15 гор север зап купол гот. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов

• Название: В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов
• Дата: 21.06.2018
• Размер: 0.98 Mb.
• Имя файла: 15 гор север зап купол гот.doc
• Тип: Документы; #47568
• страница: 4 из 10

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Структура фонда скважин месторождения Узень

Общий фонд на месторождении Узень по состоянию на 01.01.2014г. составил 5945 скважин, фонд по 13–18 горизонтам – 5596 скважин, из них на основной свод приходится 5534 скважины. В фонде добывающих скважин - 3095 скважин, из них действующих – 3016, в бездействии – 79. Большая часть бездействующих скважин простаивает в ожидании капитальных ремонтов по ликвидации аварии с подземным оборудованием и устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Фонд действующих нагнетательных скважин – 1070, в бездействии – 76 скважин. За время разработки было ликвидировано 1261 скважина, в том числе из добывающего фонда 459 и нагнетательного – 80. К разряду контрольных отнесено 85 скважин. Фонд скважин, эксплуатирующихся механизированным способом, составляет значительную часть от общего действующего фонда (95 %). Основной способ эксплуатации действующих скважин - ШГН. Фонтанным способом эксплуатируется 50 скважин, ВШН – 69 скважин и УЭЦН – 33 скважины. Основная доля (50 %) фонтанных скважин (25 единиц) приходится на 13 горизонт, 22 % - на 14. Эксплуатационные объекты Хумурунского, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом. В действующем фонде добывающих скважин на основных горизонтах числится 81 скважина, эксплуатирующая совместно два горизонта - на 13+14 горизонты – 59 скважин, на 14+15 – 3 скважины и на 15+16 – 19. Нагнетательных скважин, совместно эксплуатирующих несколько горизонтов, за последние пять лет на месторождении не было.

На 01.01.14г. коэффициент использования фонда добывающих скважин составил в среднем 0,98, коэффициент эксплуатации – 0,91, по нагнетательному фонду – 0,75 и 0,82 соответственно.

Надо отметить, что на месторождении в последние годы проведена большая работа с фондом по выводу скважин из бездействия: число бездействующих скважин с каждым годом снижается. Если в 2012 году количество бездействующих скважин составляло 23,6% от эксплуатационного фонда, то в 2013 году их уже - 3,8 %. Сокращение числа бездействующих скважин связано с проведением в них ремонтно-восстановительных работ, таких как: устранение негерметичности эксплуатационной колонны, восстановление цементного камня за колонной, устранение аварии с подземным оборудованием, очистка забоя и ствола скважин и др.

За последние пять лет проводилась работа по разукрупнению объектов в скважинах, совместно эксплуатирующих несколько горизонтов. Так, если в 2012 году на 13+14 горизонты работало 136 скважин, то в 2013 году уже – 59 скважин, соответственно на 15+16 горизонты – 50 и 19 скважин.
Таблица 2.1

Фонд скважин по 13-18 горизонтам по состоянию на 01.01.14 г.



Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности и приемистости за анализируемый период по горизонтам представлено в таблицах 2.2-2.5.

Как видно из них, на дату анализа максимальным дебитом по нефти характеризуется 13 горизонт – 7,25 т/сут, по жидкости 34,5 т/сут - 17 горизонт, наименьшим дебитом по нефти – 15 горизонт Парсумурунского купола (2,15 т/сут), по жидкости (14,6 т/сут) – 18 горизонт Хумурунского купола.

Большая часть действующего фонда скважин основного свода характеризуются низкими дебитами до 10 т/сут и высокой обводненностью (от 50 до 90 %). Тем не менее, наблюдается уменьшение в 2004 году количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сут по сравнению с 2000 годом по всем горизонтам основного свода, тогда как фонд скважин с дебитом больше 5 т/сут увеличивается к 2004 году. Число скважин с дебитом нефти от 20 до 50 т/сут незначительное и на дату анализа составляет 6,5 % по 13 горизонту, 2,1 % - по 14 горизонту и 3,1 % - на 15 горизонту. Только единичные скважины имеют дебит нефти свыше 50 т/сут. Из них большая часть вступила в эксплуатацию за анализируемый период [9,41стр].

Таблица 2.2

Динамика распределения фонда добывающих скважин по обводненности



Таблица 2.3

Динамика распределения фонда скважин по приемистости


Обводненность продукции за анализируемый период в целом по месторождению увеличилась с 75 до 80,7 %. Обводнение добывающих скважин происходит, в основном, за счет нагнетания воды. Как видно из таблицы, доля высокообводненных скважин (с обводненностью более 90 %) по рассматриваемым горизонтам увеличилась с 437 до 920 скважин. Число скважин с обводненностью от 50 до 90 % уменьшается к 2004 году, кроме скважин 13 и 18 горизонтов основного свода, где происходит увеличение фонда. Скважины, дающие безводную нефть, отсутствуют, исключение составляет скважина 1113 2а блока 13 горизонта с дебитом нефти 1,57 т/сут с нулевой обводненностью. Скважины, выходящие из бурения тоже, как правило, дают нефть с водой [10,89стр].

Средняя приемистость нагнетательных скважин за период с 2000 по 2004 г.г. увеличилась с 118 до 137 м³/сут. Максимальная приемистость одной нагнетательной скважины (188 м³/сут) на дату анализа отмечается по 18 горизонту основного свода, а минимальная (49 м³/сут)– по 18 горизонту Хумурунского купола.

За анализируемый период средняя приемистость одной нагнетательной скважины по горизонтам основного свода и по куполам колебалась в пределах: по 13 горизонту – от 108 м³/сут до 138 м³/сут; по 14 горизонту – от 123 м³/сут до 147,5 м³/сут; по 15 горизонту – от 119 м³/сут до 112,5 м³/сут; по Северо-западному куполу 15 горизонта – от 168 м³/сут до 163 м³/сут; по Парсумурунскому куполу 15 горизонта – от 189 м³/сут до 146 м³/сут, по 17 горизонту – от 113 м³/сут до 159 м³/сут; по 18 горизонту – от 81 м³/сут до 188 м³/сут; по Хумурунскому куполу 18 горизонта- от 139 м³/сут до 49 м³/сут; по 16 горизонту приемистость нагнетательной скважины поддерживается на одном уровне – 139,5 м³/сут.

Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин показывает, что нагнетательных скважин, имеющих приемистость менее 50 м³/сут, в 2012 года было 37 % от всего действующего фонда, к концу 2013 года – 44,5 %. Число нагнетательных скважин, имеющих приемистость более 200 м³/сут, также выросло в 2013 году по сравнению с 2012 годом с 15 до 22 % от действующего фонда.

2.2 Анализ динамики основных показателей разработки XV горизонта Парсумурунского купола месторождения Узень

Основные показатели разработки по XV горизонту Парсумурунского купола приведены в таблице 2.4 и динамика показана на рис 2.2.

Промышленная разработка горизонта начата в 1971г. Из горизонта на 01.01.14 г. отобрано 1111,0 тыс.т. Текущая нефтеотдача пласта составляет 34 %. Годовая добыча нефти выросла с 18,7 до 29,7 тыс.т, что соответствует росту количества действующих скважин. Фонд добывающих скважин за период 2004-2008гг. характеризуется как малодебитный, среднесуточный дебит нефти составляет 2,6-3,5 т/сут. Обводненность скважин также растет с 77,9 до 80,8%.

До 1982г. разработку горизонта проводили без поддержания пластового давления. Значительное обводнение объясняется тем, что залежь водонефтяная. Закачка проводится неравномерно. Накопленная закачка воды составляет 3741 тыс.м³. Приемистость одной нагнетательной скважины остается почти на одном уровне, хотя фонд нагнетательных скважин вырос почти в два раза. Текущая компенсация отбора закачкой составляет 108,8%.
Таблица 2.4

Динамика основных показателей разработки 15 горизонта Парсумурунского купола






Рисунок 2.2 - Основные показатели отборов нефти, жидкости и газа, закачки воды по 15 горизонту Парсумурунского купола

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки XV горизонта Парсумурунского купола

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки горизонта и динамика их изменения представлены на рисунке 2.3.

Годовая добыча нефти за 2012-2013 годы растет и превышает проектные показатели, начиная с 2009 года почти в два раза, что можно объяснять вводом бездействующих скважин в эксплуатацию.

Фактическая годовая добыча жидкости на уровне проектной за анализируемый период за исключением 2004 года. Величина фактической обводненности продукции меньше проектного значения 87,3% и составила на 01.01.2014г. 80,8%.

Фактическая накопленная добыча нефти по скважинам Парсумурунского купола на конец анализируемого периода составляет 1111,0 тыс. т, что на уровне проектной, накопленная жидкость меньше проектной на 28,8 % и составляет на 01.01.2014 года 2637,3 тыс. т.

За счет улучшения работы с фондом по выводу скважин из бездействия, в результате проведения ГТМ наблюдается тенденция роста коэффициентов использования фонда (с 0,724 в 2011 году до 1 в 2012 году). Но коэффициент эксплуатации скважин ниже проектного и на 01.01.2014 года составляет 0,751 против 0,945.

Среднесуточный дебит скважин по нефти постоянно увеличивался, превышая проектные показатели с 2009 года на 2,3 т/сутки и на 3,7 т/сутки в 2011 году.

Фактическая годовая закачка воды в пласт за анализируемый период значительно превышала проектные значения и в последний год практически соответствовала проектной. Текущая компенсация в начале анализируемого периода почти в два раза превышала проектные показатели, и в 2004г. составляет 112,3%.

Среднесуточная приемистость одной нагнетательной скважины на 01.01.2014 года составляет 163,0 м³/сутки и практически соответствует проектной.

Коэффициент использования нагнетательных скважин, как и добывающих, превышает проектный и на конец анализируемого периода составляет 1 против проектного показателя 0,830.

Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин на дату анализа резко снизился и составляет 0,370.

Технологический газовый фактор по официальной отчетности за последние пять лет соответствует проектному значению - 40 м³/т.

Действующий фонд добывающих скважин составил 31, что на уровне проекта. Находящиеся в бездействии в 2012 году 8 скважин введены в эксплуатацию в 2013 году.

Действующий нагнетательный фонд составляет 8 скважин, что больше проектного фонда на 5 скважин.

Начиная с 2012 года до конца 2013 года, темп отбора от начальных извлекаемых запасов значительно превышает проектные показателей на 0,5%, 1,3%, 1,6%, 1,7%; и от текущих запасов на 0,6%, 3,6%, 5,5%, 2,6% соответственно.

Следует отметить, что фактические годовые показатели превышают проектные.





Рисунок 2.3 - Сопоставление основных показателей разработки по 15 горизонту Парсумурунского купола