Технология и расчеты. 2 техникотехнологический раздел
 Скачать 2.08 Mb.
|
 Рисунок 2.2 – Динамика изменения давления, объемы добычи и закачки жидкости В таблице 2.2 приведено сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. Основная причина отставания фактических показателей от проектных, на мой взгляд, в неэффективной системе разработки.  Рисунок 2.3 – Накопленная добыча нефти  Рисунок 2.4 – Накопленная добыча жидкости Таблица 2.2 – Сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. на Илькинском месторождении
Для максимального отбора жидкости и нефти из пласта необходимо поддерживать пластовое давление. С этой целью осуществляется воздействие на пласт путём закачки воды. С самого начала разработки необходимо следить за изменениями пластового давления и не допускать его снижения. За счет подъёма водонефтяного контакта пласт выработан по мощности на 4,3 м, а за счет продвижения контуров нефтеносности пласт выработан по площади на 175 м на северо-восточном участке и на 100 м на юго-западном. Это объясняется тем, что на северо-восточном участке объем закачки воды в пласт и отбор жидкости больше, чем на юго-западном, так как на южном блоке систему ППД начали применять только в 2006 году. После внедрения системы поддержания пластового давления динамика обводнения менялась со временем таким образом, что максимальные отборы по воде оказались сконцентрированы в центральной части месторождения (скважины № 1624, 1853, 56, 1634 и другие), а в краевых зонах, на северо-восточной и особенно на юго-западной степень обводнения продукции осталась практически неизменной. По таблице 2.3 можно проследить, что пласт Дкын практически полностью выработан. Остаточные запасы нефти составляют 89 тысяч т. Таблица 2.3 – Выработка запасов нефти по отложениям кыновского горизонта Илькинского месторождения
В целом из анализа разработки кыновских залежей нефти Илькинского месторождения можно сделать вывод о положительном опыте применения ППД закачкой пластовой воды. Однако сложившаяся система разработки месторождения недостаточно эффективна, поскольку наиболее интенсивно вырабатываются только участки вблизи очагов нагнетания. При этом невыработанными остаются краевые участки залежи. 2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения На 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 85 скважин. В добывающем фонде числится 61 скважина, из них действующих - 56, бездействующих - 5. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин. Кроме того, в фонде имеются 2 пьезометрические скважины, 8 скважин ликвидированных (из них 7 скважин после бурения и 1 скважина после эксплуатации), 1 скважина находится в консервации. [3] В 2003 г. в скв. 1615 был забурен боковой ствол, ему был присвоен номер 1615с1. На сегодняшний день эта скважина эксплуатируется с открытым забоем на пласт Дкн1. На 01.01.13 г. пробурено 7 новых скважин. Среди них в добывающем фонде числится 5 скважин, 1 скважина находится в бездействии и 1 – в консервации. Фонд скважин приведен в таблице 2.4. Таблица 2.4 – Фонд скважин Илькинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.
Рассмотрим фонд нагнетательных скважин Илькинского месторождения более подробно. Нагнетательный фонд скважин длительное время оставался стабильным и составлял 8 скважин. И только в 2006 году перевели две скважины под нагнетание с целью увеличения пластового давления, изменения направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон. Еще 2 скважины были переведены в фонд нагнетательных скважин в 2010 и 2012 гг. С целью увеличения охвата залежи заводнением, проектное площадное заводнение совершенствуется очаговым путем перевода под нагнетание обводнившихся эксплуатационных скважин. В качестве вытесняющего агента используют высокоминерализованные термальные воды терригенного девона. Плотность воды составляет 1,15 г/см3. Закачка воды производится ЭЦН из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа и не выше 0,6 горного давления. Самая распространенная установка, используемая для закачки на Илькинском месторождении – ЭЦН5-2-1950. За год в среднем закачивается 65,5 тысяч м3 воды. В таблице 2.5 представлены значения приемистости по всем нагнетательным скважинам месторождения. Таблица 2.5 – Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.)
По вышеизложенным данным приведем гистограмму.  Рис. 2.5 - Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.) Приёмистость по 12 скважинам Илькинского месторождения колеблется от 20 до 60 м3/сут. По 4 скважинам (33,3 % фонда) приёмистость составляет от 20 до 25 м3/сут, по 2 скважинам (16,7 % фонда) приемистость изменяется от 40 до 45 м3/сут и от 50 до 55 м3/сут, и всего по 1 скважине (8,3% фонда) приемистость составляет 60 м3/сут (рис. 2.5). В таблице 2.6 представлено распределение всех нагнетательных скважин месторождения по водозаборным скважинам. Таблица 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки
Учитывая данные из таблицы 2.6, строим гистограмму.  Рис. 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки Как видно из гистограммы (рис. 2.6), источником закачки пластовой воды на Илькинском месторождении являются 5 водозаборных скважин. В 5 нагнетательных скважин (41,7 % фонда) осуществляется закачка воды из скв. 1646, по 2 нагнетательные скважины (16,7 % фонда) обеспечивают водой скв. 1611, 1623 и 1858, и 1 скважину (8,3% фонда) – скв. 1613. Таблица 2.7 - Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по забойному давлению
На рисунке 2.7 представлено распредение нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления. Исходя из этого можно сказать, что у большинства скважин (33,3 % фонда) забойное давление колеблется в пределах 22-24 МПа, наивысшие значения (более 30 МПа) отмечаются всего на двух скважинах месторождения.  Рисунок 2.7 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давленияВ качестве наземного оборудования на скважинах Илькинского месторождения применяется арматура марки АН1-65х210. В качестве подземного оборудования используются НКТ и пакеры. Диаметр НКТ – 73 мм. Распределение нагнетательных скважин месторождения по пакерам приведено в таблице 2.8 Таблица 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера
Таким образом, самый распространенный тип пакера, используемый в нагнетательных скважинах Илькинского месторождения - ПВМ-122-500, предназначенный для уплотнения колонны НКТ и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах – установлен на 5 скважинах (41,7 % фонда). Менее применим пакер двухстороннего действия ПРО-ЯДЖ-122, предназначенный для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия закачиваемой воды – 3 скважины (25 % фонда). Всего по одной скважине приходится на пакера типов ПМ-А1 122-52-500 и ПРО-ЯМО-118, что составляет 8,3 % фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения. Исходя из таблицы строим гистограмму.  Рисунок 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера Обобщая характеристику фонда скважин Илькинского месторождения, можно отметить, что в настоящее время в фонде действующих добывающих скважин месторождения находятся 56 скважин. Нагнетательный фонд ограничен 12 скважинами. Разбуривание сетки скважин на Илькинском месторождении осуществлено кустами с расположением на одном кусту добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 8,5:1. 2.3 Анализ причин снижения приемистости скважин в условиях Илькинского месторождения. Анализ динамики коэффициентов приемистости по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения При всем многообразии осложняющими условиями, затрудняющими охват пластов по всей толщине заводнением и снижающими приемистость скважин после ввода их под закачку, являются геологические, технологические факторы и факторы, связанные со свойствами нагнетаемой воды и процессом фильтрации (рисунок 2.9). [4] | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||