Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения. ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228. тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске
 Скачать 6.42 Mb.
|
2.4 Анализ показателей работы фонда скважинНа данный момент Самотлорское месторождение включает в себя около двадцати тысяч скважин, из которых четырнадцать тысяч – это добывающие скважины, пять тысяч – это нагнетательные скважины, около тридцати газовых скважин, а так же около сотни специальных скважин, предназначенных для забора и поглощения воды. Если рассматривать фонд добывающих скважин, то окажется, что из 14 тысяч скважин около 8 тысяч в работе, 4 скважины в освоении после бурения, 1200 скважин бездействуют, тысяча в консервации 44 наблюдающих скважины, и 800 скважин, ожидающих ликвидацию. Распределение добывающих скважин по категориям приведено на рисунке 2.5 В нагнетательном фонде порядка шести тысяч скважин, из которых 4 тысячи действующих, 400 находятся в бездействии и 15 находятся в консервации.
На рисунке 2.6 представлена статистика распределения скважин по нагнетательному фонду на объектах Самотлорского месторождения. В период с 2012 по 2016 год, на предприятии, разрабатывающего Самотлорское месторождение, было проведено около 800 исследований гидро-динамических характеристик пласта, на рисунке 2.7 представлено распределение количества проведенных ГДИС по годам.  Рисунок 2.7 – Количество проведённых ГДИС в период с 2012 по 2016 года на Самотлорском месторождении (объект БВ8) По результатам проведённых гидродинамических исследований скважин при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации Позволило построить кривые падения и восстановления давления .Интерпретация КВД позволила отследить динамику отношения дебита к депрессии, а так же определить степень приемистости на объектах Самотлорского месторождения. Для того, чтобы проводить гидродинамические исследования согласно регламенту, в АО «Самотлорнефтегаз» использовались следующие электронные манометры: Для определения давления на забое скважины, применялись манометры типа АМТ 08, для определения давления на устье, применялись манометры типа МТУ 04. В среднем исследования проводились в течении 100 часов, так как, например для скважины 5247 исследование проводилось около 4 часов, а в скважине 4578 исследования проводились в течении 440 часов. На основании проведённых ГДИС были найдены следующие характеристики пласта и насыщающей его жидкости. Так же при расчетах удалось выяснить, что эффект от проводимых геолого-технических мероприятиях в следствии очистки призабойной зоны пласта а так же гидроразрыва пласта положительно сказался на коэффиценте озагрязнения призабойной зоны пласта, скин фактор составил (-3). Таблица 2.1 - Средние значения и пределы изменения гидродинамических параметров. Объект БВ8
Основные выводы: Объект БВ8 Для уточнения фильтрационных свойств объекта БВ8 в данном исследовании были использованы результаты 911 исследования методом неустановившейся фильтрации жидкости в пласте и 21 исследований методом установившейся фильтрации, выполненные за период 2012-2016 гг. В среднем значения гидродинамических параметров объекта БВ8 составили Коэффициент продуктивности добывающих скважин –14,9 м3/(сутМПа), коэффициент приемистости нагнетательных скважин – 56,14 м3/(сутМПа); Средняя эффективная проницаемость в зонах отбора – 44,2 мД, в зонах закачки – 47,8 мД; Скин-эффект, определенный по добывающим скважинам, в среднем составляет (-1,6), по нагнетательным скважинам – (-3,0); Пластовое давление, оцененное по данным ГДИ, демонстрирует положительную динамику в зонах закачки, в зонах отбора давление практически стабильно; Проводимые на объекте геолого-технические мероприятия , в частности гидроразрыв пласта позволили значительным образом воздействовать на призабойную зону пласта, увеличив степень приёмистости нагнетательных скважин. Анализ текущего состояния разработки объекта БВ8 Одним из основных объектов разработки является объект БВ8, состоящий из следующих пластов: БВ8(0) БВ7(2) и БВ8(1-3). Показатели по накопленной добыче нефти, а так же по годовой добыче нефти занимают второе место по месторождению после объекта АВ1-2, и составляют 37%. Разработка и успешность проведения работ по увеличению нефтеотдачи пласта на объекте БВ8 значительно влияют на показатели всего месторождения в общем. К особенностям разработки данного объекта можно отнести трёх и пяти точечную систему заводнения, а так же применение очагового и площадного заводнения. Со временем на пластах БВ8(1-3) приоритет был отдан избирательной системе заводнения, взамен приконтурной. Данный объект введён и находится в эксплуатации с 1969 года, характеризуется последней (четвертой) стадией разработки, которой свойственно максимально возможное извлечение остаточных запасов. На объекте БВ8 было добыто порядка 1000 миллионов тонн нефти в период с 1969 по 2017. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,5 , тогда как проектный КИН составляет 0,6. Накопленная добыча нефти на объекте БВ8 составила 5200 миллионов тонн нефти. В течении первого этапа разработки данного объекта, который протекал с 1969 по 1976 год, увеличиваются темпы бурения, а так же разбуривание пластов БВ8(0) и пачки БВ8(1-3). Большинство разбуренных скважин вскрывало одновременно два этих продуктивных пласта, что позволяло применять одновременно раздельную эксплуатацию. По статистическим данным, за этот период на объекте БВ8 было добыло 160 миллионов тонн нефти, при обводнённости продукции в 6-12 процентов. В течении второго этапа разработки данного объекта были достигнуты рекордные показатели по уровне добычи нефти на данном объекте, они составляли 90 миллионов тонн нефти в год, при том , что темп отбора начальных извлекаемых запасов держался на уровне в 7%. Как свойственно объектам разработки, во время второго этапа, наблюдался значительный рост фонда нагнетательных скважин, что закономерно повлияло на обводнённость продукции, таким образом обводнённость достигла 57%. В течении третьего этапа разработки, планомерно наблюдалось снижение темпов добычи нефти более чем на 10% в год, и составила 8 миллионов тонн нефти в год, данный этап длился на протяжении десяти лет, что достаточно долго для объектов такого типа. В конце третьего этапа разрабоки, обводнённость продукции достигла 71 %, темпы бурения новых добывающих скважин сократились на 79%.  Рисунок 2.8 – График зависимости изменения основных показателей объекта БВ8 В основе исследованных параметров по степени закачки пластовой жидкости для системы ППД являются следующие значения по степени закачки воды на объекте БВ8. С начала разработки данного объекта, а именно с 1969 года количество закаченной воды составило 5524 миллиона тонн, накопленная компенсация равна 95,9% По данным на 2017 год, было закачано порядка 132,4 миллионов тонн вытесняющей жидкости, для поддержания пластового давления., тогда как добыча жидкости составила 152,3 миллиона тонн. За 2017 год компенсация составила 88,4%. Средний дебит скважин объекта БВ8 составил 14,4 тонны нефти в сутки, тогда как средний показатель по добытой жидкости – 342 тонны жидкости в сутки, таким образом, на 2017 год, обводнённость продукции данного объекта достигла 96.6%. Данные на основании которых были сделаны эти выводы, приведены в таблице 2.2 Одними из наиболее продуктивных скважин с точки зрения дебита нефти в сутки являются несколько скважин, среди которых скважины с боковым стволом, несколько скважин с боковым стволом горизонтального окончания, как правило они разрабатывают верхнюю пачку объекта БВ8. Таблица 2.2 – Количество скважин объекта БВ8, по отношению дебита к обводнённости.на 01.01.2018.
Продолжение таблицы 2.2
Основная часть скважин работает с суточным дебитом по жидкости в районе 200 кубометров жидкости в сутки. Они составляют 61% всех добывающих скважин данного объекта. Из них, с дебитом выше тысячи кубометров в сутки работают около пятидесяти скважин. (в основном скважины пласта БВ8(1-3)). С наименьшим дебитом жидкости работают порядка семидесяти скважин, что составляет около 7% от всех скважин, находящихся в действующем фонде объекта. Для данного объекта очень характерной особенностью является высокая обводнённость, связанная с густой сеткой нагнетательных скважин, а так же выборочного заводнения некоторых пропластков. Общее количество скважин, эксплуатирующихся с обводнённостью выше 91% составляет около 60% от общего добывающего фонда. Скважин, добывающих менее 10 тонн жидкости в сутки менее 10% от всего количества добывающих скважин объекта БВ8. Данные показатели тесно связаны со средней приемистостью нагнетательных скважин, например средняя приёмистость нагнетательных скважин за 2017 год составила 552,4 кубометров. Распределение количества скважин по приёмистости по данным на 2018 год представлена на рисунке 2.9  Рисунок 2.9 – Количество скважин, соответствующее заданной приёмистости на объекте БВ8 Таким образом, наименьшая приёмистость среди нагнетательных скважин объекта БВ8 выделяется в 11% скважин и составляет менее 45 кубометров в сутки. С показателями приёмистости свыше тысячи кубометров работает 14% скважин нагнетательного фонда. В данной статистике объединены нагнетательные скважины, с показателями приёмистости от ста до 300 кубометров в сутки, они составляют основной фонд нагнетательных скважин (48%) С момента начала разработки данного объекта количество скважин, учавствующих в процессе добычи нефти, а так же процессе вытеснения составляет около 4985. Средняя накопленная добыча нефти на скважину составляет 198 тонн нефти в год. Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10 По статистике, скважины, имеющие накопленную добычу нефти менее 12 тонн в год составляет около 11% от общего количества скважин в добывающем фонде. Скважины, обладающие накопленной добычей нефти в год свыше 100 тонн в год составляет порядка 67% от общего количества скважин.  Рисунок 2.10 – Количество скважин, соответствующим указанным показателям накопленной добычи нефти в год на объекте БВ8. По показателям разработки данного объекта с 1961 по 2017 год 1395 скважин находились в нагнетательном фонде. Проведя усреднение количества скважин к количеству закаченной воды, можно сделать вывод о том, что на 1 скважину, находившуюся в нагнетательном фонде приходилось 3,4 миллиона кубометров воды.Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды представлено на рисунке 2.11  Рисунок 2.11 - Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды. Объект БВ8 Анализ структуры и состояния фонда скважин Реализация проектного фонда Согласно технологической схеме разработки, проектный фонд нагнетательных и добывающих скважин ( а так же скважин, которые принимают участие в выработке запасов объекта БВ8) составляет 2754 скважин, среди которых 1587 добывающих, и 815 нагнетательных скважин По данным на 01.01.2018 в добывающем фонде находится 2534 скважины, в общем нагнетательном – 968 скважин (Таблица 2.3). Таблица 2.3 - Состояние реализации проектного фонда на 01.01.2018. Объект БВ8
Продолжение таблицы 2.3
Так как произошло изменение положения контуров нефтеносности, а так же контуров газоносности, произошли фактические расхождения между дополнением к проекту технологической эксплуатации и количеству скважин, имеющихся на объекте. Таким образом, примерное расхождение составило 5 скважин. В промежутке с 2012 по 2017 год, к действующему фонду скважин добавились еще несколько скважин, в которых производилась забурка боковых стволов и выход на другие горизонты. Подводя итоги и проанализировав фонд скважин объекта БВ8 можно сделать вывод о настоящему количеству скважин, входящих в добывающий и нагнетательный фонд. А так же газовых скважин и скважин, использующих боковые ответвления, с учётом степени их обводнённости и коэффициента приёмистости. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
