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, 4, 5, 6
