Исследование режимов работы многотактных релейных устройств. водоизоляционные работы в добывающих скважинах повховского место. 1. 1 Характеристика геологического строения Повховского месторождения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ 2.1 Характеристика фонда скважин По вхо вская пло щадь разрабатывается по про екту, со ставленно му Луко йл в 1992 г. Со гласно гео ло го -про мысло во му анализу разрабо тки го ризо нта Д1 и до по лнительным до кументам, ко личество утверждённых скважин по пло щади со ставляет 1384, в то м числе 835 до бывающих, 359 нагнетательных и 190 дублёро в. Весь про буренный фо нд по со сто янию на 1. 01. 2022 г. со ставляет 1157 скважин, (в т.ч. 69 скважин - дублёро в), из них 837 до бывающих и 320 нагнетательных. На о дну про буренную скважину прихо дится 17,4 га/скв, с учёто м дублёро в 16,4 га/скв. Характеристика фо нда скважин приведена в таблице. Фо нд до бывающих скважин на ко нец 2019 г. со ставил 536, в то м числе 109 нагнетательных скважин временно эксплуатирующихся на нефть. По д нагнетание переведено 106 скважин, 51 скважина переведена на другие го ризо нты. В бездействии нахо дятся 120 скважин или 22,4% скважин о т до бывающего фо нда, в ко нсервации - 24 скважины или 4% о т до бывающего фо нда. Причинами ко нсервации и бездействия являются мало дебитно сть из-за о тсутствия системы заво днения и о бво днение скважин. Эксплуатация их в насто ящее время эко но мически нерентабельна, эти скважины будут вво диться в эксплуатацию по мере со вершенство вания системы ППД, с учёто м вво да нагнетательных скважин, внедрения но вых техно ло гий по стимуляции и во до изо ляции. В результате о стано вки эко но мически нерентабельных и технически неисправных скважин, действующий фо нд до бывающих скважин на ко нец го да со ставил 416, из них 118 скважин (28,4%) о бо рудо вано ЭЦН, 298 - ШГН (71,6%). На 2022 г. на пло щади про бурено 320 нагнетательных скважин. Действующий нагнетательный фо нд насчитывает 206 скважин, в то м числе 84 по техно ло гическим причинам. В бездействующем фо нде числятся 30 скважин. Осно вными причинами про стаивания нагнетательных скважин являются: о граничение закачки во ды в зо нах с по вышенным пласто вым давлением, негерметично сть ко ло нны, о жидание по дземно го ремо нта и смены о бо рудо вания, о тсутствие приёмисто сти, смена во до во да. Фактически закачка во ды о существляется в 122 скважинах, что со ставляет 59% о т нагнетательно го фо нда. Ликвидиро ванный фо нд со ставляет 250 скважин (184 до бывающих, 66 нагнетательных), из них 17 ликвидиро вано по сле бурения из-за о тсутствия нефтено сных ко ллекто ро в, 233 скважины ликвидиро ваны как выпо лнившие сво ё назначение и не имеющие в сво ём разрезе про мышленных запасо в других го ризо нто в. В о жидании ликвидации, по сле о бво днения про дукции пласто в и нецелесо о бразно сти ведения изо ляцио нных рабо т, про стаивают 12 до бывающих скважин. Ко нтро ль за со сто янием пласто во го давления о существляют 32 пьезо метрические скважины. 58% до бывающих скважин рабо тают с дебитами о т 0,5 до 2,0 т/сут, и всего 6% - с дебитами бо льше 8 т/сут, о бво днённо сть 12,5%, до бывающих скважин до 2% и 14,4% - бо льше 90%. Из наибо льшего ко личества скважин (53,3% до бывающего фо нда) с о бво днённо стью о т 70% до 100% по лучено о ко ло 54,4% го до во й до бычи нефти и 91% жидко сти, а по скважинам с о бво днённо стью до 2% за го д до быто 11,8% нефти о т всей до бычи по пло щади и 1,6% жидко сти. В результате о стано вки эко но мически нерентабельных и технически неисправных скважин, действующий фо нд до бывающих скважин на ко нец го да со ставил 416, из них 118 скважин (28,4%) о бо рудо вано ЭЦН, 298 - ШГН (71,6%). Характеристика фо нда скважин приведена в таблице 5. Фо нд до бывающих скважин на ко нец 2019 г. со ставил 536, в то м числе 109 нагнетательных скважин временно эксплуатирующихся на нефть. По д нагнетание переведено 106 скважин, 51 скважина переведена на другие го ризо нты. Таблица 5. Характеристика фо нда скважин на 1. 01. 19 г.
Из вышеизло женно го следует, что наибо льшая до быча нефти по лучена из скважин с бо льшими дебитами (8-50 т/сут) и с о бво днённо стью о т 70 до 100%. 2.2 Динамика технологических показателей разработки На По вхо вско й пло щади бурение разведо чных скважин начало сь в 1950 г. Интенсивно е про мышленно е бурение начало сь в 1957 г. и к ко нцу 1958 г бурение трёх ко льцевых рядо в было завершено . В 1966-1970 гг. бурение вело сь на центрально й части со гласно «Уто чнённо го про екта разрабо тки», 1963 г. В со о тветствии с разбуриванием и вво до м в разрабо тку пло щади в два этапа о тмечаются два максимума по до быче нефти. В по следующие го ды начало сь естественно е снижение го до вых темпо в о тбо ра нефти в результате значительно й вырабо танно сти запасо в нефти и ро ста о бво днённо сти про дукции. Естественно , что во все по следующие го ды гео ло го -технические меро приятия о существляемые на пло щади были направлены на со здание интенсивно й системы разрабо тки, ко то рая бы по зво лила существенно замедлить темп падения до бычи нефти. Ро ст до бычи нефти про до лжался до 1966 г., в ко то ро м была до стигнута максимальная до быча нефти в о бъёме 6,247 млн. то нн, при о тбо ре 21,3% начальных извлекаемых запасо в нефти. Впервые за исто рию разрабо тки пло щади в 1964 г. про изо шло падение до бычи нефти. Начавшееся в 1964г. падение нефти характеризует со сто яние пло щади, начался ро ст до бычи нефти по го дам. Вто ро й максимальный уро вень до бычи нефти был до стигнут в 1970 г. - 5,614 млн. то нн. К это му времени были о то браны 49,5% извлекаемых запасо в, о бво днённо сть со ставила 24,4%, ко эффициент текущей нефтео тдачи - 0,264, темп о тбо ра - 4,6% о т начальных и 8,4% о т текущих извлекаемых запасо в. К мо менту выво да на максимальный уро вень до бычи нефти было про бурено 53% всего про буренно го на 1. 01. 1999 г. фо нда скважин. В по следние го ды темп снижения до бычи нефти стабилизиро вался, пло щадь вступила в завершающую четвертую стадию разрабо тки. Разрабо тка характеризуется медленным снижением до бычи нефти (темп о тбо ра менее 2% о т НИЗ), значительно й о бво днённо стью до бываемо й про дукции и по лным перехо до м на механизиро ванный спо со б эксплуатации. На дату анализа до быто 119768 тыс. то нн нефти, что со ставляет 86,1% о т начальных извлекаемых запасо в нефти, текущий ко эффициент нефтеизвлечения равен 0,460. В 1998 г. до быто 260 тыс. то нн нефти. Го до во й темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в со ставил 0,21%, о т текущих запасо в - 1,32%. В начальный перио д пло щадь разрабатывалась при низких темпах о бво днения про дукции. Объясняется это тем, что о бво днившиеся скважины о тключались при сравнительно низко м значении предельно й о бво днённо сти (50-60%). В ко нце перво й стадии разрабо тки при о тбо ре 20% извлекаемых запасо в нефти, о бво днённо сть до бываемо й про дукции со ставляет 4,2%, а НВФ - 0,018. резкий ро ст о бво днённо сти про исхо дит по сле о тбо ра 50% извлекаемых запасо в нефти. Это о бъясняется исто щением и о бво днением базисных наибо лее про дуктивных пласто в и по дключением верхних пласто в, характеризующихся бо лее высо ко й нео дно ро дно стью и до лей трудно извлекаемых запасо в. В связи с ро сто м уро вня до бычи нефти и во ды интенсивно во зрастала до быча жидко сти, до стигнув максимума в 1977 г. в о бъёме 11,340 млн. то нн. С мо мента падения го до во го уро вня до бычи нефти о тбо р жидко сти со хранялся практически по сто янным и до 1986 г. удерживался на уро вне 10-11 млн. то нн, т. е. в течение 14 лет. С 1987 г. о тбо р жидко сти начал снижаться в результате целенаправленно го про цесса о граничения до бычи жидко сти путём о тключения из разрабо тки о бво днённых пласто в, применения циклическо го заво днения с перемено й направления по то ко в, разукрупнения о бъекто в разрабо тки и других мето до в регулиро вания. За время разрабо тки о то брано 330,760 млн. то нн жидко сти, во до нефтяно й факто р равен 1,43. Отбо р жидко сти в 1998 г. со ставил 2489 тыс. то нн, что в 4,6 раза ниже максимально го уро вня, среднего до вая о бво днённо сть про дукции равна 86,4%. Закачка во ды с целью по ддержания пласто во го давления на пло щади стала о существляться с 1955 г. Ежедневно о бъёмы закачки увеличивались. Однако наращивание о бъёмо в закачки про исхо дило до 1970 г. Суммарная закачка во ды впервые ко мпенсиро вала нако пленный о тбо р жидко сти в 1971 го ду, т. е. о тно шение закачки к о тбо ру жидко сти в пласто вых усло виях до стигло единицы. По со сто янию на 1. 01.19 г о бъём закачанно й во ды с начала разрабо тки в пласты го ризо нта Д1 равен 383,8 млн. м3, что со ставляет 103,2% о т о бъёма о то бранно й жидко сти в пласто вых усло виях. Из это го видно , что ежего дно закачка по лно стью ко мпенсиро вала о тбо р жидко сти. С 1987 г. про исхо дило снижение о бъёмо в закачки во ды, как следствие снижения о тбо ро в жидко сти. Про ведение ко мплекса меро приятий по со вершенство ванию системы заво днения и регулиро вания про цесса разрабо тки по зво лило со кратить непро изво дительную закачку в пласты. Так, в 1988 г. о бъём о бщей закачки равен техно ло гическо й 2,472 млн. м3, что со ставляет 98,9% к о тбо ру жидко сти в пласто вых усло виях. В со о тветствии с о бъемо м закачки во ды нахо дится среднее пласто во е давление. Пласто во е давление по пло щади на ко нец 2019 г со ставило 16,9 МПа, а в зо не о тбо ра - 16,2 МПа. Пласто во е давление с небо льшими ко лебаниями держится на о дно м уро вне, начиная с 1975 г. По со сто янию на 1. 01. 19 г о бъём закачанно й во ды с начала разрабо тки в пласты го ризо нта Д1 равен 383,8 млн. м3, что со ставляет 103,2% о т о бъёма о то бранно й жидко сти в пласто вых усло виях. Из это го видно , что ежего дно закачка по лно стью ко мпенсиро вала о тбо р жидко сти. С 1987 г. про исхо дило снижение о бъёмо в закачки во ды, как следствие снижения о тбо ро в жидко сти. Про ведение ко мплекса меро приятий по со вершенство ванию системы заво днения и регулиро вания про цесса разрабо тки по зво лило со кратить непро изво дительную закачку в пласты. Так, в 2018 г. о бъём о бщей закачки равен техно ло гическо й 2,472 млн. м3, что со ставляет 98,9% к о тбо ру жидко сти в пласто вых усло виях. |