Отчёты по практике. Бригада 8 отчет. 1. Краткая геологопромысловая характеристика месторождения 2

• Название: 1. Краткая геологопромысловая характеристика месторождения 2
• Анкор: Отчёты по практике
• Дата: 26.04.2022
• Размер: 1.01 Mb.
• Имя файла: Бригада 8 отчет.docx
• Тип: Реферат; #498580
• страница: 3 из 4

2. Состояние разработки месторождения

Добыча газа газовой шапки по объекту АВ₁^1-2 начата в 1970 году. На начальном этапе в эксплуатацию вводились газовые скважины, добывающие природный газ с целью его использования для эксплуатации газлифтом добывающих нефтяных скважин. С 2007 года добыча газа газовой шапки осуществляется только нефтяными скважинами подгазовой зоны. Динамика добычи газа представлена на рисунке 5.1.6.

С начала разработки по объекту отобрано 54,2 млрд м3 газа, в том числе 9,3 млрд м3 растворенного газа и 44,9 млрд м3 газа газовой шапки. В 2011 году добыто 3,9 млрд м3 газа, в т. ч. 652 млн м3 растворенного газа и 3233 млн м3 газа газовой шапки.

В 2011 году добыча нефти по объекту составила 9,0 млн т при отборе жидкости 52,9 млн т, добыча газа газовой шапки – 2,4 млрд м3, закачка – 46,3 млн м3 при средней приемистости нагнетательных скважин 109,5 м3/сут. Годовой темп отбора от НИЗ – 1,9 %. В действующем добывающем фонде на 1.01.2012 г. находились 3449 скважин, в действующем нагнетательном фонде – 1297 скважин. По сравнению с предыдущим годом наблюдается незначительный рост объемов добычи нефти (на 275 тыс. т или на 3,2 %) при практически стабильной обводненности (82,7 % в 2010 г. и 83,0 % в 2011 г.). Вместе с тем отмечается существенное увеличение нагнетательного фонда (практически на 200 скважин или на 18 %) и, как следствие, значительный рост объемов закачки (на 5,6 млн м3, что составляет 13,8 %), что в свою очередь привело увеличению добычи жидкости (на 2,4 млн т или на 4,7 %).

В 2011 году средний дебит скважин по нефти составил 7,5 т/сут, по жидкости – 43,8 т/сут. Обводненность скважин объекта, наименьшая по сравнению с другими основными эксплуатационными объектами, и на 1.01.2012 г. составила 83,0 %. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности на рассматриваемую дату приведено в таблице 5.1.4 и на рисунке 5.1.7.

Две примерно равнозначные группы (30 % и 33 %) эксплуатируются с дебитами нефти от 2 до 5 т/сут и от 5 до 10 т/сут. С дебитом в интервале от 10 до 20 т/сут работают 605 скважин (18 %). Доля скважин с дебитом нефти в диапазоне 20-50 т/сут очень мала (168 ед. – 5 %), а высокопродуктивный фонд объекта (дебит нефти более 50 т/сут) представлен только девятью скважинами.

Основная часть действующего фонда (2235 скважин – 65 %) эксплуатируется с дебитами по жидкости в диапазоне от 10 до 50 т/сут. Доля низкодебитных скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляет 11 % (395 скважин). С дебитами жидкости от 50 до 100 т/сут работают 600 скважин (17%) . И только 6 % действующего фонда (219 скважин) эксплуатируется с дебитами жидкости более 100 т/сут.

В настоящее время практически половина скважин объекта (1692 ед. – 49 % действующего фонда) эксплуатируется с обводненностью продукции 60-90 %. Высокообводненными (обводнение превысило 90 %) являются 747 скважин (22 % фонда), в том числе 86 скважин работают с критической обводненностью (более 98 %). Низкообводненный (содержание воды в продукции скважин менее 20 %) фонд представлен очень незначительным числом скважин (245 ед. – 7 %).

По состоянию на 1.01.2012 г. общий фонд объекта составляет 5894 скважины, в том числе добывающий - 4444, нагнетательный – 1427, фонд газовых скважин – 23.

В добывающем фонде объекта числится 4444 скважины, из них: действующих – 3449, бездействующих – 388, в освоении – одна, в консервации –187, наблюдательных – пять, пьезометрических – 281, ликвидированы или в ожидании ликвидации – 133. Эксплуатационный добывающий фонд составляет 3838 скважины (86,4 % от общего числа добывающих скважин).

В настоящее время практически весь добывающий фонд эксплуатируется механизированным способом, добывают продукцию фонтанным способом всего 12 скважин (0,3 % действующего фонда).

В нагнетательном фонде числится 1427 скважин, из них: действующих – 1297, бездействующих – 72, пьезометрических – 17, ликвидированы - 41. Эксплуатационный нагнетательный фонд составляет 1369 скважин (96 % от общего числа нагнетательных скважин).

В газовом фонде по объекту числится 23 скважины, все они ликвидированы.

3. Способы и методы освоения скважин на приток

Освоение скважины — это комплекс геолого-технологических мероприятий, направленных на вызов притока из продуктивного пласта и обеспечивающих сохранение максимальной продуктивности  коллектора.

Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пласта-коллектора, очищение перфорационных отверстий и получения того количества продукции скважины, которое соответствует потенциальным возможностям конкретной скважины.

Способы вызова притока жидкости (освоения) выбираются исходя от текущего значения пластового давления. В скважинах, где пластовое давление значительно превышает гидростатическое давление (фонтанные скважины), вызвать приток технологически проще, чем в скважинах с низким пластовым давлением, в которых нередко приходится применять специальные меры. При этом в скважинах с низкой проницаемостью пласта, необходимо дополнительно проводить работы по увеличению проницаемости.

Различают следующие способы освоения скважин: замена скважинной жидкости на жидкость с меньшей плотностью, свабирование, компрессирование, освоение струйным насосом, тартание, освоение глубинными насосами, освоение при помощи ГНКТ.

Замена жидкости на более легкую

Проводят смену скважинного раствора прямой или обратной промывкой при спущенных НКТ и герметизированном устье. Глинистый раствор заменяют на пластовую воду, пластовую воду на пресную или нефть, а нефть замещают различными пенными системами.

При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м3 на нефть с плотностью 900кг/м3 максимальное снижение давления составит всего (1200-900)/1200 * 100% = 25% от давления создаваемого столбом пластовой воды. Если данным методом вызвать приток нефти из пласта не удается, применяют другие способы освоения. Обычно это свабирование или компрессирование.

Свабирование

Одним из самых распространенных способов снижения забойного давления в скважине является свабирование. Сваб представляет собой поршень, оборудованный клапаном, который спускают на кабеле в лифт НКТ. Клапан при спуске поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне.

Глубина погружения сваба зависит от технических возможностей геофизической станции, на которой установлен барабан с кабелем, на котором спускается сваб и геофизические приборы. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью кабеля и обычно не превышает 250м. Соответственно объём выкачиваемой жидкости за один рейс составляет не более 0,75м3 для НКТ 73мм, и не более 1м3 для НКТ 89мм. По факту максимальные объёмы выносятся свабом в самом начале проведения работ, когда уровень жидкости в скважине практически возле устья, глубина погружения сваба мала и сам сваб находится в неизношенном состоянии.

Устье при свабировании открыто для выноса жидкости, но возможность герметизации скважины всегда имееется. Обычно роль герметизирующего устройства играет задвижка на фонтанной арматуре. Иные схемы компоновки устьевого оборудования, не предусматривающие налчичие фонтанной арматуры запрещены.

Свабирование выполняется в колоннах НКТ с наружним диаметром 73 и 89мм. Спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или подготовленными и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах.

Свабирование достаточно долгий способ освоения. Поэтому когда есть возможность то применяют компрессирование инертным газом.

Компрессирование

При компрессировании приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом. Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны.

Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.

Освоение струйными насосами

Использование струйных насосов позволяет:

• 
  Осваивать скважины с низким пластовым давлением;
  
• 
  Производить снижение забойного давления, создавать плавную, управляемую депрессию на пласт с подачей рабочей жидкости как в трубное, так и в межтрубное пространство;
  
• 
  Производить спуск в скважину автономных глубинных манометров с целью оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;
  
• 
  Производить закачку ПАВ, кислот в пласт под давлением.
  

Тартание

Тартание — это метод освоения скважины жидкости желонкой, которая спускается на тонком канате с помощью лебедки. Желонка представляет собой трубу длиной 8м, в нижней части которой находится клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки находится скоба для установки каната. Обычно диаметр желонки не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За одно СПО желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06м3.

Тартание — крайне малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Герметизация устья при фонтанных проявлениях не возможна до полного извлечения желонки на поверхность.

Возможность извлечения различного рода осадка с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу преимущества. Данный метод широко распространен при нормализации забоя скважин после проведения ГРП, когда интервал перфорации частично или полностью пересыпан проппантом.

Освоение глубинными насосами

На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рзаб<Рпл, при котором из продуктивного пласта начинает поступать флюид. Принято что данный метод эффективен в тех случаях, когда уже известно, что скважине не требуется глубокая, длительная депрессии для очистки призабойной зоны от раствора глушения. Перед спуском насоса скважина обязательно промывается до забоя водой или нефтью.

Освоение пенными системами

Метод похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затруб закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для освоения к скважине подбивают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.

При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5м/с.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной газожидкостной смеси. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. При попадании газожидкостной смеси в НКТ давление нагнетания снижается.

Газожидкостный эжектор

Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов состоит в приготовлении с помощью последних, насосного и компрессорного оборудования двухфазных пен, закачивании их в скважину для вытеснения воды и создании необходимой величины депрессии на забое за счет меньшей плотности пены и ее самоизлива.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать в качестве источников сжатого воздуха компрессоры пневматической системы буровой установки или передвижные компрессоры высокого давления.

Освоение с ГНКТ

Комплекс работ при освоении потенциального объекта с помощью установки гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) включает в себя операции, предшествующие освоению и осуществляемые при вызове притока. К технологическим операциям, прешествующим освоению, относятся:

1. 
   Подготовительные работы к перфорации.
   
2. 
   Перфорация.
   
3. 
   Подготовительные работы к вызову притока.
   

К технологическим операциям по вызову притока относят мероприятия, при реализации которых достигается снижение забойного давления и создание условий для фильтрации пластового флюида из продуктивного пласта в скважину с последующим подъемом флюида на поверхность.

Преимущества использования ГНКТ:

• 
  Сокращение времени и повышение безопасности СПО за счет исключения свинчивания-развинчивания резьбовых соединений;
  
• 
  Улучшение условий прохождения интервалов набора кривизны и протяженных горизонтальных участков скважин;
  
• 
  Повышение технико-экономических показателей бурения и освоения скважин;
  
• 
  Исключение необходимости глушения скважин и, как следствие, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
  
• 
  Обеспечение герметичности устья скважины, что создает возможность управления ситуациями, связанными с вероятными выбросами и фонтанированием;
  
• 
  Возможность бурения части ствола и обслуживания скважин с созданием режима депрессии на забое;
  
• 
  Компактность бурового оборудования с возможностью применения на ограниченных размерах рабочих площадок.
  

Недостатки ГНКТ:

• 
  Отсутствие возможности проворота колонны гибких труб в скважине;
  
• 
  Сложность ремонта колонны гибких труб в промысловых условиях;
  
• 
  Ограничение длины колонны гибких труб диаметром барабана для намотки трубы;
  
• 
  Сложность изготовления колонны гибких труб;
  
• 
  Вероятность чрезмерного скручивания колонны гибких труб в скважине и повреждение.
  

С 1977 г. до 1987 г. за счет работы «авандельты» объект АВ₁^1-2 характеризуется достаточно высокими отборами (более 2,5 млн т нефти в год). В эти годы средний дебит нефти по объекту был всегда выше 20 т/сут, достигая значений 115,0 т/сут (1977 г.), все последующие годы дебит нефти не превышал 16 т/сут. Максимальный уровень добычи нефти в этот период (4,6 млн т) был достигнут в 1982 году при обводненности 33,0 %;

Начиная с 2001 года, разработка объекта характеризуется значительным ростом добычи (в 2001-2004 гг. ежегодное увеличение отборов нефти составляло 38-56 %), а также снижением обводненности (с 85,1 % в 2000 г. до 71,0 % в 2004 г.). Это связано с активным разбуриванием Усть-Вахской площади месторождения, проведением мероприятий по переводу бездействующих скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах, вводом новых высокопроизводительных горизонтальных скважин и применением технологии ГРП.

В 2008 и 2010-2011 годах были пробурены горизонтальные скважины с входными дебитами, значительно превышающими дебит наклонно-направленных скважин, данный факт обусловлен бурением скважин в зонах распространения высокопроницаемых коллекторов с массивной текстурой. В частности по горизонтальным скважинам 85035Г и 85036Г при запуске в эксплуатацию в 2008 году получен дебит нефти более 100 т/сут (121,4 т/сут и 133,0 т/сут, соответственно), при начальном содержании воды в продукции менее 10 %. Накопленная добыча на скважину составила 29,6 тыс. т (скв. 85035Г) и 77,3 тыс. т (скв. 85036Г).

Проведение ОПР по бурению горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП (куст 2041, л.у. «ТНК-Нижневартовск») в 2010 году подтвердил эффективность применения данной технологии на объекте АВ₁^1-2 в зоне преимущественного развития массивных коллекторов. В 2011 г. приступили к тиражированию результатов ОПР (в зоне деятельности указанного лицензионного участка).

Всего за счет бурения новых скважин в 2007 – 2011 гг. добыто 3438,0 тыс. т нефти или 13,2 тыс. т на скважину. Учитывая, что скважины продолжают эксплуатироваться, а часть из них пробурена только в 2011 г., очевидно, что данный показатель будет значительно выше. По 55 скважинам (21 %) накопленная добыча уже превышает 20 тыс. т/скв., в том числе по семи скважинам накопленные отборы нефти превысили 50 тыс. т/скв.

В течение 2007 – 2011 гг. путем зарезок боковых стволов на объект введено 77 скважин (в т.ч. 27 ЗБС с горизонтальным окончанием и 50 наклонно-направленных).

До 2010 года отмечалась тенденция к снижению эффективности применения данной технологии – наблюдалось значительное уменьшение входного дебита нефти (с 36,5 т/сут в 2007 г. до 12,7 т/сут в 2010 г.). В текущем году средние стартовые показатели работы несколько улучшились по сравнению с 2010 годом, что подтверждает достаточно высокую эффективность ЗБС при качественном подборе скважин-кандидатов. Среднегодовая обводненность по скважинам изменяется в диапазоне 41-71 %.

Всего за рассматриваемый период из боковых стволов добыто 517 тыс. т нефти, или по 6,7 тыс. т нефти на одну скважину.

Наклонно-направленными боковыми стволами отобрано 363,7 тыс. т нефти или по 7,3 тыс. т на скважину. Боковыми стволами с горизонтальными окончаниями добыто 153,5 тыс. т нефти или по 5,7 тыс. т на скважину. Однако, сравнение эффективности ЗБС с различным профилем по накопленным показателям, также как и в случае с бурением новых скважин, несколько некорректно, в связи с поздним вводом большинства горизонтальных ЗБС.

В настоящее время продолжается активное освоение запасов объекта и формирование системы ППД в соответствии с проектными решениями. Однако, обширные площади залежи до сих пор остаются неразбуренными или вовлечены в разработку только единичными скважинами. Некоторые разбуренные участки отличаются редкой сеткой и недостаточным количеством нагнетательных скважин. В отдельных районах объекта отмечается эксплуатация пласта на режиме истощения.

Кратное увеличение ввода новых скважин на объект в последние годы очень ярко отслеживается на графике, представленном на рисунке 5.1.92. Как видно, с 1999 г. резко возросло количество переводов скважин с других пластов. Всего на объект было пробурено 1452 скважины, переведено с других объектов – 4563 скважины. Пробуренными на пласт скважинами добыто 68,7 млн т нефти или 52 % всей добычи пласта (47,3 тыс. т/скв.) Возвратными скважинами добыто 63,8 млн т нефти (48 % добычи), добыча на скважину – 14 тыс. т. Низкие показатели по возвратному фонду обусловлены сложной структурой зон остаточных запасов (низкопродуктивные, либо уже заводненные) и ухудшенным техническим состоянием возвратного фонда. На 1.01.2012 г. накопленная закачка воды по объекту составила 484,2 млн м3 при накопленной добыче жидкости 551,2 млн. т и добыче газа газовой шапки 44 млрд. м3. Компенсация отборов по объекту с начала разработки составила 57,2 %.

Период 1977 - 1985 гг. отличается очень высокой средней приемистостью нагнетательных скважин 645 - 900 м3/сут. Такая приемистость по объекту в начальные годы разработки обусловлена работой скважин в районе авандельты, где улучшенные ФЕС пласта позволяли эксплуатировать скважины с высокой производительностью, значительно превосходящей продуктивность скважин в других зонах пласта. В последующие годы активное освоение других районов пласта привело к увеличению нагнетательного фонда и снижению средней приемистости по объекту.

Наиболее интенсивное освоение объекта отмечается с 2000 года. Этот период характеризуется кратным увеличением фонда, активным проведением различных ГТМ и, как следствие, наращиванием объемов добычи и закачки. За всю историю разработки объекта наибольшие объемы годовой закачки воды, как и максимальные отборы, отмечаются в 2011 г., добыто максимальное количество жидкости – 55,1 млн. т и закачано максимальное количество воды – 46,3 млн м3.

В настоящее время по всей площади объекта ведутся активные работы по вводу новых скважин: осуществляются бурение, переводы, зарезки боковых стволов. Осваивается краевая неразбуренная область. Реализованная плотность сетки скважин по объекту АВ₁^1-2 с учетом всего фонда разбуренных зон на 1.01.2012 г. составляет 31,4 га/скв.

По объекту в последние годы постепенно снижается соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин: 2008 г. – 3,6:1, 2009 г. – 3,4:1, 2010 г. – 3,1:1, 2011 г. – 2,7:1 (Таблица 5.1.43), что является признаком интенсивного формирования системы ППД. Однако, как было показано выше, необходимо не только увеличение количества скважин нагнетательного фонда, но и повышение эффективности их работы с точки зрения поступления всей закачиваемой воды в целевой пласт. С этой целью в период 2009 - 2011 гг. проведены опытно-промышленные работы по внедрению закачки воды в горизонтальные боковые стволы на двух участках залежи.