Дубовик ВКР 5. Подбор фонтанного оборудования для оптимизации работы добывающей скважины
 Скачать 1.51 Mb.
|
2 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯПо состоянию на 01.01.2015 г. на рассматриваемых залежах (D3fm1(zd), C2m1+b) пробурено 15 скважин. В добывающем фонде находилось 12 скважин, из них восемь действующих, две скважины - в бездействии, в освоении — одна, наблюдательная - одна. Эксплуатация скважин осуществлялась механизированным способом (четыре скважины ЭЦН) и фонтанным - шесть скважин. В нагнетательном - две скважины, в водозаборном находилась одна скважина. Добыча нефти ведется из двух объектов разработки: D3fm1(zd) и C2m1+b. Основной отбор осуществляется из D3fm1(zd), на долю которого приходится более 90% годовой и накопленной добычи нефти. По состоянию на 01.01.2015 г. накопленный отбор нефти по залежам D3fm1(zd) и C2m1+b месторождения составил 2909 тыс.т (42,9 % от НИЗ кат С1). Текущий КИН - 0,160, обводненность - 44,4%, дебит нефти - 139,3 т/сут, жидкости - 250,5 т/сут. В 2014 г. добыто нефти - 396,5 тыс.т, жидкости - 712,9 тыс.т. Залежь D3fm1(zd). С 2011 г. залежь находится в опытно-промышленной эксплуатации. На 01.01.2015 г. в действующем фонде находится семь скважин - шесть фонтанных (скважина 1, скважина 3, скважина 11, скважина 12, скважина 15, скважина 27,) одна – ЭЦН (скважина 14), одна – в бездействии (скважина 21), одна наблюдательная (скважина 28), одна водозаборная. По состоянию на 01.01.2015 г. добыто 2858,0 тыс.т нефти (50,7% от НИЗ С1) при обводненности продукции – 44,6%. Средний дебит нефти составляет 156,5 т/сут, жидкости - 282,6 т/сут, текущий КИН - 0,218. В 2014 г. добыто 390,6 тыс.т нефти (проект 390,0 тыс.т). Текущее пластовое давление - 33,6 МПа, начальное - 38,2 МПа. Разработка залежи осуществлялась на естественном режиме. Отмечается отставание в формировании системы ППД. Скважина 1 (D3fm1(zd)) введена в эксплуатацию в январе 2008 г. Вступительный дебит нефти составил 322 т/сут при обводненности 1%. За период с января по сентябрь 2008 г. дебит жидкости по скважине 1 увеличился в три раза, что связано с увеличением диаметра штуцера. Не падающее устьевое давление в течение марта — мая позволило с июня 2008 г. установить режим эксплуатации – через штуцер диаметром 24 - 28 мм с дебитом до 700 т/сут. При увеличении диаметра штуцера до 32 – 36 мм (июнь 2009 г. - август 2010 г.) обводненность продукции скважины выросла с 10,5% (июнь 2009 г.) до 41,3%. В 2014 г. с начала года добыча нефти уменьшилось за счет повышения обводненности, если в январе дебит нефти равен 189,8 т/сут, дебит жидкости - 499,5 обводненность - 62,4%, то на 1.01.2015 г. дебит нефти равен 80,4 т/сут, обводненность - 84,5%, дебит жидкости - 520,2 т/сут. По результатам ПГИ от 30.03.2009 г. отмечается ЗКЦ снизу с глубины 3926 м выходом через нижние дыры перфорации. Вероятнее всего ЗКЦ и является источником обводнения. Подъем ВНК, уровень ВНК находится достаточно близко к глубине с которой отмечается ЗКЦ (абсолютной отметкой ВНК отмечается на глубине -3846м, абсолютной отметкой ЗКЦ -3641,1 м). Скважина 3 (D3fm1(zd)) введена в эксплуатацию в январе 2010 г. со вступительным дебитом нефти 356,4 т/сут. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 32 мм. За 10 месяцев работы обводненность увеличилась до 11,2%, дебит жидкости остается на уровне 355 т/сут. В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 120 т/сут, дебит жидкости - 295,7 т/сут, обводненность составляла 59,4%. На 01.01.2015 г. дебит нефти равен 93,6 т/сут., дебит жидкости - 266 т/сут, обводненность - 64,8%. Уменьшение добычи нефти по скважине за отчетный период произошло за счет уменьшения добычи жидкости и повышении обводненности, необходимо провести ПГИ на источник обводнения. На конец года скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 26 мм. Скважина 11 (D3fm1(zd)) в мае 2010 года введена в разработку с начальным дебитом нефти 267,7 т/сут и обводненностью 6,7%. Скважина эксплуатируется фонтанным способом. На 01.11.2010 г. дебит жидкости составляет 367,7 т/сут, обводненность -17,8%. В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 297,5 т/сут, дебит жидкости 360,4 т/сут, обводненность составляла 18,8%, на 1.01.2015 г. дебит нефти равен 427,9 т/сут, дебит жидкости - 472,4 т/сут, обводненность - 9,4%. На конец года скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 20 мм, в начале года эксплуатировалась штуцером диаметром 33 мм. Последний ГИС 23/09/2011 (остановка на глубине 3401 м), необходимо повторно провести ГИС на источник обводнения. Скважина 12 (D3fm1(zd)) расположенная в центре залежи, введена в эксплуатацию в августе 2010 года с дебитом нефти 390,5 т/сут и дебитом жидкости 511,5 т/сут. В течение трех месяце текущего года обводненность продукции скважины снизилась с 23,7 до 2,7%, дебит нефти держится на уровне 530 т/сут. Способ эксплуатации - фонтанный. В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 215,1 т/сут, дебит жидкости 358,4 т/сут, обводненность составляла 40%, на 1.01.2015 г. дебит нефти равен 205,4 т/сут, дебит жидкости - 426,4 т/сут, обводненность - 51,8%. На 01.01.2015 г. скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 33 мм. Последнее ПГИ от 26.09.2011 г. Источник обводнения не выявлено, работы прекращены из-за поломки крана. Потери за счет роста обводненности, (подъем ВНК, исследование 06.09.2006) необходимо перевести ПГИ на источник обводнения. Скважина 14 (D3fm1(zd)) введена в эксплуатацию в декабре 2010 г. с дебитом нефти 15,7 т/сут, и с дебитом жидкости 16,4 т/сут, обводненность 4,2%. Способ эксплуатации фонтанный через штуцер диаметром 28 мм. В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 32,5 т/сут, дебит жидкости 35 т/сут, обводненность составляла 7,1%, на 1.01.2015г дебит нефти равен 32,6 т/сут, дебит жидкости - 33,1 т/сут, обводненность - 1,3%. На 1.01.2015г скважина эксплуатируется механическим способом ЭЦН 50-2100. Скважина находится в периодической эксплуатации. Скважина 15 (D3fm1(zd)) в марте 2011 года введена в разработку с начальным дебитом нефти 215 т/сут, дебит жидкости 218 т/сут, обводненность 1,4%, к концу года дебит нефти составил 111,1 т/сут, дебит жидкости 324,4 т/сут, обводненность 65,7%. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 18 мм, в течение года штуцер не менялся. Причиной недостижения запланированного дебита нефти является рост обводнения, связанный с поступлением подошвенной воды. В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 36,1 т/сут, дебит жидкости 398,6 т/сут, обводненность составляла 90,9%, на 1.01.2015 г. скважина находиться в бездействии текущего года. Причиной потери добычи нефти является неудачное проведение ГТМ на скважине, перевод скважины на мех добычу. Последние ПГИ от 13.01.2012 г. не выполнены по причине непрохождения прибора в интервал исследований. По ПГИ от 11.03.2011 г. в работе находился только нижний интервал перфорации 4069-4073,4. Таким образом, информативных исследований по определению профиля притока после дострела пласта нет. Источником обводнения является нижний интервал перфорации, так как находится за контуром ВНК. Абсолютной отметкой нижних дыр перфорации отмечается на гл. -3860 м, а абсолютной отметкой ВНК на гл. -3846 м. ЗКЦ скважина 15 (дата исследования 22.03.2011). Последний ГИС 13/01/2012. Скважина 27 (D3fm1(zd)) (пилотный ствол) была пробурена в апреле 2013 г. с дебитом нефти 365,1 т/сут и дебитом жидкости 372,2 т/сут, с обводненностью 1,9%. В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 199 т/сут, дебит жидкости 263,2 т/сут, обводненность составляла 24.4%, на 01.01.2015 г. дебит нефти равен 191,6 т/сут, дебит жидкости 272,3 т/сут, обводненность 29,6%. Уменьшение добычи нефти по скважине за отчетный период произошло за счет повышении обводненности. Способ эксплуатации - фонтанный. На 01.01.2015 г. скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 12 мм. Скважина 28 (D3fm1(zd)) введена в эксплуатацию в июне 2010 г. Находится в зоне, осложненной субширотными тектоническими нарушениями. Вступительный дебит нефти 24,7 т/сут, обводненность 30,2%. По причине аварии ЭЦН, отсутствие подачи с августа месяца находиться в бездействующем фонде. Наиболее вероятной причиной недостижения запланированного по годовой программе ГТМ на 2014 года дебита нефти является малая эффективная нефтенасыщенная толщина залежи: по данным комплексной интерпретации ГИС в открытом стволе «ПечорНИПИнефтъ» общая нефтенасыщенная толщина составляет Ннн = 8,1 м, из них перфорированная мощность - 3,2 м, трещиной КГРП вскрыто еще 1,4 м коллектора, нижележащие прослои (Ннн = 3,5 м) не перфорированы из-за близости ВНК. Вторым фактором являются низкие ФЕС - проницаемость 1,41 мД (ГИС 14.05-1.06.10), средневзвешенное значение пористости Кпор = 0,061. C августа 2014 г. по текущее время, скважина находиться в бездействии. На 1.01.2015 г. находится в контрольно-наблюдательном фонде. Скважина 21 (D3fm1(zd)) введена в разработку в марте 2010 г. Весь текущий 2014 г. скважина находится в бездействии. На скважину 21 по годовой программе ГТМ планировался перевод на мехдобычу, по оперативной программе ГТМ (март 2014 г.) планировался перевод под закачку, фактически мероприятия не выполнены из-за аварии при КРС. При подъеме оборудования в скважине остались 20 НКТ-73, пакер Polar Eskimo с хвостовиком-воронкой, проведено извлечение аварийного оборудования работой на НКТ в интервале 3880-3897 м (куски пакерной резины, элементы аварийных НКТ размером 5-20 см), бригада КРС снята 2.04.14. На 1.01.2015г. находится в освоении под нагнетание. Скважина 30 (D3fm1(zd)) введена в разработку в феврале 2011 г. Вступительный дебит нефти составлял 272,4 т/сут, дебит жидкости 354,1 т/сут обводненность 23%, к концу года дебит нефти равен 167,4 т/сут, дебит жидкости 282,6 т/сут, обводненность 40,8%. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 10 мм. Основной приток нефти отмечается из среднего интервала перфорации, работа верхнего интервала незначительна. Забой негерметичен. Основное поступление воды в скважину отмечается через забой, связано с негерметичностью забоя (3923 м). В 2014 г. в начале года дебит нефти равен 112,3 т/сут, дебит жидкости 192,7 т/сут, обводненность составляла 41,7%, на 1.01.2015 г. дебит нефти равен 125,9 т/сут, дебит жидкости - 238,1 т/сут, обводненность — 47,1%. На 1.01.2015 г. скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 10 мм. Основной приток нефти отмечается из среднего интервала перфорации, работа верхнего интервала незначительна. Основное поступление воды в скважину отмечается через забой, связано с негерметичностью забоя (3923 м). По состоянию на 01.01.2015 г. с начала эксплуатации добыча нефти составила 2858 тыс.т, добыча жидкости - 4278 тыс.т, отбор от НИЗ - 55,7%. Из приведенных данных процесс вытеснения осуществляется с характеристикой вытеснения близкой к проектной [1]. Технологический режим работы добывающих скважин Баяндыского месторождения на 2013 год можно посмотреть в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технологический режим работы добывающих скважин на 2013 год
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||