Нефтяное месторождение Жетыбай

обобщенны результаты исследований, полученные за последние три года. Анализ

этих данных показывает, что по многим скважинам параметры дегазированной

нефти укладываются в диапазоны их изменения в пределах горизонта, принятые

в процессе разработки, но есть скважины с явно ухудшенными свойствами. К

ним относятся: скважины 2352 и 2367 VI горизонта, 1002, 1127, 1318 - VIII

горизонта, 2523, 2556, 2637, - IX горизонта, 813 - X горизонта.

Значения вязкости по этим скважинам значительно превышают средние по

горизонтам, что указывает на то, что в районе этих скважин следует ожидать

ухудшенные фильтрационные свойства нефти.

Свойства нефти по разрезу месторождения Жетыбай неоднородны, а такой

параметр как содержание асфальто-смолистых веществ меняется в пределах

месторождения более, чем в два раза. Учитывая важность этого параметра и

сложность его определения, в последние годы была выполнена научно-

исследовательская работа по определению связи оптической плотности нефтей

с содержание асфальтно-смолистых веществ.

Рабочие газовые факторы. Одним из основных параметров, определяющих

физико-химические показатели пластовой нефти является газосодержание.

Газосодержание - это максимальное содержание газа, которое выделяется из

пластовой нефти при однократном разгазировании при изменении

термобарических условий от пластовых до стандартных (t=20*С, 0,101325

МПа). Разгазирование пластовой нефти путем последовательного снижения

давления насыщения и периодического отвода газа из пластовой системы

(дифференциальное разгазирование) приводит к неполному выделению газа из

нефти . Газосодержание при этом получается больше, чем при однократном

разгазировании. Это связано с те, что в первую очередь из нефти выделяются

более легкие углеводородные компоненты, а растворимость оставшегося более

жирного газа и нефти соответственно увеличивается. Таким образом ,характер

разгазирования и объем выделяющегося при этом газа определяются химическим

составом пластовой системы и условиями разгазирования. Количество газа,

выделяющегося из пластовой нефти при ступенчатой сепарации, как правило, 10-

15% ниже, чем при однократном разгазировании.

Были рассчитаны рабочие газовые факторы. В расчетах учтены число

ступеней сепарации и термобарические условия на них, соответствующие

фактическим на месторождении Жетыбай. Результаты расчета по состоянию на

01,01,95 год приведены в таблице5.0.

Как видим из таблицы, газовые факторы по горизонтам существенно

разнятся . Поэтому совершенно недопустимо при расчете объема добываемого

газа для всех горизонтов пользоваться средним газовым фактором.

II.2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА V ГОРИЗОНТА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ

На месторождении в активной разработке находятся семь объектов - Vаб,

Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты . Объекты введены в разработку в

разное время и находятся в разных стадиях. Горизонты XII и XIII находятся

на поздней стадии разработки, а Vd+VI, IX - в начальной стадии разработки

. Состояние разработки по основным объектам , обеспечивающим 95% добычи

нефти, характеризуется следующим образом.

Vаб горизонт. До 1984 года объект эксплуатировался небольшим

количеством скважин, расположенных на западной и восточной частях залежи.

Активная разработка объекта началась в связи с внедрением решений проекта

и рекомендации авторского надзора . Разбуривание Vаб горизонта началось

раньше (с1985 года), чем по проекту (1991 год). К настоящему времени

наиболее продуктивные западная и восточная части залежи, содержание

основные запасы (75%) разбурены.

На 1.1.96 год по объекту реализовано бурение 54% проектного фонда. С

начала разработки добыто 5,91 млн.т. нефти и 11,228 млн.т. жидкости.

Текущая обводненность - 68,2%. Коэффициент нефтеотдачи - 0,172. Отработано

7,3 % от начальных извлекаемых запасов . Закачано в пласт 21,4 млн.м3 воды.

Накопленная компенсация отбора закачкой - 155%. Текущее пластовое давление

- 19,9 МПа при начальном 19,1.

Vаб горизонт является одним из объектов, н а которых впервые начали

фактически с начала разработки применять площадную систему заводнения по 9-

ти точечной схеме, что позволило обеспечить темпы отбора 406% по нефти и 6-

8% по жидкости, а также восстановить пластовое давление до начального и

выше.

Динамика показателей разработки Vаб горизонта в сравнении с проектным

представлены в таблице 2.1.. Как видно, по горизонту в 1985-1989 годах

наблюдается интенсивный рост отборов, когда годовая добыча нефти

увеличилась почти в три раза , составив 604 тыс.т. в 1989 году. Затем с

1990 года по горизонту, как и в челом по месторождению, начинается

неуклонное снижение добычи нефти. Темпы падения нефти за 1991-1995 года

составили 13-15 %, жидкости - 15024% в год.

Для выявления причин снижения был проведен анализ по группам скважин ,

обеспечивающим основную добычу, который показал, что в 1990 году снижение

добычи происходило в основном по нефти из-за обводнения, а в последующие

годы снижение отборов происходит как по нефти , так и по жидкости.

Последнее прослеживается в целом и по динамике дебитов скважин (таблица

2.1.). Так если дебиты скважин по жидкости до 1990 года увеличились до 28,6

т/сутки, то после 1990 года наблюдается постоянное снижение до 13,2

т/сутки, затем происходит неуклонное снижение до 4,2 т/сутки.

Как уже отметили, наиболее разработанные участки объекта приурочены к

западной и восточной части залежи, где сосредоточены 3/4 от общих запасов

нефти Vаб горизонта. Эти участки характеризуются наиболее благоприятными

геолого-физическими условиями. На остальной (центрально) части залежи Vаб

горизонта характерна низкая продуктивность пластов, в связи с тем, что

здесь залежь Vа горизонта имеет газовую шапку, а залежь Vб представлена

слабопроницаемыми пластами-коллекторами с небольшими толщинами от 2,5 до 8

метров. Здесь расположены 82 добывающих и 24 нагнетательных скважин. С

текущими дебитами нефти менее 5 т/сутки (МДФ) на этом участке работаю более

80% фонда скважин. На этой части залежи отработано 1,05 млн.т. нефти.

Текущая нефтеотдача ~9%, или 21% от НИЗ.

Для повышения нефтеотдачи на Vаб горизонте в 1988 году был

запроектирован метод закачки ПАВ на опытном участке. Технологическая схема

на применение метода была составлена КазНИПИнефть совместно с НПО

"Союзнефтеотдача" в 1988 году . Опытно- промышленное испытание метода на

месторождении проводилось в июле - августе 1989 года. В 5 нагнетательных

скважин Vаб горизонта было закачано 66,2 тыс.м3 водного раствора ПАВ в том

числе 350 тонн композиции АФ-12+ДС-РАС. На один метр эффективной толщины

пласта закачано 5.2 тонны композиции.

Промышленное применение метода осуществили на втором участке за 12.1990

- 1.1991 года. Закачку осуществили в 5 нагнетательные скважины Vаб

горизонта - 506,1449,1451, 1946, 1958, а также в скважинах 2231, 2240

(Vв+VI) и 2532 (IX). Было закачано 241 тонны композиции ПАВ (155 тонн АФ 12

и 86 тонн ДС-РАС) и 56,9 тыс.м3 водного расствора при концентрации 0,43%.

Всего по двум участкам, в 13 нагнетательные скважины было закачано 591

тонны композиции ПАВ, в том числе 405 тонн неонола АФ-12 и 186 тонн ДС-РАС.

Обработано и закачано в пласты 123,1 тыс.м3 морской воды.

Как показали результаты анализа , по 1 участку эффект от закачки ПАВ

проявился только в течение 1991 года и составил 29,6 тысяч тонн. По 2

участку эффект от закачки по отдельным скважинам продолжался и в 1992 году

и в целом составил 26,7 тысяч тонн нефти. Общая дополнительная добыча нефти

от применения метода составила 56,1 тысяч тонн, удельный технологический

эффект 95 тысяч тонн.

II.2.1. Энергетическое состояние V горизонта.

Энергетический режим работы продуктивных залежей месторождения Жетыбай

в естественных условиях являются смешанными. Гидродинамическая связь

продуктивных залежей с законтурной областью проявляется достаточно слабо,

за исключением XIII горизонта, имеющего обширную водяную область. Поэтому

для обеспечения промышленных темпов отбора по всем горизонтам

месторождения, кроме XIII горизонта, была запроектирована внутриконтурная

система заводнения. Ниже дается краткая характеристика энергетического

состояния продуктивного горизонта.

Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось

значительно по отдельным замерам (3-5 скважин) фиксируется до 16,5-16,9

МПа на 1983 - 1984 года при начальном - 19,1 МПа. После активного

разбуривания и внедрения системы ППД с 1986 - 1987 годов происходит

интенсивное увеличение пластового давления , которое достигло начального

значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа , что выше начального

на 0,8 МПа.

Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв

+ VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система

заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала

реализации проекта позволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а

также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.

Забойные давления по горизонту за последние годы ( 1990 - 1994 года )

колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа, что соответствует проектным

величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа ( текущее

Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане

горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения

проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда

добывающих и нагнетательных скважин.

Система ППД на месторождении применяется с 1973 года ( X, XII

горизонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения

разрабатываются шесть объектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII

горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи

нефти месторождения.

Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн.м3. Средняя

приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX)

до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %,

текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давление по горизонтам

составляет 19.8 (Vв+VI) - 23.9 (XIII) МПа. Изменение пластового давления

с начала разработки по горизонтам представлено в таблице 1.9.

Приведенная выше характеристика текущего состояния разработки

месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании

нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению

места и количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а

также возможного утока закачиваемой воды за контур имеет место

несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по

данным НГДУ.

За 1995 год по указанным горизонтам добыча жидкости в пластовых

условиях составила от 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн.м3 , а в сумме - 1,854

млн.м3. Объем эффективной закачки при этом составил 1,85 млн.м3 при

колебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целом по

месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть

на вытеснение нефти расходуется только 26% закачиваемой воды.

Максимальные потери при этом наблюдаются в абсолютном значении по Vаб-

1,513, VIII - 1,241, X - 1,013 млн.м3, что составляют 70-80 % от общей

закачки к этим горизонтам. В процентном соотношении максимальная доля

потерь закачиваемой воды приходится по горизонтам VIII - X по 79 % при

проектной величине потерь 30 %.

Были рассчитаны также и текущие величины утока воды за контур по

горизонтам. Оценки показали, что количество утока воды небольшое и

отмечается по Vаб и VI горизонтам . Наиболее заметная доля утока воды за

контур оценивается по Vаб горизонту около 5% от общего объема закачки воды

за 1995 год, что составляет 7 % от объема потерь по горизонту. Смотрите

таблицу 1.10.

Таким образом потери закачиваемой воды значительные. Общие потери

закачиваемой воды превышают проектную величину в 2,7 раза, из-за потерь на

поверхности и утечки закачиваемой воды в непродуктивные пласты.

Для сохранения потерь закачки прежде всего необходимо определить

источников потерь и произвести комплекс исследовательских работ. Для этого

нужно во-первых, обеспечить точные замеры и учет закачиваемой воды. Во-

вторых, нужно произвести комплекс ГИС по определению места и количества

воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс)

ГИС наиболее информативен в этом плане. Все эти рекомендации по контролю

за работой системы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены и

запланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.

II.2.2. Выполнение проектных решений разработки месторождения.

В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решений

по системе разработки месторождения с точки зрения оценки степени

реализации запроектированной технологии, соответствия фактических

показателей разработки проектным и выявления основных причин их

расхождения.

Основными элементами технологии разработки являются: разработка

выделенных объектов самостоятельной сеткой скважин, плотность и схема

размещения скважин, вид воздействия и режимы работы добывающих и

нагнетательных скважин.

Анализ состояния разработки показывает, что все выделенные объекты

эксплуатации в настоящее время разрабатываются самостоятельной сеткой

скважин согласно проектным решениям. Исключения составляют Vаб и Vа+VI

горизонты, на которых имеются 32 добывающих и 3 нагнетательные скважины,

совместно эксплуатирующие некоторые пласты (Vб, Vв) этих горизонтов.

Совместная эксплуатация этих объектов обусловлена неоднородностью

геологического строения залежей, различным сочетанием пластов (Vа,б,в,

VIа,б) , характером их насыщения на отдельных участках залежей и являются

обоснованными, исходя из технологических и экономических позиций и

рекомендаций авторского надзора.

Система заводнения. По всем основным разрабатываемым объектам

месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещения

соответствуют проекту. Несоответствие сетки отдельных участков отмечается

за счет выбытия и возвратных скважин и нижних горизонтов и обусловлено

технологически.

Анализ показывает, что ан отдельных участках разрабатываемых объектов,

приуроченных к приконтурным зонам и зонам с низко продуктивными

коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдается

разрежение сетки за счет недоразбуренности проектного фонда скважин(

например, на западной части ВНЗ Vаб, III горизонтов, на участках ГНЗ Vаб,

IX, в зонах НПК вост. Части VIII, на участках ВНЗ и НПК X горизонта).

Анализ результатов бурения скважин на этих участках показывает, что

добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале

разработки этих зон. В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и

активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть

нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может

быть отменено.

В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно

проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.

Осуществляемая система заводнения по соотношению количества добывающих

и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом

соответствует проектным .

Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам

месторождения фактическая плотность сетки скважин в разбуренной части

залежи соответствует проектной величине и изменяется от 15(VIII) до 20 га

(IX) на скважину.

Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектам

поддерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VI

горизонтов текущее пластовое давление на уровне и выше начального. По

остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7

(X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давления по

Vаб горизонту носит растущий характер, по всем остальным -

стабилизировалось за весь послепроектный период на одном уровне.

Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на

уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление

выше проектного на 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X) ниже

проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения

по этим горизонтам на 2,4-5,0 МПа и составляющего 12,4-18,0 МПа ( против

принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличие между фактическими и проектными

забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С

учетом текущего давления насыщения рекомендуемые уровни забойного давления

по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.

Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются и в целом по

месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6

тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза

(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора

жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как

показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и

несоблюдении техники и технологии добычи нефти.

Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давления нагнетания по

всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в 1995 году при

проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетания не

реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа.

Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по

месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с

225 до 105 м3/сутки.

Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в

недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту единая и

стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки по

давлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11

МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в

разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические

работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы

нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние

10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам

(горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-

2,2,15,

Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146

миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по

проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемых запасов нефти месторождения.

Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано воды в

пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов

закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет

923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный

фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.

Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта показывает, что

фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5 лет после проекта -

1984-1986 года соответствует проектной величине с некоторым превышением, а

в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефти выравниваются.

Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падение добычи нефти и

соответственно появляется расхождение с проектом, которое со временем

увеличивается с 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефти в

последние годы достигли 17-21 %.

Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по всем объектам

аналогичны и имеют общую характеристику для месторождения в целом.

Основными из них являются :

. Неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта

. Недобор проектных объемов жидкости

. Ухудшение состояния фонда и системы ППД

. Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением

продуктивности пластов

. Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ против

усложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как

следствие увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение

действующего фонда

. Материально-техническая необеспеченность НГДУ в последние годы,

что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Среднедействующий фонд добывающих скважин в 1995 году составил 602

единицы, что в 1,5 раза меньше проекта. Коэффициент использования фонда

добывающих скважин за год составил 0,65 против 0,90 по проекту,

нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент эксплуатации добывающих

- 0,84, нагнетательных - 0,85 против 0,92 по проекту. Надо отметить

особенное интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два

года, для прекращения которого требуется дополнительные мощности служб

КРС и ПРС.

Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным

количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по

проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583

запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).

Представляет интерес результаты бурения новых скважин. С этой целью

проанализированы показатели всех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995

годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в

действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из

которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой

добычи.

Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что

бурение новых скважин является эффективным мероприятием. Показательно в

этом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча по ним

соответствуют или выше проектных величин за весь послепроектный период -

1984-1995 годы.

Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхождения проектных

и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном

количестве. Так, например если в 1984-1989 годах рост годовой добычи

нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения

отборов жидкости с 2,6 до 4,33 миллионов тонн/год, то снижение отбора

жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн в 1991 году привело к падению

добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в 1993 году - на 40% и так

далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась против уровня 1989

года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).

Недобор объемов жидкости в свою очередь связан со снижением дебитов и

стабильным ухудшения состояния фонда скважин. Надо отметить, что

существующие уровни отбора жидкости из скважин - небольшие и ниже

возможностей работы пласта. Около 9/10 фонда работает с дебитами жидкости

до 10 тонн/сутки. Текущий средний дебит скважин составил 3,6 тонн/сутки по

нефти и 8,7 тонн/сутки по жидкости. Дебиты скважин как по нефти, так и по

жидкости монотонно снижаются и за последние 5 лет снизились в 2 раза.

Уменьшение средних дебитов происходит за счет роста малодебитного фонда,

что стало типичным для месторождения.

Такое положение связано прежде всего с недостатком ремонтно -

профилактических мер для поддержании режима работы фонда и контроля за

состоянием скважин. Об этом свидетельствует анализ МДФ скважин, где

показано, что отсутствует ГТМ по регулярной очистке забоев и разработки

скважин для сохранения начальной продуктивности, особенно в период

обводнения и отложений солей и АСПО в призабойной зоне является основной

причиной образования МДФ из первоначально высокодебитных скважин.

Количество таких скважин на дату анализа составляет 40% действующего фонда.

Снижение дебитов связано в основном со снижение продуктивности скважин и

несоблюдением техники и технологии добычи нефти.

Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для фонда

скважин такого месторождения как Жетыбай, характеризующегося низкими

дебитами, большими глубинами залегания пластов , высокопарафинистой нефтью

и другими осложняющими факторами и в итоге большей вероятности срыва

добычи.

Следующая причина снижения добычи нефти связана с недостатками

реализации проектной системы ППД в плане создания на месторождении единой,

стабильно и долговременно действующей системы заводнения. Процесс

заводнения на месторождении осуществляется недостаточно активно. Закачка

воды производится неравномерно по площади из-за деформированности

самостоятельных ячеек скважин в единую систему со взаимодействующими зонами

отбора и закачки. Работы по регулированию приемистости и селективному

воздействию в условиях межпластового строения залежей для снижения

производительности заводненных пластов и других целей производится в

недостаточном количестве.

Требование проекта по давлению нагнетания не выполняется, хотя объемы

закачки превышают проектные. Давление нагнетается по проекту - 17-20 МПа ,

а фактические величины Р наг - 8-11 МПа, что недостаточно для интенсивного

воздействия на средне- и низко продуктивные пласты. Кроме того, увеличение

давления нагнетания при существующем техническом состоянии системы ППД

(частые порывы водоводов, нарушение эксплуатации колонны и другие) трудно

реализовать.

В результате снижается эффективность системы ППД, снижается забойное

давление значительно ниже Р нас в добывающих скважинах, нарушается

равновесие пластовых флюидов, что приводит к загрязнению внутризабойной

зоны АСПО и снижению продуктивности пластов.. У увеличивается также фонд

нагнетательных скважин с низкой приемистостью, как за счет загрязнения

забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.

Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно

отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса факторов и

главным образом технического характера.

Vаб горизонт. На 01,01,96 год по объекту реализовано бурение 72%

проектного фонда. В 1995 году пробурена 1 добывающая скважина против 5

проектных. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил 4,2 тонн/сутки и

13,2 тонн/сутки по жидкости против проектных 9,6 и 39,6 тонн/сутки. С

начала разработки добыто 5910 тысяч тонн нефти и 11228 тысяч тонн жидкости,

что меньше проектных на 14% по нефти (6910 тысяч тонн). Отобрано 47% НИЗ

при проектном 55%. Обводненность - 76%. Коэффициент нефтеизвлечения -

0,173 против 0,202 по проекту.

Применение площадной системы заводнения на горизонте позволило

обеспечить темп отбора на уровне 3% по нефти и поддерживать пластовое

давление на первоначальном уровне и даже выше. Текущее Р пл=19,9 МПа при

начальном 19,1. Закачано 21,4 миллионов м3 воды при компенсации 155%. В

1995 году закачано воды 2131 тысяч м.3, что соответствует проекту - 2113

тысяч м.3

Начиная с 1990 года идет постепенное снижение добычи нефти. В 1995 году

добыча нефти по сравнению с 1994 годом снизилась на 46,2 тысячи тонн (19%),

а добыча жидкости 148,5 тысячи тонн (19%). Текущие показатели разработки

Vаб горизонта представлены в таблице 2.2.4. и на рисунке 2.2.4-5, откуда

видно их соответствие. Фактические показатели ниже проектных, кроме закачки

воды. Не выполнены годовые отборы по нефти на 49% (175,3 тысячи тонн

против355,3 тысячи тонн) и жидкости на 37%. Основными причинами снижения

добычи нефти является обводнение скважин , снижение продуктивности и

дебитов, загрязнение призабойной зоны пласта отложениями солей и АСП,

остаточные объемы ГТМ против осложнений, нерациональный режим работы

скважинного оборудования.

ВЫВОДЫ.

1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии

разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме

размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия,

осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако

технология заводнения на месторождении осуществляется в

недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту

стабильно воздействующая и равномерная по площади ( по различным

зонам ) система заводнения. Требования проекта разработки по

давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания

9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения

запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно -

профилактические работы по поддержанию и стабилизации

технологических приемов работы нагнетательных скважин и

работоспособности фонда в целом.

2. Проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки

по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их

расхождения. Текущие показатели разработки месторождения в целом

значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием

комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического и

организационно - технического характера. Причины снижения добычи

нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику. Как

показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение

количества действующих скважин против проекта, недобор проектных

объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД,

обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением

продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества

реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие

профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных

скважин и уменьшение действующего фонда, материально - техническая

необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии

фонда скважин.

Надо отметить особенно интенсивное увеличение

бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого

требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин

против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых

скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том

числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426

добывающих + 162 нагнетательные).

II.3. АНАЛИЗ РАБОТЫ ФОНТАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ

II.3.1. ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкости на

поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется

фонтанным.

Условия фонтанирования скважин.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления

между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления

противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть

фонтанирование происходит под действием гидростатического давления

жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует

за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется

в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше

будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув

устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим

обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет

следующее основное равенство:

Рс = Рг+Ртр+ Ру; где

Рс - давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба

жидкости в скважине, расчитанное по вертикали, потери давления на трение в

НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

. Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское

фонтанирование.

. Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего

фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Оборудование фонтанных скважин.

При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья

скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые

спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана

рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка,

уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить

фонтанирование при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет

собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта

раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб,

герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной,

контроля и регулирования работы фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит

она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для

подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства

между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные

линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка

имеет две или три выкидные линии.Одна из них запасная. В тройниковой

арматуре нижняявыкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней)

запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто.

Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство,

расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В

тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе

типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее

разъедаются песком, чем тройники.

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры должны выпускаться

на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в

виде задвижки или крана. Тип арматуры вибирают по максимальному давлени,

ожидаемому на устье скважины.

На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях

устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной

скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают

два манометра: один на буфере (вверх ее), второй - на отводе крестовика

трубной головки ( для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными

линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давлния,

содержания песка, парафина применяются различные.

Страницы: 1, 2, 3