добывающих скважинах получена в результате проведения трех мероприятий (60%) и составила 2,4 тыс. т. При этом удельный технологический эффект равен 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта на одну добывающую скважину – 157 суток (пять месяцев).
Выравнивание профиля приемистости (ВПП)
Мероприятия по выравниванию профиля приемистости (ВПП) проведены в общей сложности за рассматриваемый период десять раз на девяти скважинах (2012, 2014 гг.), при этом семь мероприятий можно считать успешными (скв. №№206, 271, 297, 676, 678, 1325 (2 скв.-опер.)). Данные мероприятия позволили сформировать более равномерный фронт вытеснения, что в большинстве случаев привело к увеличению дебитов жидкости в окружающих добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной. Средняя продолжительность эффекта по положительно отреагировавшим добывающим скважинам составила 117 суток. В результате проведенных ГТМ на соседних добывающих скважинах дополнительная добыча нефти составила 6,6 тыс.т, что в среднем на одну скважино-операцию – 0,9 тыс.т.
Таким образом, анализ проведенных ГТМ и МУН показал:
– мероприятия на месторождении проводятся на основании проектных решений 2009 года. В большем объеме проведены ГРП (на 14 скв.-опер.), ОПЗ (на 114 скв.-опер.), перфорационные методы (на десять скв.-опер.), РИР (на пять скв.-опер.), оптимизации (на 60 скв.-опер.), ВПП (на 2 скв.-опер.). В большем количестве пробурены горизонтальные скважины (на 19 скв.) и боковые стволы (на 27 скв.-опер.). По всем видам мероприятий фактическая дополнительная добыча нефти превышает проектный показатель, за исключением ВПП. Эффективность БГС и ГРП выше, чем планировалось (проект – 3,7 и 1,9 тыс.т/скв.-опер., факт – 12,3 и 3,7 тыс.т/скв.-опер).
– максимальный объем ГТМ за период 2006-2015 гг. приходится на объект ЮВ12 (505 скв.-опер.). Основная часть дополнительной добычи нефти обеспечена горизонтальными скважинами (1319,4 тыс.т);
– вторым и третьим по эффективности мероприятиями являются ГРП и бурение вторых стволов. За рассмотренный период проведено 210 скв.-опер. ГРП и 35 скв.-опер. по бурению БС и БГС с успешностью 93% и 100%, соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 1329,1 и 429,9 тыс. т, средний удельный технологический эффект на одну скважино- операцию – 6,3 и 12,3 тыс. т.;
– удельная эффективность таких мероприятий как оптимизация режимов работы скважин, перфорационные работы, ОПЗ оценивается на уровне 2,0-3,1 тыс.т/скв.-опер., успешность проведения – 80-89%. За счет данных видов ГТМ получено 657,5 тыс. т.
– ремонтно-изоляционные работы и ВПП характеризуются невысокой удельной технологической эффективностью – 1,2 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., прирост добычи нефти за счет мероприятий составил 69,2 тыс.т.