На правах рукописи

ЗАХАРОВ ИЛЬЯ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНЫМ

ДРЕНИРОВАНИЕМ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень – 2013 2

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты:

- Федоров Вячеслав Николаевич доктор технических наук, профессор начальник отдела ГДИС ООО «БашНИПИнефть»;

- Тимчук Александр Станиславович кандидат технических наук, заместитель генерального директора по науке ООО «Тюменский нефтяной научный центр».

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз».

Защита состоится 26 декабря 2013 года в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 26 ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, Аксенова Наталья кандидат технических наук, доцент Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Известно, что при реализации экономически привлекательных вариантов разработки низкопродуктивных (тонких) пластов (НПП) весьма проблемным становится обеспечение эффективного вытеснения нефти и приемлемых дебитов скважин многопластовых месторождений. В то же время скважины высокопродуктивных пластов (ВПП) работают устойчиво, с проектными дебитами. Вполне логичным представляется вариант эксплуатации НПП и ВПП в условиях одной сетки скважин. Поэтому в нормативно-технических документах на проектирование (Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 53710Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки»), а также промышленное внедрение (Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 53713-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки») указывается на исследование вариантов применения технологий одновременно-раздельной разработки (ОРР) нескольких пластов. Несмотря на это, на стадии составления первых проектных документов для многопластовых месторождений технико-экономические обоснования разработки совмещенных нефтеносных площадей залежей проводятся в недостаточных объемах. Как следствие, недропользователи планируют лишь опытно-промысловые работы по апробации технологий ОРР на единичных скважинах или локальных участках.

Эффективное управление одновременно-раздельным дренированием позволяет решать следующие задачи:

приобщение пластов с низкорентабельными и непромышленными запасами;

повышение депрессии в скважинах;

сокращение фонда периодически работающих скважин;

интенсификация системы разработки низкопродуктивных пластов путем уплотнения сетки за счет использования скважин других пластов;

выравнивание профиля вытеснения нефти водой в пластах;

зональное увеличение пластового давления на участках, где это необходимо;

снятие проблемы штуцирования нагнетательных скважин и переход от штатных систем ППД к циклическим или импульсным.

Это предопределяет актуальность исследования и разработки техникотехнологических методов одновременно-раздельного дренирования многопластовых месторождений.

Цель работы Повышение эффективности выработки запасов нефти многопластовых месторождений путем разработки и внедрения комплекса технологических и технических решений, обеспечивающих одновременно-раздельное дренирование нескольких продуктивных пластов.

Основные задачи

исследования 1. Анализ результатов внедрения проектных решений по разработке многопластовых объектов с применением технологии одновременнораздельной добычи (ОРД) и закачки (ОРЗ).

2. Разработка технических средств для регулирования процесса разработки двух и более пластов одной скважиной.

3. Разработка методических подходов к управлению одновременнораздельной добычей и закачкой на многопластовых месторождения.

4. Промысловая апробация технологии одновременно-раздельной добычи и закачки на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Объект и предмет исследования Объектом исследования является объект разработки, включающий несколько гидродинамически-изолированных залежей нефти, а предметом – продуктивных пластов на разных технологических режимах.

Научная новизна выполненной работы пределов применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на основе геолого-физических и технико-экономических критериев.

2. Доказана зависимость технологических показателей разработки от применения технологии ОРЭ на основе вычислительных экспериментов, поставленных на цифровой фильтрационной модели.

обеспечивающая повышение технологической эффективности эксплуатации и выработки запасов.

Практическая ценность и реализация 1. Разработанное оборудование обеспечивает эксплуатацию нижнего низкопродуктивного пласта штанговым насосом и высокопродуктивного верхнего пласта электроцентробежным насосом на скважине ВосточноСургутского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз».

2. Внедрение разработанных методических подходов и оборудования для одновременно-раздельной добычи на многопластовых месторождениях позволило увеличить дебиты скважин, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов, в среднем на 5 т/сут, и повысить уровень добычи нефти Восточно-Сургутского месторождения за 2012 г. на 11,6 тыс.т.

Основные защищаемые положения 1. Методика применения ОРЭ на различных стадиях разработки месторождения с учетом технологических и экономических показателей;

2. Классификация технических решений технологии ОРЭ по способу определения параметров объектов разработки и методика подбора оборудования, предлагаемая на её основе;

3. Система практических рекомендаций по применению технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов ВосточноСургутского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно:

пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования», пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункту «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геологотехнологических процессов».

Апробация результатов работы Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: региональной конференции «Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона» 2006 г., 2010 г., VII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, 2007 г., 2009 г., 2011 г., III научно – практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» 2012 г., семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2009 – 2013 гг.), научнотехнических совещаниях ТО «СургутНИПИнефть» (2006 – 2013 гг.).

Публикации Результаты выполненных исследований отражены в 20 печатных работах, в том числе в 5 изданиях, рекомендованных ВАК РФ, и 7 патентах на полезную модель.

Объем и структура работы Диссертационная работа изложена на 164 страницах машинописного текста, содержит 12 таблиц, 48 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 88 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель, диссертационной работы, определены основные защищаемые положения.

многопластовых месторождений. Исследованы проблемы контроля за выработкой запасов нефти при совместном дренировании пластов общим фильтром, а также технико-технологические решения по одновременнораздельной добыче и закачке.

Значительный вклад в решение проблем, связанных с разработкой многопластовых месторождений, внесли известные отечественные и зарубежные ученые: Афанасьев В.А., Баишев Б.Т., Волков Л.Ф., Воробьев В.Д., Гарипов О.М., Гарифов К.М., Зайцев Ю.В., Киреев А.М., Кременецкий М.И., Кузьмин В.М., Леонов В.А., Максутов Р.А., Поляков А.Б., Третьякова Г.И., Хангильдин И.Г., Хисамов Р.С., Шаисламов Ш.Г., Шаймарданов Р.Ф., Янтурин А.Ш., Янтурин Р.А. и др.

В последние годы на нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

ведется массовое бурение скважин на глубокозалегающий низкопродуктивных высокопродуктивных пластов. В этом случае транзитные пласты досконально извлекаемых запасов с целью вовлечения их в активную разработку с помощью оборудования ОРР. Достаточно перспективным является добуривание забоев и вскрытие пласта ЮС2 перфорацией верхних пластов, обеспечивая за счет ОРР необходимую, достаточно высокую плотность сетки скважин. Кстати, «раннее»

вскрытие пласта ЮС2 скважинами верхних объектов позволило бы обеспечить его доразведку еще в 90-е годы ХХ века.

глубокозалегающими пластами можно получить ощутимый прирост дебитов нефти, если вместо штангового глубинного насоса (ШГН) использовать электроцентробежным насосом (ЭЦН) на глубине более 2500 м. Рабочие депрессии на пласт возрастут на 4-6 МПа. В таблице 1 представлена характеристика наиболее часто используемых компоновок с выявленными их недостатками.

Применение ОРД позволяет повысить дебит нефтяных скважин в контактных водонефтяных зонах, при вскрытии нефте- и водонасыщенного интервалов проводить раздельные отборы нефти и воды при различных забойных давлениях. За счет этого в процессе эксплуатации исключается интенсивное образование водяного конуса в пласте, обычно «отсекающего»

нефтенасыщенную часть разреза.

При проектировании систем разработки новых месторождений, как правило, отсутствует достаточная геологическая информация по всем пластам.

По мере разработки первоочередных объектов накапливаются сведения о приобщены к ранее вскрытым пластам с помощью методов ОРР.

Таблица 1 – Компоновки для одновременно-раздельной добычи нефти Вариант решения Недостатки Baker (гидравлический высокая стоимость;

регулятор) длительный срок поставки;

Schlumberger (ЭЦН-ЭЦН) высокая стоимость;

ОАО «Татнефть» (ШГНШГН) невозможность прямого замера дебита и обводненности;

ОАО «Татнефть» (ШГНпроизводительность до 20 м3/сут;

ШГН (с полыми штангами) ООО «НИИ «СибГеоТех»

погрешность при замере обводненности в низкодебитных скважинах (ниже (ЭЦН с датчиками и многопакерной системой погрешность при замере дебита (влияние свободного газа); регулирование с мандрелями) В настоящее время основной фонд скважин на многопластовых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» разбурен самостоятельными сетками скважин. Лишь в незначительной части добывающих скважин два пласта вскрыты одним фильтром. Основной фонд внедрения исследуемых технологий – это фонтанные скважины прошлых лет. В этой ситуации внедрение ОРР может быть связано с приобщением к разрабатываемым пластам позже разбуренных (совпадающих в плане) пластов. Кроме того, применение перфорации вышележащих пластов с целью довыработки остаточных запасов нефти.

технологий возможны при условии полного охвата ими скважин в зонах совпадения контуров нефтеносности пластов. Такой подход обеспечит управление процессом ОРЭ. В настоящее время на месторождениях России данные условия не выполняются.

существующих и разработки новых технических средств для управления выработкой запасов нескольких пластов.

Одной из проблем, с которой сталкивается недропользователь при разработке многопластовых месторождений, является контроль параметров эксплуатационных объектов (дебит, обводненность, забойное и пластовое давление). Распределение добычи по пластам, как правило, ведется глубинными расходомерами, расположенными в интервалах перфорации пластов, с фиксацией объемов проходящей жидкости с растворенным и свободным газом. Следовательно, объемы жидкости, поступающие из пласта, определяются с высокой погрешностью. Исключить указанный недостаток призвано разработанное устройство – клапан-отсекатель с электромагнитным приводом (КЭН) (Патент РФ № 118681 RU), позволяющий отсекать поток жидкости в насос с одного пласта для замера параметров второго пласта (рисунок 1).

При включении КЭН происходит перекрытие канала клапаномотсекателем, например, нижнего пласта; насос начинает откачивать жидкость только из верхнего пласта. Давление на приеме насоса и забое открытого верхнего пласта падает. Следовательно, увеличивается депрессия на верхний пласт, и отборы жидкости из него будут становиться выше, чем при штатном режиме. Корректность замера обеспечивается поддержанием постоянного штуцированием. Отбор проб производится после замены объема НКТ жидкостью верхнего пласта.

Приведение клапана-отсекателя в положение «закрыто» осуществляется путем подачи постоянного напряжения 220 В, после снятия напряжения клапан открывается. КЭН прошел стендовые и промысловые испытания в скважине №4034 Родникового месторождения, при глубине установки 2210 м. В результате промысловых работ, несмотря на небольшую погрешность в величине напряжения (213 В вместо паспортных 220 В), выявлено, что пусковой ток включения электромагнитного клапана составил 3 А (равен расчетному), рабочий ток после пяти минут включения — 0,85 А, после минут — 0,65 А (равен расчетному). После 24 часов во включенном состоянии КЭН сохраняет электротехнические параметры.

Рисунок 1 – Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации Дебит нижнего пласта определяется вычитанием из значения ранее замеренного дебита двух пластов скважины значения замеренного дебита верхнего пласта:

Обводненность нижнего пласта ( н ) определяется:

где Q скв - замеренный суммарный дебит жидкости двух пластов (скважины), м3/сут; qв - замеренный наземной замерной установкой дебит верхнего пласта, м3/сут; qн - дебит нижнего пласта, м3/сут; скв, в - замеренная обводненность наземной замерной установкой обводненности скважины (двух пластов) и верхнего пласта соответственно, д.ед.

На нефтяных месторождениях Западной Сибири при условии, что нижние пласты (ЮС2, Ач и т.п.) низкодебитные, а верхние пласты (АС, БС и т.д.) применены. В этой связи разработано устройство (Патент РФ № 109792 RU), обеспечивающее эксплуатацию нижнего низкопродуктивного пласта электроцентробежным насосом (рисунок 2).

Рисунок 2 – Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти Поставленная цель достигается тем, что в скважинном оборудовании оголовок пакера герметично связан с всасывающим трубопроводом насосной установки, включающей в себя электроцентробежный насос с двигателем и плунжерный насос. Приём последнего обеспечивается с нижнего пласта через трубный хвостовик, байпасную трубку (которая расположена параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю), всасывающий трубопровод, оголовок и ствол пакера. ЭЦН эксплуатирует верхний пласт. После насосов жидкость под давлением смешивается и транспортируется на устье скважины по колонне труб, на которых спущен насосный агрегат в скважину.

Компоновка не требует размещения электроцентробежного насоса в специальном кожухе, т.к. он охлаждается потоком нефти, поступающей из верхнего пласта в насос. Упрощается монтаж компоновки, т.к. отдельно спускается и устанавливается механический пакер, затем на заданную глубину спускается ЭЦН, а далее ШГН на колонне штанг. При отказе одного из насосов они извлекаются без пакера. Ревизия ШГН проводится без подъема ЭЦН.

Контроль параметров работы объектов производится при остановке одной насосной установки.

С целью охвата нагнетательного фонда скважин многопластового месторождения технологией ОРЭ разработано (Патенты РФ № 59140 RU и РФ № 59141 RU) и внедрено в 18 скважинах оборудование ОРЗ (по однолифтовой схеме). Оборудование позволяет вести учет закачиваемой воды по пластам. Для этого замеряется давление закачки на нагнетательном водоводе и давление на устье затрубного пространства скважины. Переключением задвижек скважина переводится на «замер», при этом закачка воды ведется по затрубному пространству в верхний пласт. Регулятором расхода на устье устанавливается давление, разное значению давления при закачке воды в два пласта (до переключения задвижек). Штатным расходомером определяется приемистость верхнего пласта. Приемистость нижнего пласта определяется разницей ранее замеренной приемистости скважины и замеренной приемистостью верхнего пласта. Для управления объемами закачиваемой воды предусмотрена возможность установки глубинного регулятора (дросселя).

математической модели, которая имитирует работу и влияние скважин на гидросистемы эксплуатации залежи, а также многофакторного анализа взаимодействия скважины и вскрытых ею пластов.

В работах И. Т. Мищенко, А. Б. Рублева, А. В. Стрекалова приводится теоретический анализ влияния гидродинамических показателей и энергетического состояния пластов на режим работы скважин при совместной эксплуатации пластов без применения исследуемой технологии и технических средств. Рассматривается влияние качества вторичного вскрытия на этот процесс и выявляется возможность управления режимами эксплуатации гидродинамически изолированных пластов, вскрытых в одной скважине.

Такой комплексный режим работы скважины, включающий расходы жидкости по каждому из пластов и общий расход в стволе скважине, предлагается называть оптимальным режимом.

Скважина представляет собой гидросистему из структурированного множества элементов гидросистем. Для повышения уровня интеграции и информативности комплекса факторов работы скважины и вскрытых ею пластов А. В. Стрекаловым предлагается описывать скважину в виде полной гидравлической характеристики скважины, связывающей перепад давления между узлом jib и узлом jie (рисунок 3) с установившимся расходом в стволе скважины выше забоя. Причем расчет полной гидравлической характеристики скважины должен быть таким, чтобы структура гидросистемы скважины косвенно входила в эту характеристику, то есть где р — перепад давления, q — расход.

Исходными параметрами для теоретического нахождения зависимости (3), например, для условий пластов А, В и С являются (см. рис. 3): эффективная толщина пласта Нэф, определяемая по данным геофизических исследований;

проницаемость пласта k, определяемая обработкой данных гидродинамических исследований на неустановившихся режимах фильтрации; радиус зоны нагнетания Rк; коэффициент S1=Q3, отражающий нерадиальный характер движения жидкости в ПЗП; коэффициент S2= Sэф, отражающий изменение проницаемости ПЗП по отношению к проницаемости k всего пласта;

внутренний диаметр колонны Dк; перфорированная толщина Нперф.

Рисунок 3 - Схема эксплуатации трех пластов (А, В, С) Каждый из пластов А, В и С имеет свои фильтрационные, геометрические и гидравлические параметры: скин-факторы; глубины проникновения отверстий перфорации; пластовые давления.

Функцией, отражающей одновременную установившуюся фильтрацию жидкости по всем вскрытым пластам (А, В и С), будет зависимость перепада давления между точкой забоя и узлом jie с некоторым постоянным давлением (возьмем пластовое давление верхнего пласта А, давление на контурах дренирования принимается постоянным, поэтому выбор того или иного пластового давления одного из пластов значения не имеет) от расхода q по стволу скважины

ЗНП ОИЛ

Эта функция (модель) является обобщенной индикаторной линией (ОИЛ), отражающей совместную фильтрацию во всех вскрытых пластах. На рисунке (в качестве примера) показаны полные индикаторные линии для пластов А, В и С, построенные на основании результатов гидродинамических исследований, полученных в условиях изоляции влияния остальных пластов.

Рисунок 4 - Результаты гидродинамических исследований совместной Пластовые давления РплА=19 МПа, РплВ=20,5 МПа, РплС=23 МПа, где q расход в стволе скважины выше вскрытых пластов; qA, qE, qС — расходы по пластам А, В и С соответственно.

Решая систему уравнений относительно неизвестных расходов жидкости по пластам, изменяя расход q по стволу скважины выше пласта А, получим зависимости qA=F1(q), qB=F2(q), qC=F3(q) (рисунок 5); подставив полученные значения qА в функцию fА(qА), получим перепады давления (репрессии) между забойным и давлением в jie пласта А. Точки репрессии относительно расхода q будут описывать ОИЛ совместной фильтрации данных пластов в одной скважине.

Рисунок 5 - Зависимости расхода жидкости в пластах от расхода жидкости в стволе скважины выше интервалов перфорации Как видно из графика, ОИЛ не проходит через начало координат. Фактор осреднения связан с проявлением гидродинамической активности одного из пластов с наибольшим коэффициентом пьезопроводности, хотя на динамику пластовых давлений больше оказывает влияние гидропроводность. Поэтому при выходе кривой восстановления давления (КВД) на линию с нулевой производной создается видимость полного восстановления.

При гидродинамических исследованиях в скважинах с совместной эксплуатацией более одного пласта КВД имеет участки параллельно оси времени, что свидетельствует о дискретности в проявлении активности пластов и различиях в значениях пластового (давлениях на контурах дренирования) давления. Это показывает необходимость применения оборудования ОРД.

С целью определения технологической эффективности применения ОРР выполнен ряд вычислительных экспериментов над цифровыми геологогидродинамическими моделями пластов P2ul, P1a-s Ненецкого месторождения.

Основными геологическими предпосылками для организации раздельной разработки является ряд отличий фильтрационно-емкостных параметров пластов и физико-химических свойств флюидов (рисунок 6).

Результаты моделирования перевода скважин одного объекта на другой по мере выполнения проектного назначения показали достаточно высокие значения по выработке запасов, однако выявлен продолжительный срок разработки.

Рисунок 6 - Геологическая характеристика пластов Ненецкого месторождения Для выбранного опытного участка размерами 1000·1000 метров проведены расчеты по оценке различных сеток скважин при раздельной разработке. Наиболее оптимальным является вариант обращенной пятиточечной системы с внутриконтурным заводнением, с плотностью скважин 16 га/скв. для обоих пластов (рисунки 7,8).

Рисунок 7 - Карта нефтенасыщенности на начало (а) и конец (б) Рисунок 8 - Карта нефтенасыщенности на начало (а) и конец (б) установлено: значение КИН при организации совместной разработки составит 0,189 д.ед. или 835 тыс.т нефти за расчетный период (рисунок 9); при поэтапной разработке - 0,378 д.ед; при внедрении оборудования одновременнораздельной эксплуатации - 0,435 д.ед (приращение добычи на 250 тыс.т. нефти и сокращение срока освоения пластов).

Рисунок 9 - Динамика суммарной накопленной добычи нефти по пластам По результатам выполнения оценки технологических параметров разработки для пластов Ненецкого месторождения установлено:

1) эксплуатация объекта единым фильтром технологически невозможна;

2) разработка самостоятельными сетками убыточна; 3) рентабельные показатели разработки достигаются при применении на Ненецком месторождении одновременно-раздельной добычи в добывающих и одновременно-раздельной закачки в нагнетательных скважинах.

В четвертом разделе представлены результаты внедрения оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

На данный момент ресурсная база ОАО «Сургутнефтегаз» такова, что основные остаточные запасы нефти находятся в трудноизвлекаемых низкопроницаемых объектах, зачастую экономически не выгодных для традиционной разработки. Месторождения нефти характеризуются высокой расчлененностью, сильной неоднородностью пластов (пропластков). При этом по проницаемости пласты могут различаться в десятки раз, их эксплуатация одной скважиной приводит к снижению дебита пласта с низкими ФЕС, блокированию прорвавшимся агентом нефтенасыщенных пропластков (пластов) и т.д.

Компания имеет опыт внедрения на месторождениях оборудования для одновременно раздельной разработки нескольких пластов. Однако, известные компоновки ОРЭ имеют существенные недостатки, что было раскрыто в анализе (раздел I).

разработанного оборудования ОРР является скважина №2081 ВосточноСургутского месторождения. Скважина пробурена в 2011 году на пласт ЮС11, в октябре того же года произведено приобщение пласта БС100 с оснащением погружным насосным оборудованием. В виду небольшого расстояния от дренируемых запасов на каждую скважину. Выявлено, что скважина с дренированием.

Рисунок 10 - Карта текущих отборов по пластам БС100 (а) и ЮС11 (б) По результатам запуска скважины в ноябре 2011 года входные дебиты по пластам составили: БС100 - 22 м3/сут. с обводненностью 22%, ЮС11 – 63 м3/сут.

предыдущим месяцем). На графике 11 представлена динамика технологических показателей, следует отметить достаточно стабильные значения в течение года.

В результате подбора скважины кандидата для приобщения пласта БС и оснащения скважины оборудованием ОРД получен технологический эффект от дополнительно добытой нефти с пласта в размере 6 тыс.т и уплотнение сетки скважин, что в свою очередь определяет повышение КИН. Дальнейшие работы направлены на определение участков остаточных запасов с оценкой технического состояния скважины для проведения работ по приобщению пластов и оснащению оборудованием ОРР.

Рисунок 11 – Динамика технологических показателей скважины № В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется технология одновременно-раздельной разработки участков залежей в 33 скважинах, из них в 23 предложенных автором.

Внедрение технологии и оборудования ОРЭ позволило увеличить дебиты добывающих скважин, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов, в среднем на 5 т/сут и дополнительно добыть 11,6 тыс.тонн нефти за время проведения испытаний.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны методические подходы к рациональному применению оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки на различных стадиях разработки многопластовых месторождений, на основе обоснования геолого-промысловых критериев, определяющих технологические показатели пределов применяемости оборудования ОРР.

2. Результатами исследования математической модели, которая имитирует работу и влияние скважин на гидросистему эксплуатации залежи, доказана невозможность управления режимами эксплуатации трех пластов, вскрытых одной скважиной. Для этого необходимо применение технологии ОРР. Для повышения уровня управления комплексным режимом работы скважин необходимо применение гидродинамических исследований пласта, полученных в условиях изоляции остальных пластов.

3. Вычислительными экспериментами над геолого-гидродинамической моделью пластов Ненецкого месторождения доказана технологическая невозможность эксплуатации объектов единым фильтром и нерентабельность применения самостоятельных сеток скважин. Установлена необходимость применения технологий ОРР.

4. Для обеспечения точных замеров дебита и обводненности жидкости, поступающей из каждого разобщенного пакером пласта в насос и далее в нефтепромысловую систему замера продукции скважин разработано и внедрено на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину с применением клапана-отсекателя.

5. Разработанное оборудование обеспечивает эксплуатацию нижнего низкопродуктивного пласта штанговым насосом, а высокопродуктивного верхнего пласта электроцентробежным насосом на Восточно-Сургутском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз».

6. Внедрение разработанных методических подходов и оборудования для одновременно-раздельной добычи на многопластовых месторождениях позволило увеличить дебиты скважин, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов, в среднем на 5 т/сут, и повысить уровень добычи нефти Восточно-Сургутского месторождения за 2012 г. на 11,6 тыс.т.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ 1. Янин А.Н. Предложения к проектированию одновременно-раздельной разработки многопластовых месторождений (статья)/ А.Н. Янин, В.А.

Афанасьев, И.В. Захаров // Бурение и нефть. – 2012. - №5. – С. 38-41.

2. Цику Ю.К. Опыт и перспективы одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождений НГДУ «Комсомольскнефть»

(статья) / Ю.К. Цику, И.В. Захаров // Нефтяное хозяйство. – 2012. - №8. – С. 52Алеев Р.И. Опыт создания и эксплуатации оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (статья) / Р.И. Алеев, И.В. Захаров // Нефтяное хозяйство. – 2012. - №8. – С. 58-59.

4. Афанасьев В.А. Проблемы внедрения технологии одновременнораздельной эксплуатации на многопластовых месторождениях России (статья)/ В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, И.В. Захаров, С.Н. Матвеев, Ю.К. Цику // Нефтяное хозяйство. – 2011. - №7. – С. 94-97.

5. Грачев С.И. Обоснование технологии разработки многопластовых залежей (статья) / С.И. Грачев, А.В. Стрекалов, А.Б. Рублев, И.В. Захаров, С.М.

Стрикун // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - 2012. – №3 – С.

44-49.

В других изданиях 6. Афанасьев В.А. Проблемы и перспективы внедрения технологии одновременно-раздельной разработки многопластовых месторождений России (статья)/ В.А. Афанасьев, И.В. Захаров // Инженерная практика. – 2011. - №3. – С. 72-75.

7. Цику Ю.К. Опыт и перспективы одновременно-раздельной разработки многопластовых месторождений НГДУ «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (статья) / Ю.К. Цику, И.В. Захаров // Инженерная практика. – 2013. - №2. – С. 38-41.

8. Захаров И.В. Гидродинамическая подготовка вод при закачке в низкопродуктивные пласты (статья)/ В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, Э.П. Егоров // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона. Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. Вып. 7. Москва – 2006.– С. 233-238.

9. Захаров И.В. Стратегия применения технологии одновременнораздельной эксплуатации на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» (статья)/ В.А. Афанасьев, С.Н. Матвеев, Ю.К. Цику // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона. Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. Вып. 11. - Москва – 2010.– С. 138-142.

10. Захаров И.В. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами // VII конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: матер. конф. – Новосибирск: Параллель, 2007. – С. 237- 11. Захаров И.В. Одновременно-раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину // IХ конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: матер.

конф. – Новосибирск: Параллель, 2009. – С. 207-210.

12. Захаров И.В. Техника и технология подготовки воды системы ППД для низкопродуктивных месторождений // ХI конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: матер. конф. – Новосибирск: Параллель, 2011. – С. 180-184.

13. Захаров И.В. Технология и оборудование одновременно-раздельной закачки воды для системы ППД // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. Третьей науч.-практ. конф. – Шадринск: Шадринский Дом Печати, 2012. – С. 407-412.

14. Патент РФ № 57811 RU, МПК E21B43/16 Оборудование нагнетательной скважины // В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, Э.П. Егоров, И.В.

Захаров. – Опубл.27.10. 15. Патент РФ № 59140 RU, МПК E21B43/16 Оборудование для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину // В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, С.А. Тетерин, И.В. Захаров, А.П. Хмызенко. – Опубл.10.12. 16. Патент РФ № 59141 RU, МПК E21B43/16 Оборудование для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину // В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, С.А. Тетерин, И.В. Захаров, А.П. Хмызенко. – Опубл.10.12. 17. Патент РФ № 102961 RU, МПК E21B43/16 Гребенка для распределения воды по нагнетательным скважинам // В.А. Афанасьев, И.В.

Захаров, В.А. Захаров, В.В. Шубин. – Опубл.20.03. 18. Патент РФ № 109792 RU, МПК E21B43/14 Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов // В.А. Афанасьев, И.В. Захаров, С.Н. Матвеев, Р.И. Алеев, Ю.К. Цику. – Опубл.27.10. 19. Патент РФ № 118681 RU, МПК E21B43/14 Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину // В.А. Афанасьев, И.В. Захаров, В.А. Захаров, В.В. Шубин, М.Ф. Паличев, Ю.Г.

Саранцев, Ю.К. Цику. – Опубл.27.07. 20. Патент РФ № 131074 RU, МПК E21B43/14 Оборудование для эксплуатации и исследования многопластовой скважины // Ю.К. Цику, И.В.

Захаров. – Опубл.10.08. Издательство «Вектор Бук»

Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 25.11.2013 г.

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 126.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук».

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.

Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.