МСС. М. Т. Нухаев подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
 Скачать 2.59 Mb.
|
|
2.3 Анализ состояния фонда скважин По состоянию на 01.01.2013 г. на Ванкорском месторождении пробурено 206 добывающих скважин на основные эксплуатационные объекты, в т.ч. 124 23 скважины на объект Як-III-VII, 55 скважин на Нх-III-IV, 27 скважин – на Нх-I, 12 газовых – Дл-I-III, 125 – нагнетательных (48–Як-III-VII, 49–Нх-III-IV, 28 - Нх-I) и 72 водозаборных. Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин – 71%. По состоянию на 01.01.2013 г. из газового объекта Дл-I-III добыто 1190,1 млн.м 3 . газа, при проектной - 1207 млн.м 3 . Действующий фонд добывающих скважин - 10 ед. (по проекту 11). По состоянию на 01.01.2013 г. отбор от НИЗ из газонефтяного объекта Як-III-VII составил 3,4% (по проекту 3,6%). Пробуренный фонд скважин 124 ед. соответствует проектному (122 скв.). Средняя обводненность добывающих скважин выше проектной и составила 40% (проект 17%). Средний дебит нефти и жидкости равен 324,4 и 454,9 т/сут (проектный 291,9 / 351,9 т/сут). По состоянию на 01.01.2013г. отбор от НИЗ из нефтяного объекта Нх-I составил 1,5% (по проекту 2,9%). Пробуренный фонд скважин 17 ед. соответствует проектному (17 скв.). Средняя обводненность добывающих скважин составила 8,3% (проект 1,3%). Средний дебит нефти и жидкости выше проектных показателей 114 и 123,5 т/сут (проектные 107,5 / 108,9 т/сут). По состоянию на 01.01.2013 г. отбор от НИЗ из нефтегазоконденсатного объекта Нх-III-IV составил 2,8% (по проекту 3,8%). Пробуренный фонд скважин 82 ед. соответствует проектному (82 скв.). Средняя обводненность добывающих скважин близка к проектной и составила 17% (проект 18%). Средний дебит нефти и жидкости значительно ниже проектных показателей 229,4 и 267,9 т/сут (проектные 280,4 / 342,4т/сут) [13]. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2013 г. представлена в таблице 8. Таблица 8 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2013 г. Наиме нова- ние Характеристика фонда скважин Пласты Як-III- VII Нх-III- IV Нх-I Дл- I-III Нс Итого Фонд добы- ваю- щих сква- жин пробурено 133 59 30 0 0 222 переведены из нагнетания в отработку на нефть 9 23 11 0 0 43 всего 142 82 41 0 0 265 в том числе: действующие, дающие нефть 132 70 38 0 0 240 из них фонтанные 9 54 3 0 0 66 ЭЦН 123 16 35 0 0 174 ШГН 0 0 0 0 0 0 бездействующие 0 0 0 0 0 0 в освоении после бурения 10 3 3 0 0 16 в консервации 0 0 0 0 0 0 наблюдательные 0 9 0 0 0 9 24 Окончание таблицы 8 Наименован ие Характеристика фонда скважин Пласты Як-III- VII Нх-III- IV Нх-I Дл- I-III Нс Итого Фонд нагнетательн ых скважин пробурено 53 55 29 0 0 137 всего 53 55 29 0 0 137 в том числе: под закачкой 34 18 17 0 0 69 бездействующие 0 0 0 0 0 0 в освоении после бурения 4 3 1 0 0 8 в консервации 0 1 0 0 0 1 Наблюдательные 6 10 0 0 0 16 в отработке на нефть 9 23 11 0 0 43 Фонд газовых скважин пробурено 0 0 0 22 0 22 всего 0 0 0 22 0 22 в том числе: действующие 0 0 0 10 0 10 бездействующие 0 0 0 1 0 1 в освоении после бурения 0 0 0 10 0 10 в консервации 0 0 0 0 0 0 Наблюдательные 0 0 0 1 0 1 Фонд специальных скважин (водозаборн ые) пробурено 0 0 0 55 21 76 Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности на 01.01.2013 год представлено в таблицах 9-11. Таблица 9 – Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения на 01.01.2013 год. Дебит нефти , т Обводненность, % 0-20 20-50 50-70 >70 <300 307, 310, 343, 350, 362, 396, 461, 508, 513, 515, 517, 526, 527, 529, 540, 554, 568, 572, 575, 580, 584, 591, 595, 599, 600, 615, 616, 620, 622, 625, 631, 633, 634, 636, 637, 639, 643, 644, 655, 736, 509В 300,321,331,346,351,371,4 52,453,456,463,491,528,56 1,923 318, 322, 458, 462, 467, 492, 506, 535, 536, 551, 640 319, 328, 329, 332, 335, 377, 447, 449, 542, 552, 564, 577, 641 25 Окончание таблицы 9 Дебит нефти , т Обводненность, % 0-20 20-50 50-70 >70 300- 500 314, 330, 349, 364, 365, 366, 555, 569, 601, 614, 626, 628, 629, 632, 635, 942 304, 316, 320, 336, 345, 360, 361, 638 305, 315, 451 - 500- 700 317, 334, 392, 394, 623, 911 301, 376, 381, 383, 387, 621, 373БИС 333 - >700 344, 372, 382, 393, 617 308, 309, 375, 386 - - Таблица 10 – Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Нх-I Ванкорского месторождения на 01.01.2013год Дебит нефти, т. Обводненность, % 0-20 20-50 50-70 >70 <100 700, 702, 704, 706, 707, 709, 714, 718, 728, 734, 752, 816, 817, 820, 824, 833, 852 703, 723 724, 735 729 100 - 200 120, 708, 711, 712, 716, 722, 749, 800, 825, 836 701 - - 200-300 710, 726, 819 - - - >300 705 - - - Таблица 11 – Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Нх-III-IV Ванкорского месторождения на 01.01.2013год Дебит нефти, т. Обводненность, % 0-20 20-50 50-70 >70 <200 106, 108, 110, 112, 116, 149, 154, 155, 159, 161, 224, 227, 122БИС, 9Р 100, 101, 105, 128, 137, 188, 197, 206 144, 146, 151, 184 118, 190, 198, 217 200- 400 103, 107, 114, 115, 119, 124, 125, 129, 130, 133, 138, 139, 141, 142, 145, 148, 152, 156, 164, 165, 169, 175, 183, 186, 208, 225, 226, 228 117, 134 - - 400- 600 121, 157, 166, 172, 247, 162В, 162СВ - - - >600 168, 170 - - - 26 2.4 Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти Поскольку в разработку Ванкорское месторождение было введено совсем недавно, работ по воздействию на пласт и ПЗС было проведено очень мало. Из вторичных способов разработки используется метод поддержания пластового давления путем закачки воды. Третичные способы разработки (МУН) на месторождении не реализовывались. Для интенсификации притока нефти к добывающим скважинам использовалась солянокислотная обработка. В августе 2010 г. компания Трайкан Велл Сервис провела первую и на момент анализа единственную кислотную обработку на скважине 456 Ванкорского месторождения. Интервал кислотной обработки охватил 3 секции горизонтального участка скважины: с 2920 м до 3000 м, с 3050 м до 3150 м и с 3205 м до 3250 м. Промывка скважины кислотным раствором была ориентирована на весь интервал с 3250 м до 2920 м. Для промывки скважины в целом было использовано 10 м 3 12% соляной кислоты. Для самой кислотной обработки использовалось 37 м 3 12% соляной кислоты. В качестве присадок использовались следующие материалы: ASA-60, AI –3, MS – 1, IC – 7. Скважина осваивалась азотом. Кислотная обработка была спроектирована исключительно для устранения повреждения на основе формирований остаточного кальция. Данная работа не была направлена на какой-либо другой механизм повреждения. Скважина была введена в эксплуатацию в августе 2009 году со стартовым дебитом нефти 152 т/сут, обводненностью 12% и забойным давлением 100 атм. В последний месяц до обработки скважина эксплуатировалась со следующими средними параметрами: дебит нефти 42 т/сут, дебит жидкости 48 т/сут, обводненностью 13,5%, забойное давление 66 атм. После обработки скважина была пущена в работу в середине сентября. После выхода на установившийся режим рабочие параметры скважины составили: дебит нефти 54 т/сут, дебит жидкости 63 т/сут, обводненность 14,4%, забойное давление 51 атм. Обращает на себя внимание значительное увеличение обводненности в первые недели после обработки (на 8%), затем обводненность упала. Таким образом, после обработки забойное давление было снижено на 15 атм, обводненность увеличилась на 1%, коэффициент продуктивность возрос на 20%. На 01.01.2013 г. дополнительная добыча нефти за счет СКО составила 0,5 тыс.т, эффект от воздействия продолжается. Учитывая, что солянокислотная обработка проводилась исключительно с целью устранения повреждения ПЗС формированиями остаточного кальция, данную обработку на этой скважине можно оценить как успешную, но эффективность невысокая. В декабре 2012 г. ООО «КРС Евразия» была проведена соляно-кислотная обработка нагнетательной скважины №213 на объекте Нх 3-4. Наряду с кислотной обработкой были проведены повторные перфорации следующих интервалов: 3496 - 3526 м., 3471 – 3493 м., дострелы в интервалах 3493 – 3496 и 3526 – 3546 м. 27 По результатам замеров приемистость скважины выросла с 29 м 3 /сут. до 150 м 3 /сут. Средняя приемистость на 01.01.2013 г. составляет около 140 м 3 /сут при буферном давлении 165 атм. Данную обработку скважины и дополнительную перфорацию можно оценить как успешное геолого- технологическое мероприятие. Для пилотного проекта по гидроразрыву пласта (ГРП) на Ванкорском месторождении были отобраны четыре скважины пласта Нх-1: №723 и №735 введенные как новые с ГРП, а также №724 и №728 с ГРП на эксплуатационном фонде. По результатам исследований направлений максимального и минимального стрессов был сделан вывод, что все скважины пласта Нх-1 направлены перпендикулярно направлению распространения максимальных напряжений, следовательно все трещины должны быть поперечными. Для скважин переходящего фонда было принято решение произвести перфорацию сетчатого фильтра перфораторами ЗПКО-73 БО плотностью 38 отвертсий на метр с последующим ГРП в отстрелянном интервале. На новых скважинах проводился ГРП первого интервала на перфорированном интервале с последующей отсыпкой интервала проппантом. На следующем этапе проводилась перфорация второго интервала при помощи ГНКТ 51 мм. перфораторами с малогабаритными зарядами DynaWell. Аналогичные работы проводились при подготовке ГРП на третьем интервале. Параметры работы скважин и эффективность ГРП приведены в таблицах ниже: Таблица 12 – Расчетные параметры работы скважин после ГРП на переходящем фонде (одностадийные ГРП) Сква- жина Куст Параметры до ГРП Расчетные параметры Qжид Qнефти Обв Qжид Qнефти Обв ∆Qнефти м 3 /сут т/сут % м 3 /сут т/сут % т/сут 724 7 31 24 7 92 61 20 36,8 728 12 54 44 0 111 91 0 47 Таблица 13 – Запускные параметры работы скважин после ГРП на переходящем фонде (одностадийные ГРП) Сква- жина Куст Параметры до ГРП Дата запуска Запускные параметры Qжид Qнефти Обв Qжид Qнефти Обв ∆Qнефти м 3 /сут т/сут % м 3 /сут т/сут % т/сут 724 7 31 24 7 10.06.11 94 60 22 36,6 728 12 54 44 0 31.03.11 111 91 0 47 На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие: Скважина №724 работает с дебитом нефти – 33 т/сут, дебит жидкости – 54.5 м 3 /сут. и обводненностью 39 %; 28 Скважина №728 работает с дебитом нефти 10 т/сут с обводненностью 1 %. Таблица 14 – Параметры работы новых скважин с многостадийным ГРП Сква- жина Куст Расчетные параметры Дата запуска Запускные параметры Qжид Qнефти Обв Qжид Qнефти Обв % достижения м 3 /сут т/сут % м 3 /сут т/сут % 723 7 104 81 5 13.05.11 124 82 20 100,4 735 12 86 71 0 30.05.11 172 75 47 106 На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие: Скважина № 723 работает с дебитом нефти 39 т/сут., дебитом жидкости 69 м 3 /сут. и обводненностью 44 %; Скважина №735 работает с дебитом нефти 36 т/сут., дебитом жидкости 92 м 3 /сут. и обводненностью 61 %. Исходя из результатов проведения пилотного проекта многостадийного гидроразрыва пласта Нх-1 на Ванкорском месторождении, можно сделать следующие выводы. Во-первых, использование новых перфорационных систем нуждается в увеличении надежности в местах соединения двух секций перфораторов. Во-вторых, для уменьшения времени работ, возможных рисков утечек необходимо изменение конструкции заканичвания горизонтального участка на систему аналогичную StageFrac. По результатам работы скважины №728 можно сделать вывод о низкой эффективности одностадийного ГРП, эффект от которого продлился в течение двух месяцев. Снижение эффекта возможно связано с прекращением дренирования приобщенных маломощных низкопроницаемых пропластков, в результате чего скважина вернулась к первоначальному режиму работы до проведения ГРП. Увеличение обводненности происходит за счет приобщения нижних алевролитистых пропластков. В связи с чем, необходимо проводить постоянный контроль обводненности и анализировать работу скважин в течение следующих за ГРП двух-трех месяцев [13]. В целом, примененные методы интенсификации добычи оказались неэффективными, поэтому перед нефтяниками стоит задача поиска оптимальной технологии, которая позволила бы увеличить эффективность скважин, пробуренных на пласт Нх-I (именно на этот пласт, т.к. по сравнению с другими объектами разработки этого месторождения, этот пласт имеет низкие ФЕС). Не так давно компания «Ванкорнефть» стала применять для этих целей многозабойные скважины. Однако, необходимо понять, какой эффект даёт эта технология, есть ли возможность увеличить этот эффект, какие геолого- технические условия должны быть соблюдены для применения этой технологии, определить перспективы дальнейшего применения этой технологии для пласта Нх-I и в итоге сделать вывод о целесообразности дальнейшего бурения многозабойных скважин. 29 3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 3.1 Методы интенсификации притока Для того чтобы увеличить отбор продукции добывающими скважинами и тем самым сократить сроки разработки залежей на практике широко используются методы интенсификации притока. Эти методы основаны на увеличении продуктивности скважин, в результате чего достигается увеличение дебита. Проведение мероприятий по интенсификации притока может потребоваться сразу после бурения скважины, либо на более поздних этапах жизни скважины, т.к. в ходе разработки месторождений углеводородов нефтяникам приходится сталкиваться с проблемой уменьшения продуктивности скважин. Для понимания того, как работают методы интенсификации притока, нужно сначала рассмотреть понятие коэффициента продуктивности скважины. Коэффициент продуктивности скважины – это отношение дебита скважины к разности пластового и забойного давления, необходимой для создания этого дебита. Исходя из этого объяснения термина, можно понять теоретическую основу КП, используя закон Дарси для радиального притока. 𝑃𝐼 = 𝑄 𝑜 (𝑝 𝑒 −𝑝 𝑤𝑓 ) = 𝑘 𝑒𝑜 ℎ 𝑛𝑜𝑠 18.41∙𝜇 𝑜 ∙𝐵 𝑜 (𝑙𝑛( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )−0.75+𝑆) (3.1.1) , где PI – коэффициент продуктивности; Q o – дебит скважины по нефти; p e – пластовое давление; p wf – забойное давление; k eo – эффективная фазовая проницаемость по нефти; h nos – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; o – вязкость нефти; B o – объемный коэффициент; r e – радиус дренирования; r w – радиус скважины; S – скин-фактор. На основе формулы (3.1.1) можно построить график зависимости дебита скважины по нефти от забойного давления. Этот график зависимости называется индикаторная кривая (см. рисунок 11). Она используется для анализа продуктивности скважины. Форма индикаторной кривой зависит от величин пластового и забойного давления по отношению к давлению насыщения. Представленная типичная индикаторная кривая не предусматривает, что при падении давления в пласте ниже давления насыщения в пласте выделяется газ. В данном случае k eo 30 остается постоянным, несмотря на то, что выделение газа из нефти вызывает увеличение газонасыщенности, что приводит уменьшению k eo Рисунок 11 – Типичная индикаторная кривая [7] В целом, на основании формулы (3.1.1) можно сделать вывод о том, что увеличить продуктивность скважины можно за счет уменьшения скин-фактора и, вследствие этого, увеличения эффективного радиуса скважины. Методы интенсификации притока как раз и направлены на уменьшение скин-фактора и увеличение эффективного радиуса скважины (изменение её геометрии) [4]. Скин-фактор скважины увеличивают следующие факторы: кольматация ПЗП буровым раствором; неполное вскрытие скважины перфорацией; разрушение цемента пласта и его вынос; осаждение солей и АСПО в ПЗП [8]. Для борьбы с каждым из этих факторов существует своя группа методов интенсификации притока. Существуют следующие группы: химические методы; физические методы; механические методы. К химическим методам относятся кислотные обработки, обработки ПАВ, химреагентами и органическими растворителями. Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного 31 раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Достоинства этого метода — экономия времени и средств, а также легкое удаление продуктов реакции из продуктивного пласта. Недостатком метода является отсутствие контроля над тем, куда направится кислота. Жидкость для воздействия на пласт может быть потеряна на непродуктивной зоне. Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды. Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе не смачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней. С помощью обработки ПЗП химреагентами и органическими растворителями удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения. |