КРС методы совершенствования. Дипломного проекта Совершенствование работ в капитальном ремонте скважин на примере месторождения тпп Урайнефтегаз
 Скачать 0.86 Mb.
|
2.2 Анализ показателей работы фонда скважинВ соответствии с решениями действующего проектного документа «Дополнения к технологической схеме разработки Сыморьяхского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 86-17 от 19.12.2017) общий фонд скважин по месторождению был утвержден в количестве 605 единиц, в том числе 45 скважин из поисково-разведочных скважин (15 – в консервации после бурения, 30 – в ликвидации после бурения), фонд для бурения – 223 скважины (таблица 3.2.3). Таблица 3.2.3 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2019. Сыморьяхское месторождение
Весь действующий фонд на месторождении (209 единиц) эксплуатируется механизированным способом, распределение по типам глубинно-насосного оборудования выглядит следующим образом: 134 скважины (64,1 %) – оборудованы ЭЦН; 75 скважин (35,9 %) – оборудованы ШГН . По состоянию на 01.01.2019 на месторождении пробурено 410 скважин, в том числе: добывающих – 279 (209 действующих, 4 бездействующих, 34 в консервации, 32 ликвидированы), нагнетательных – 107 (87 действующих, 4 бездействующих, 16 в консервации), контрольных – 14 (все пьезометрические), специальных – 10 (все водозаборные). На месторождении пробурено 7 поисковых и 60 разведочных скважин, из них 18 скважин числятся в добывающем фонде и 4 в нагнетательном, остальные 45 скважин в эксплуатацию не вводились. Таким образом, проектный фонд реализован на 68%, для бурения осталось 202 скважины, из них 151 добывающая и 51 нагнетательная. Среднегодовая обводненность в 2018 году составила 85,8 %. По обводнённости добываемой продукции действующий фонд на 01.01.2019 распределяется следующим образом (рисунки 3.2.2, 3.2.3): от 2 до 20 % – 9,6 % фонда (20 скважин); от 20 до 50 % – 11,0 % фонда (23 скважины); от 50 до 90 % – 46,9 % фонда (98 скважин); от 90 до 95 % – 14,4 % фонда (30 скважин); более 95 % – 18,2 % фонда (38 скважин). В целом по месторождению, действующий добывающий фонд скважин можно охарактеризовать как высокообводненный – у 79,4 % скважин обводненность превышает 50 %, причем, более, чем у 32,5 % скважин обводненность превышает 90 %. Средний дебит по нефти добывающих скважин в 2018 году составил 4,0 т/сут. Распределение скважин по дебиту нефти на 01.01.2019 следующее (таблица 3.2.5, рисунок 3.2.2): менее 1 т/сут – 21,5 % фонда (45 скважин); от 1 до 2.5 т/сут – 32,5 % фонда (68 скважин); от 2,5 до 10 т/сут – 38,3 % фонда (80 скважин); от 10 до 20 т/сут – 6,2 % фонда (13 скважин); более 20 т/сут – 1,4 % фонда (3 скважины). Как видно из распределения по дебитам нефти основной фонд является низкодебитным: 193 скважины (92,3 %) действующего добывающего фонда имеют дебит нефти ниже 10 т/сут, в том числе 113 (54,1 %) из них имеют дебит нефти ниже 2,5 т/сут. С дебитом нефти более 10 т/сут работает 16 (7,7 %) скважин, из них дебит выше 20 т/сут имеют только три скважины. Средний дебит по жидкости добывающих скважин в 2018 году составил 28,4 т/сут. Распределение скважин действующего фонда по дебиту жидкости следующее (таблица 3.2.6, рисунок 3.2.3): менее 5 т/сут – 22,5 % фонда (47 скважин); от 5 до 10 т/сут – 21,1 % фонда (44 скважины); от 10 до 20 т/сут – 21,1 % фонда (44 скважины); от 20 до 50 т/сут – 22,5 % фонда (47 скважин); от 50 т/сут до 100 т/сут – 6,2 % фонда (13 скважин); от 100 т/сут до 150 т/сут – 3,3 % фонда (7 скважин); более 150 т/сут – 3,3 % фонда (7 скважин). Фонд характеризуется и низкими дебитами жидкости: 91 скважина (43,5 % фонда) действующего добывающего фонда имеют дебит жидкости ниже 10 т/сут, в том числе 47 (22,5 %) из них имеют дебит ниже 5 т/сут. С дебитом от 10 до 50 т/сут работает также большинство скважин (43,5 %) и 27 скважин (12,9 %) имеет дебит более 50 т/сут, из них дебит выше 100 т/сут имеет 13 скважин (6,2 %).  Рисунок 3.2.2 – Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности  Рисунок 3.2.3 – Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности Всего с начала разработки месторождения в эксплуатации перебывало 323 скважины, в т. ч. 79 скважин после отработки были переведены под закачку. Отобрано с начала разработки 7185 тыс.т, накопленные отборы нефти по скважинам изменяются от 0,006 тыс.т до 212,5 тыс.т и в среднем на одну скважину приходится 22,2 тыс.т. Накопленные отборы нефти по скважинам, переведенным под закачку составили 794 тыс.т (11 % от накопленной добычи нефти по объекту), изменяясь по скважинам в пределах 0,104 ÷ 79,4 тыс.т, в среднем на одну скважину приходится 10,1 тыс.т нефти. По накопленным отборам нефти фонд скважин распределяется следующим образом (рисунок 3.2.6): менее 1 тыс.т отобрали 23 скважины или 7,1 % фонда, перебывавшего в добыче на нефть; 64 скважины (19,8 %) – от 1 до 5 тыс.т; 54 скважины (16,7 %) – от 5 до 10 тыс.т; 84 скважины (26,0 %) – от 10 до 25 тыс.т; 61 скважина (18,9 %) – от 25 до 50 тыс.т; 31 скважина (9,6 %) – от 50 до 100 тыс.т; 6 скважин (1,9 %) – более 100 тыс.т. В настоящее время из 87 добывающих скважин, отобравших менее 5 тыс.т нефти, в добывающем фонде находится 42 скважины (24 действующих, 1 в бездействии, 10 в консервации, 7 в пьезометрическом фонде), 45 скважин переведены после отработки на нефть в нагнетательный фонд.  Рисунок 3.2.6 – Распределение фонда скважин по накопленным отборам нефти Причины низких значений отборов нефти по ряду скважин, перебывавших в отработке на нефть, следующие: в эксплуатации принимали участие скважины нагнетательного фонда, которые после отработки на нефть были переведены под закачку; низкие ФЕС; часть скважин была переведена в неработающую категорию после незначительного срока эксплуатации по причине обводнения законтурной водой или подошвенной водой. По состоянию на 01.01.2019 неработающий фонд составляет 64 скважины, из них 46 добывающих (34 – в консервации, 12 – пьезометрических) и 18 нагнетательных (16 – в консервации, 2 – пьезометрических). Скважины, находящиеся в бездействии в неработающий фонд не включались. Скважины выбыли в неработающий фонд по следующим причинам: низкие дебиты – 24 скв.; высокая обводненность – 9 скв.; отсутствие обустройства разведочных скважин – 15 скв.; низкая приёмистость – 7 скв.; прочие причины – 9 скв. Из числа неработающих скважин в эксплуатации на нефть перебывало 42, не вводились в эксплуатацию 15 поисково-разведочных скважин, числящиеся в консервации после бурения из-за отсутствия обустройства. В таблице 3.2.7 представлена характеристика неработающего фонда и программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин Сыморьяхского месторождения. Накопленная добыча нефти по данной категории скважин составила 289 тыс.т или 4 % от накопленной добычи по месторождению. По накопленным отборам нефти неработающий фонд скважин распределяется следующим образом (рисунок 3.2.7):  Рисунок 3.2.7 – Распределение неработающего фонда скважин по накопленным отборам нефти менее 5 тыс.т нефти отобрали 25 скважин – 59,5 % фонда, перебывавшего в отработке на нефть (из них 31 % скважин с накопленным отбором менее 1 тыс.т); от 5 до 20 тыс.т – 10 скважин (23,8 %); от 20 до 30 тыс.т – 6 скважин (14,3 %); более 30 тыс.т – 1 скважина (2,4 %). В бездействующем добывающем фонде числятся 4 скважины, дебит нефти на момент остановки по 3 из них составлял не более 1 т/сут и обводненность 96-98 %, в одной скважине дебит нефти составлял 4,7 т/сут и обводненность 97,8 %. В консервации числятся 34 добывающих скважины, из них 19 скважин переведены после эксплуатации и 15 поисково-разведочных – после бурения. На момент консервации 16 скважин имели дебит нефти не более 1 т/сут и высокую обводненность (50 - 98 %), в 3 скважинах дебит нефти не превышал 5 т/сут и обводненность также составляла 61,5 – 99,5 %. Таким образом, основными причинами перевода добывающих скважин в бездействие, консервацию и пьезометрический фонд, наряду с технико-технологическими, являются низкий дебит нефти и высокая обводнённость. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||