3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. Анализ системы разработки кустового месторождения 1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 год
 Скачать 0.75 Mb.
|
|
3.2 Анализ показателей работы фонда скважин В соответствии с действующим проектным документом разработки Кустового месторождения - «Дополнение к Технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 981 от 20.12.2007 г.) и корректирующим проектным документом - «Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 1112 от 23.12.2008 г.) проектный фонд в пределах категории ВС1 составляет 631 скважину, в т.ч. 511 добывающих, 111 нагнетательных, 9 водозаборных. За срок действия проектного документа (2008-2011 гг.) из бурения в эксплуатацию введено 26 новых скважин, в т.ч. 24 добывающих (из них девять горизонтальных) и две нагнетательные. Согласно промысловой отчетности, на 01.01.2012 г. на месторождении пробурено и числится на балансе предприятия 457 скважин (в том числе 390 добывающих, 58 нагнетательных и 9 водозаборных), что составляет 72,4% от проектной величины. Фонд, оставшийся для бурения, составляет 174 скважины. Оставшийся для бурения проектный фонд скважин приурочен к краевым частям разрабатываемых залежей, а также к неразбуренным залежам с небольшими размерами и невысокой степенью изученности. В настоящее время из 457-ми скважин, числящихся на балансе предприятия, в эксплуатационном фонде находится 314 скважин, в том числе 221 добывающая (204 действующих и 17 бездействующих) и 93 нагнетательные (81 действующая, 11 бездействующих и одна - в освоении). Весь действующий добывающий фонд механизирован (135 скважин оборудовано ЭЦН, 69 - ШГН). Кроме того, в консервации числится 88 скважин (71 добывающая, 9 нагнетательных, 8 водозаборных), в контрольно-пьезометрическом фонде – 43 скважины (42 добывающих и одна нагнетательная), ликвидировано – 12 скважин (11 добывающих и одна водозаборная). Состояние реализации проектного фонда скважин в таблице 3.2 Таблица 3.2. Состояние реализации проектного фонда скважин.
Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г. приведена на рисунке 3.5.  Рис. 3.5 Структура пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г. Коэффициенты эксплуатации добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 94,7 до 99%, составляя в среднем 98%; нагнетательных скважин – от 98,4% до 100%, в среднем по месторождению – 99,3%. З  а всю историю разработки месторождения в добыче нефти в разное время участвовало 411 скважин (89,9% пробуренного фонда). Из них в 59,4% фонда скважин (244 ед.) накопленный отбор нефти не превышает 20 тыс.т, с отборами 20-50 тыс.т нефти насчитывается 22,9% (94 ед.), с отборами более 50 тыс.т нефти – 17,8% (73 ед.), рисунке 3.6. Рис.3.6 Кустовое месторождение. Распределение скважин по накопленным отборам нефти и жидкости на 2012 год С начала разработки месторождения скважинам добыто 12865 тыс.т нефти, средняя накопленная добыча нефти на одну добывающую скважину составляет 31,3 тыс.т. Максимальный отбор нефти равен 330,4 тыс.т (скважина № 598, объект БС111). Количество скважин с накопленными отборами жидкости менее 20 тыс.т составляет 34,1% (140 ед), с отборами от 20 до 100 тыс.т насчитывается 38,4% (158 ед.), с отборами жидкости 100-300 тыс.т - 17% (70 ед.), с отборами жидкости более 300 тыс.т – 10,5% (43 ед.), рис. 4.2.4. С начала разработки месторождения по скважинам добыто 44410 тыс.т жидкости, средняя накопленная добыча жидкости на одну добывающую скважину составляет 108,1 тыс.т. Максимальный отбор жидкости равен 1217,6 тыс.т (скважина № 808, объект БС112). На рис. 3.7 приведена динамика фонда и показателей эксплуатации добывающих скважин.  Рис..3.7 Кустовое месторождение. Динамика фонда и показателей эксплуатации добывающих скважин. В период активного бурения и ввода в эксплуатацию добывающих скважин дебит жидкости достигал 43,3 т/сут., дебит нефти – 29,3 т/сут. На протяжении дальнейшего периода разработки дебит нефти снижался с 27,9 т/сут. (1992 год) до 6,7 т/сут. (2002 год), при этом обводненность продукции добывающих скважин увеличивалась с 35,6% до 82,7%. С 2003 наблюдается увеличение дебита нефти, что обусловлено бурением и вводом в эксплуатацию новых скважин, в т.ч. горизонтальных, проведением геолого-технологических мероприятий на добывающем фонде (включая бурение боковых стволов, перевод скважин, выполнивших свое проектное назначение, на вышележащий пласт, оптимизацию насосного оборудования и т.д.), а также выбытием низкодебитных и высокообводненных скважин. Обводненность продукции в этот период стабилизировалась на уровне 79-82%. В 2011 году средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 13,6 т/сут., дебит нефти – 8,7 т/сут, при среднегодовой обводненности продукции – 36,1%. В действующем добывающем фонде по состоянию на 01.01.2012 г. находится 204 скважины. Все эксплуатируются механизированным способом: 135 скважин (66,2%) оборудованы установками ЭЦН, 69 скважин (33,8%) – установками ШГН. В 2011 году по месторождению добыто 753,8 тыс.т нефти и 3851 тыс.т жидкости. Эксплуатация скважин с использованием ЭЦН обеспечивает основную часть текущей добычи нефти (89,4%) на месторождении. Среднегодовой дебит скважин по нефти составляет 13,7 т/сут., по жидкости – 74,5 т/сут., обводненность продукции – 81,6%. На долю скважин, оборудованных ШГН, приходится 10,6% годовой добычи нефти. Среднегодовой дебит скважин по нефти составляет 3,4 т/сут., по жидкости – 8,1 т/сут., обводненность продукции – 57,7%. Показатели эксплуатации добывающего фонда за 2011 год с распределением по способам добычи нефти приведены в таблице 3.3. Таблица 3.3 Кустовое месторождение.Показатели эксплуатации скважин с распределением по способам за 2011 год.
Анализ технологических режимов добывающего фонда скважин по состоянию на 01.01.2011 г. показал, что глубина спуска ЭЦН изменяется от 1565 до 2521 м, составляя в среднем 2169 м. Динамический уровень изменяется от 375 до 1877 м и в среднем составляет 1253 м. Большая часть скважин (62,6% или 84 ед.) работает с низким динамическим уровнем (более 1200 м), доля скважин с высоким динамическим уровнем (выше 400 м) незначительна и составляет 2,2%. Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН, осуществляется при забойных давлениях от 5,5 до 19,7 МПа, в среднем составляя 11,5 МПа. Фактические средние забойные давления по объектам разработки поддерживаются в диапазоне 9,1-14,3 МПа, что выше минимального проектного значения (8-11 МПа). По основной части добывающих скважин (67,2% или 94 ед.) забойное давление выше 10 МПа (диапазон – 10,1-19,7 МПа), с забойным давлением ниже минимального проектного эксплуатируется 10 скважин (7,5%). Гистограммы распределения динамических уровней и забойных давлений по добывающим скважинам, в зависимости от способа эксплуатации, приведены на рис. 3.8.  Рис. 3.8 Кустовое месторождение. Распределение динамических уровней и забойных давлений на 01.01.2012 г. Фактические средние коэффициенты подачи электроцентробежных насосов по объектам разработки изменяются от 0,9 до 1,14. Основной фонд установок ЭЦН (74,1%) работает в оптимальной области подач (0,6-1,2), 8,2% - в режиме ниже оптимального и 17,7% - в режиме выше оптимального. По скважинам, участвующим в добыче с применением ШГН, глубина спуска насосов изменяется в пределах 1200-1803 м, составляя в среднем 1619 м. Основной фонд установок ШГН спущен в интервале глубин 1200-1800 м. Динамический уровень изменяется от 590 до 1634 м.Отбор продукции из добывающих скважин, оборудованных ШГН, осуществляется при забойных давлениях от 5,8 до 18,6 МПа. Фактические средние коэффициенты подачи штанговых насосов по разрабатываемым объектам изменяются от 0,13 до 0,65. Большая часть фонда установок ШГН (49,4%) работает в оптимальной области подач (0,5-0,8), 28,9% - в режиме ниже оптимального и 21,7% - в режиме выше оптимального. На 01.01.2012 г. средний дебит нефти скважин действующего фонда составляет 10 т/сут., диапазон изменения данного показателя равен 0,03-101,8 т/сут. Доля низкодебитного фонда (0-3 т/сут.) составляет 33,3% (68 ед.), с дебитом нефти 3-10 т/сут. работает 35,8% скважин (73 ед.), 27,9% скважин (57 ед.) работает с дебитами 10–50 т/сут. и с дебитами более 50 т/сут. эксплуатируется 2,9% или шесть скважин действующего фонда. Дебиты жидкости действующего фонда изменяются от 0,97 до 441,5 т/сут., при среднем дебите жидкости - 52,7 т/сут. С дебитами менее 10 т/сут. в эксплуатации находится 45 скважин (22,1% фонда), 100 скважин (49%) эксплуатируется с дебитами 10-50 т/сут., с дебитами 50-300 т/сут. - 55 скважин (27%), с дебитами более 300 т/сут. работает четыре скважины или 2% действующего фонда. Все скважины эксплуатируются с водой, содержание воды в добываемой продукции изменяется от 6,7 до 99,2%, при средней величине - 81,1%. Структура действующего добывающего фонда такова, что его большая часть – 139 скважин (68,1%) эксплуатируется с обводненностью менее 90 Вклад в добываемую продукцию скважин с обводненностью не более 50% обеспечивает основную часть (63,2%) годовой добычи нефти. Обводненность продукции остальных 65-ти скважин (31,9%) более 90%. Количество скважин, продукция которых обводнена более чем на 95%, составляет 41 скважину (20,1%), по большей части из них (63,4%) дебит нефти не превышает 3 т/сут., удельный вес годовой добычи таких скважин равен 8,3%. Под закачкой воды за всю историю разработки месторождения в разное время перебывало 110 скважин (24,1% пробуренного фонда).Доля скважин с накопленной закачкой менее 200 тыс.м3 составляет 51,8% (57 ед.), с объемом накопленной закачки 200-600 тыс.м3 - 21,8% (24 ед.), с закачкой 600-1000 тыс.м3 количество скважин составляет 17 ед. или 15,5% и с закачкой свыше 1000 м3 - 12 ед. или 10,9%. Распределение добывающих скважин действующего фонда по основным технологическим показателям на 01.01.2012 г. представлено на рис. 3.9.   Рис. 3.9 Кустовое месторождение. Распределение по дебитам нефти (а), идкости (б),обводненности (в) и накопленной добыче нефти (г) на 01.01.2012 В действующем нагнетательном фонде на дату анализа находится 81 скважина. При средней приемистости - 90,2 м3/сут., диапазон изменения приемистости по нагнетательным скважинам составляет 1–490 м3/сут. С приемистостью менее 50 м3/сут. работает 33 скважины (40,7%), с приемистостью 50-200 м3/сут. под закачкой находится большая часть действующего фонда – 39 скважин или 48,1% фонда, с приемистостью более 200 м3/сут. эксплуатируется девять скважин (11,1%). В неработающем фонде (в бездействии, консервации), числящимся на балансе предприятия по состоянию на 01.01.2012 г., находится 88 добывающих (или 25,5% общего добывающего фонда) и 20 нагнетательных (или 19,4% общего нагнетательного фонда) скважин. Основная причина остановки добывающих скважин – высокая обводненность продукции (68 ед. или 77,3% неработающего добывающего фонда), рис. 3.10.  Рис..3.10. Кустовое месторождение. Распределение неработающего фонда скважин по причинам остановки. Из числа неработающих скважин добывающего фонда в эксплуатации на нефть перебывали 80 скважин. Накопленный отбор нефти по этим скважин составляет 1275,1 тыс.т, или 9,9% от накопленной добычи по месторождению. Удельная добыча нефти на 1 скважину в среднем равна 15,9 тыс.т. Менее 20 тыс.т нефти отобрали 78,8% скважин (63 ед.), лишь в 3,8% случаев (3 ед.) накопленная добыча нефти превышает 100 тыс.т. Максимальная добыча нефти - 246,9 тыс.т получена по скважине № 587 объекта БС111. С целью более эффективного использования фонда скважин и интенсивного вовлечения в разработку запасов нефти на месторождении проводятся геолого-технологические мероприятия. По данным отчетности ТПП «Когалымнефтегаз», в период 2005-2011 гг. проведено 394 скв.-опер., в том числе ГРП – 25 скв.-опер. (6,3%), ввод горизонтальных скважин - 9 скв.-опер. (2,3%), бурение бокового ствола (в т. ч. горизонтального) – 5 скв.-опер. (1,3%), ОПЗ – 56 скв.-опер. (14,2%), возврат и приобщение – 73 скв.-опер. (18,5%), перфорационные методы (перестрел, дострел) – 82 скв.-опер. (20,8%), оптимизация - 114 скв.-опер. (28,9%), ремонтно-изоляционные работы (РИР, ВИР) – 14 скв.-опер. (3,6%), ликвидация аварий – 3 скв.-опер. (0,8%) и прочие – 13 скв.-опер. (3,3%). Дополнительная добыча от проведенных мероприятий, по данным отчетности ТПП «Когалымнефтегаз» (в первый год эксплуатации после проведения ГТМ), составляет 306,5 тыс.т, или в среднем 778 тонн на одну скважину. Большая часть дополнительной добычи получена за счет оптимизации режимов работы скважин – 84,9 тыс.т (27,7%), за счет перевода скважин на другой объект получено 61 тыс.т (19,9%), за счет бурения горизонтальных скважин – 53,3 тыс.т (17,4%), за счет применения технологии ГРП – 35,4 тыс.т (11,5%), за счет перфорации дополнительных интервалов – 35 тыс.т (11,5%). Остальной объем дополнительной добычи нефти – 12,1% приходится на ОПЗ, бурение боковых стволов, РИР, мероприятия по ликвидации аварий и прочие. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||