реферат. В промышленной разработке месторождения находятся пласты ас

• Название: В промышленной разработке месторождения находятся пласты ас
• Анкор: реферат
• Дата: 13.11.2022
• Размер: 4.16 Mb.
• Имя файла: 4.doc
• Тип: Документы; #785551
• страница: 1 из 3

В промышленной разработке месторождения находятся пласты АС₁₀, АС₁₁^1-2, АС₁₁³, представляющие единый эксплуатационный объект АС_10-11, что соответствует проектному документу.

Всего на месторождении пробурены 69 скважин, вскрывшие продуктивную часть разреза. Из общего количества пробуренных скважин 38 добывающие и 31 нагнетательные.

По состоянию на 01.10.2011 г. добывающий фонд составил 43 скважины, в том числе пять нагнетательных в отработке на нефть. Действующих скважин 39, из них 38 дающие нефть и одна скважина (№1015) остановлена в сентябре 2011 г. Все добывающие скважины оборудованы ЭЦН.

Характеристика структуры фонда скважин по Ваделыпскому месторождению на 01.10.2011 г. представлена в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1

Характеристика фонда скважин Ваделыпского месторождения по состоянию на 01.10.2011г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
1	2	3
Фонд добывающих скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Всего В том числе: Действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН бескомпрессорный газлифт внутрискважинный газлифт Бездействующие В освоении после бурения В консервации Пьезометрические Переведены под закачку Переведены на другие горизонты В ожидании ликвидации Ликвидированные	38 - 43 39 - 39 - - - 3 1 - - - - - -
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Переведены из добывающих Всего В том числе: Под закачкой Бездействующие В освоении после бурения В консервации Пьезометрические В отработке на нефть Переведены на другие горизонты В ожидании ликвидации Ликвидированные	31 - - 31 17 9 - - - 5 - - - -

Нагнетательный фонд месторождения составил 31 скважину, действующих скважин - 17, в том числе под закачкой находятся 15 скважин и две скважины (№№1022 и 1059) остановлены в текущем месяце по причине КРС на соседних скважинах, девять скважин находятся в бездействии, пять скважин (№№1009, 1025, 1044, 1062, 1096) числятся в отработке на нефть.

Добыча нефти на месторождении началась с октября 2006 г. вводом в эксплуатацию скважин №№1058, 1066, 1076 на пласт АС₁₀, скважины №1059, в которой одновременно перфорированы пласты АС₁₀ и АС₁₁^1-2, и скважин №№1049, 1067 на пласт АС₁₁^1-2. Объем добычи обеспечивается механизированным способом, скважины оборудованы установками погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН).

В таблице 4.2.2 и на рисунке 4.2.1 представлена динамика показателей разработки месторождения за период с октября 2006 г. по сентябрь 2011г.

Из таблицы и рисунка следует, что при увеличивающемся в динамике фонде скважин, добыча и дебиты по нефти и жидкости имеют периоды роста и снижения. Увеличение добычи и дебитов нефти в октябре 2006 – январе 2007 г. связано с подключением в разработку пласта АС₁₀ в скважине №1067. Первоначально (октябрь 2006 г.) эта скважина была введена в эксплуатацию на пласт АС₁₁^1-2, с целью испытания данного пласта отдельно от АС₁₀, ее входной дебит по нефти был равен 20 т/сут. При включении в разработку пласта АС_10, после установки оборудования ОРЭ дебит по нефти скважины № 1067 увеличился до 90 т/сут (январь 2007 г.). Аналогичная ситуация и со скважиной № 1049, с той разницей, что первоначально был испытан отдельно пласт АС_10, а пласт АС₁₁^1-2 был подключен после установки оборудования ОРЭ.

Период разработки февраль-апрель 2007 г. характеризуется снижением добычи и дебитов по нефти и жидкости, фонд добывающих скважин при этом продолжает увеличиваться (с 8 до 13 ед.). Снижение средних дебитов обусловлено вводом в эксплуатацию малопродуктивных скважин, например скв. №№1031 (пласты АС₁₁^1-2, АС₁₁³) и 1038 (пласт АС₁₁^1-2), характеризующихся невысокими входными дебитами нефти (4-7 т/сут).) Снижение добычи нефти в начальный период разработки было обусловлено также снижением пластового давления и частыми отказами ЭЦН.

Большое количество скважин характеризовались низким притоком (<15 м³/сут). В результате низких дебитов отказы ЭЦН происходили часто, как правило, по причине интенсивного солеотложения на рабочих органах.

Так, текущий средний межремонтный период (МРП) в начальный период разработки на Ваделыпском месторождении составлял 240 сут, в то время как на Западно-Салымском - 940 сут, а на Верхнесалымском - 419 сут. На ряде скважин ремонты производились неоднократно (на сентябрь 2007г.: 1084 - 2, 1076 – 1, 1066 – 2, 1059 - 1, 1048 – 2, 1040 – 1). При этом СПД предпринимл существенные усилия по увеличению МРП, в частности, проводились следующие мероприятия: применение кожухов для улучшения охлаждения ПЭД, контейнеров с ингибиторами солеотложений, внедрение специальной программы периодической эксплуатации ЭЦН.

С мая 2007 г. и до конца 2010 г. на месторождении прослеживается тенденция постепенного нарастания добычи и дебитов по нефти. Рост добычи связан с вводом в эксплуатацию продуктивных скважин №№1025, 1039, 1034, 1062. Рост добычи и дебитов по нефти отмечается и по скважинам №№ 1048, 1067. Рост добычи обусловлен также уменьшением количества отказов ЭЦН и началом закачки воды для ППД (в июне 2007 г.).

В течение периода сентябрь-декабрь 2008 г. отмечался небольшой спад добычи нефти, связанный со снижением добывающего фонда за счет вывода из числа дающих нефть трех скважин №№1032, 1040 и 1059.

В 2010 году добыча нефти увеличилась более чем в два раза, по сравнению с 2008 г. 2011 год характеризуется небольшими колебаниями добычи нефти - снижение добычи и дебитов нефти в период январь-апрель, с мая по июль рост добычи, далее снова небольшое снижение. Снижение добычи обусловлено ростом обводненности скважин, периоды увеличения добычи связаны, по всей вероятности, с остановкой высокообводненных добывающих скважин.

Например, скважина №1073 была остановлена в августе 2011 г., содержание воды в продукции на момент остановки скважины было равно 64.9%.

В динамике обводненности скважин Ваделыпского месторождения, отмечаются периоды роста и снижения.

Таблица 4.2.2

Динамика основных показателей разработки. Ваделыпское месторождение.



продолжение таблицы 4.2.2





Рис.4.2.1 Динамика основных показателей разработки. Ваделыпское месторождение.

Значительное влияние на обводненность продукции оказывал ввод в эксплуатацию новых скважин, высокое значение обводненности в первые дни работы скважин обусловлено тем, что после запуска скважин вырабатывается раствор глушения (50-70 м³), а объемы суточной добычи невелики.

Рост средней обводненности скважин месторождения обусловлен относительно высокой обводненностью отдельных вводимых скважин по причине их расположения в краевых зонах или вблизи ВНК, а также низкой нефтенасыщенностью коллектора (например, скважины №№1030, 1038, 1084).

С начала разработки на 01.10.2011 г. на месторождении добыто 1196.4 тыс. т нефти, в том числе по пластам: АС₁₀ – 346.0 тыс. т, АС₁₁^1-2 – 826.1 тыс.т, АС₁₁³- 24.3 тыс.т. Отбор жидкости с начала разработки равен 1542.2 тыс.т, в том числе по пластам: АС₁₀ – 428.6 тыс.т, АС₁₁^1-2 – 1069.8 тыс.т , АС₁₁³- 43.8 тыс.т.

Рисунки 4.2.2-4.2.3 иллюстрируют распределение добычи нефти и жидкости с начала разработки по разрабатываемым пластам.



Рис. 4.2.2. Распределение накопленной добычи нефти по пластам месторождения на 01.10.2011 г.

На рисунках видно, что доминирующая роль в добыче нефти и жидкости на месторождении принадлежит пласту АС₁₁^1-2, долевое участие в добыче нефти пластов АС₁₀ и АС₁₁³ составляет соответственно 29 и 2%, в добыче жидкости - 28 и 3%.

С начала разработки в добыче на месторождении перебывали 52 скважины. Накопленная добыча на одну скважину составила: нефти – 23.0 тыс.т, жидкости 29.7 тыс.т.



Рис. 4.2.3 Распределение накопленной добычи жидкости по пластам месторождения на 01.10.2011 г.

На рисунках 4.2.4 - 4.2.5 и на карте накопленных отборов и закачки (Графическое приложение 4.1) показано распределение перебывавших в эксплуатации скважин по отборам жидкости и объемам нагнетаемой воды.



Рис. 4.2.4. Распределение скважин по добыче нефти с начала разработки на 01.10.2011 г.

Из рисунка 4.2.4 следует, что добыча нефти из большинства скважин не превышает 5 тыс. т, что объясняется непродолжительностью срока их эксплуатации (от одного до четырех месяцев). Например, скважины №№6149, 6150, 6158, 6159, 6166 введены в добычу в сентябре 2011 года.

К наиболее продуктивным относятся семь скважин №№2, 3, 1025, 1034, 1052, 1062, 1067, отбиравшие нефть в интервале 50-100 тыс.т и более. Суммарный отбор нефти указанных скважин составил 641.3 тыс.т (54% всего отбора нефти по месторождению), из них наибольшими отборами нефти характеризуются две скважины №№1025 и 1034, в сумме отобравшие 226.1 тыс.т нефти, что составляет 19% всей извлеченной нефти по месторождению.



Рис. 4.2.5. Распределение скважин по добыче жидкости с начала разработки на 01.10.2011 г.

На рисунке 4.2.5 показано, что большинство скважин перебывавшего в добыче фонда (30 скважин или 58% фонда) характеризуются отборами жидкости менее 20 тыс.т, из них 19 скважин (или 36% перебывавшего фонда) имеют накопленные отборы жидкости менее 5 тыс.т.

Наиболее высокими отборами жидкости характеризуются шесть скважин №№2, 3, 1025, 1034, 1062, 1067, суммарный отбор жидкости данных скважин составил 687.2 тыс т или 45% всего отбора жидкости.

Высокие отборы нефти и жидкости скважин обусловлены как длительным сроком эксплуатации (№№1025, 1043, 1067), так и удачным расположением на залежи в более продуктивных зонах, характеризующихся высокими нефтенасыщенными толщинами (№№1052, 1062). Высокая продуктивность скважин №№2 и 3, пробуренных в конце 2009 года, обусловлена их эксплуатацией в зоне пласта АС₁₁^1-2, имеющей лучшие коллекторские характеристики (по данным интерпретации ГИС проницаемость вскрытых интервалов изменяется от 36 до 200 мкм² и более, пористость 0.18-0.22 д.ед.).

Одним из принципиальных положений, утвержденных в первичных проектных документах (раздел 4.1 настоящей работы), а также в действующем проектном документе на разработку Ваделыпского нефтяного месторождения «Дополнение к Технологической схеме разработки Ваделыпского месторождения», выполненном в 2010 году, являлось применение на объекте АС_10-11 Ваделыпского месторождения оборудования для раздельного учета продукции в скважинах вскрывших совместно пласты АС₁₀ и АС₁₁.

Из 52 скважин, перебывавших в добыче за историю разработки объекта, в трех скважинах (№№1058, 1076 и 6149) непосредственно эксплуатируется пласт АС₁₀, в 23 скважинах эксплуатируется только пласт АС₁₁^1-2, в остальных 26 скважинах ведется совместная эксплуатация пластов АС₁₀, АС₁₁^1-2 и АС₁₁³.

Совместно вскрыты перфорацией: пласты АС₁₀ и АС₁₁^1-2 в 21 скважине, пласты АС₁₀, АС₁₁^1-2 и АС₁₁³ в пяти скважинах (№№1031, 1032, 1050, 1053 и 1079).

Из 26 скважин, осуществляющих совместный отбор из пластов АС_10-11 система раздельного учета добычи (Smart-оборудование) была установлена в четырех скважинах №№1021, 1032, 1049 и 1067. Указанные скважины являлись низко- и среднепродуктивными.

Комплексная оценка эффективности работы скважин, оборудованных конструкциями типа «Smart well» была проведена в работе «Отчет по работе смарт-оборудования на Ваделыпском месторождении», выполненном ООО «НПО СибТехНефть» в 2009 г. Данная работа была рассмотрена на ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре и принята к сведению (Протокол №1167 от 29.05.2009 г.).[1].

Ниже, в соответствии с вышеуказанной работой, приводится краткий анализ реализации системы раздельного измерения дебитов и обводненности двух продуктивных пластов, вскрытых одной скважиной.

В скважине №1021 установлено оборудование фирмы Promore. Скважины №№ 1049 и 1067 с января 2007 г. были оснащены оборудованием для ОРЭ фирмы «Baker».

Оборудование для ОРЭ предназначено для контроля дебита жидкости и обводненности из перфорированных одновременно двух и более пластов.

Конструкция оборудования для ОРЭ, установленного на скважинах Ваделыпского месторождения, предусматривает забойный расходомер для измерения дебита нижнего перфорированного интервала, плотномер для определения обводненности продукции нижнего интервала, датчики давления и температуры.

Данное забойное оборудование устанавливается на хвостовике, прикрепляемом к ПЭД ЭЦН. При освоении скважины хвостовик вводится в предварительно установленный постоянный пакер, разделяющий перфорированные интервалы.

Сигнал с забойных датчиков передается на поверхность в информационную систему SCADA посредством экранированного электрического кабеля. Данные поступают и обрабатываются в режиме реального времени, в результате чего осуществляется непрерывная регистрация дебита жидкости и обводненности нижнего интервала.

Дебит жидкости и обводненность верхнего интервала вычисляется на основе забойных данных и измерений ГЗУ.

С эксплуатацией оборудования ОРЭ возникали определенные сложности.

Так, в скважине №1021 сразу после запуска Smart-оборудования сигнал оказался сильно зашумлен и впоследствии прекратился по причине повреждения информационного кабеля.

Согласно промысловой отчетности, через полгода скважина вышла на относительно стабильный режим работы с дебитом жидкости 40 т/сут и средней обводненностью продукции 40%. При этом дебит жидкости пласта АС₁₁^1-2 составлял 18 т/сут, обводненность 40%.

Во всех скважинах дебит нижнего интервала оказался существенно ниже проектного (менее 20 м³/сут), в связи с чем показания забойных расходомеров стали нестабильными. Для устранения данной проблемы планировалось переоснащение всех компоновок новыми забойными расходомерами с более низким нижним пределом измерения. Кроме того, в скважине №1049 планировалось проведение ГРП до конца 2007 г. пластов АС₁₀ и АС₁₁^1-2, что должно было положительно сказаться на работе оборудования ОРЭ.

Ниже приведен краткий анализ работы Smart-оборудования по скважинам.

В мае 2008 г. скважина №1032 была введена в работу на объект АС_10-11 с функционирующим Smart-оборудованием. В сентябре 2008 г. произошел отказ ЭЦН, в ноябре 2008 г. скважина вновь введена в эксплуатацию, при этом был установлен расходомер, не соответствующий проектному. В феврале 2009 г. Был произведен подъем компоновки ЭЦН, в результате чего расходомер был заменен.

За период работы Smart-оборудования средний дебит жидкости объекта АС_10-11 составлял 43 т/сут, обводненность продукции – 12%, дебит жидкости пласта АС₁₁^1-2 был равен 29 т/сут при той же обводненности.

В соответствии с результатами интерпретации работы Smart-оборудования, дебит жидкости пласта АС₁₁ составлял 13 т/сут, средняя обводненность продукции 11%.

Скважина №1049 введена в эксплуатацию в октябре 2006 г. на пласт АС₁₁^1-2, в январе 2007 г. было проведено приобщение пласта АС₁₀ и установлено smart-оборудование. С мая по декабрь 2007 г. Осуществлялась подготовка скважины к ремонтным работам и ГРП. Скважина №1049 была вновь введена в эксплуатацию после проведения раздельных ГРП на пластах АС₁₀ и АС₁₁^1-2, в этот период на скважине была установлена компоновка Y-tool. В мае 2008 г. в скважине было вновь установлено Smart-оборудование, компоновка Y-tool была извлечена из скважины.

С мая 2008 г. по апрель 2009 г. технологические показатели следующие: дебит жидкости объекта АС_10-11 – 82 т/сут, обводненность – 60%, дебит жидкости пласта АС₁₁^1-2 - 59 т/сут, обводненность – 84%.

По данным smart-оборудования дебит жидкости пласта АС₁₁^1-2 был равен 24 т/сут, обводненность – 72%.

Скважина №1067 введена в эксплуатацию в октябре 2006 г. на пласт АС₁₁^1-2, спустя два месяца было проведено приобщение пласта АС₁₀ и спуск Smart-оборудования. После непродолжительной работы была зафиксирована поломка установки. В мае 2008 г. был произведен повторный спуск Smart-оборудования с заменой расходомера, в ноябре 2008 г. произошел отказ ЭЦН, в январе 2008 г. произведен ремонт.

За период работы Smart-оборудования средний дебит жидкости объекта АС_10-11 составлял 73 т/сут, обводненность продукции – 6%, дебит жидкости пласта АС₁₁^1-2 был равен 18 т/сут при обводненности 26%.

Согласно результатам интерпретации Smart-оборудования дебит жидкости пласта АС₁₁^1-2 был равен 23 т/сут, средняя обводненность продукции 1%.

Для сравнения были рассмотрены результаты работы Smart-оборудования по высокопродуктивной скважине №125 Верхне-Салымского месторождения.

За период работы Smart-оборудования средний дебит жидкости объекта АС_10-11 составлял 140 т/сут, обводненность продукции – 18%, дебит жидкости пласта АС_10-11 был равен 96 т/сут при обводненности 10%.

Согласно результатам интерпретации Smart-оборудования дебит жидкости пласта АС_10-11 был равен 112 т/сут, средняя обводненность продукции 20%.

Всего скважинами, совместно вскрывшими пласты АС₁₀ и АС₁₁^1-2, в сумме добыто нефти 365.5 тыс.т и жидкости 562.7 тыс.т, что составляет 30.5% всей добытой на месторождении нефти и 36.5% всего отбора жидкости. Из этих скважин наибольшие отборы нефти и жидкости, равные соответственно 76.2 тыс. т нефти (21% всей добытой нефти) и 104.2 тыс.т жидкости (19% всего отбора жидкости), отмечаются по скважине №1067.

В скважинах №№1031, 1032, 1050, 1053, 1079 осуществляется совместная эксплуатация продуктивных пластов АС₁₀, АС₁₁^1-2 и АС₁₁³, добыча из них невелика и в сумме составила 119.4 тыс.т нефти.

В скважинах №№1058,1076 и 6148 перфорацией вскрыт один пласт АС₁₀, всего этими скважинами извлечено нефти 10.9 тыс. т (или 0.9% всей добычи). В остальных скважинах добыча осуществляется только из пласта АС₁₁^1-2, суммарная добыча нефти этих скважин составляет 700.6 тыс. т (или 53% всей добычи).

Совместная перфорация пластов АС₁₀ и АС₁₁ в ряде скважин без установки оборудования ОРЭ была сделана по причине крайне низких фактических дебитов пласта АС₁₁. Дебит жидкости из пласта АС₁₁ не превышал 20 м³/сут, что является нижним пределом достоверной работы забойных расходомеров: при дебитах 20 м³/сут и менее достоверность замеров дебитов и особенно обводненности, с использованием оборудования ОРЭ, низкая, что приводит к низкой эффективности использования этого оборудования.

В этих случаях СПД осуществляет контроль путем регулярного профилирования притока посредством ПГИ (приток-состав). Для этого были закуплены и установлены байпасные системы (Y-tool) фирмы Zenith в скважины №№1049, 1066 и 1067.

Проведенный в работе анализ показал следующее:

- надежность скважинного оборудования Smart+ЭЦН, установленного в четырех добывающих скважинах низкая, при низких и средних дебитах отмечаются высокие погрешности в замерах,

- использование Smart-оборудования без регулирования забойных давлений для каждого пласта в отдельности не решает задач по оптимизации процесса выработки многопластовых объектов,

- использование Smart-оборудования связано с высокими финансовыми затратами, окупающимися на Ваделыпском месторождении при дебитах нефти более 40 т/сут для одного пласта,

Дальнейшая установка Smart-оборудования на добывающих скважинах Ваделыпского месторождения была принята нецелесообразной.

По состоянию на 01.10.2011 г. для контроля добычи, в соответствии с рекомендациями ТО ЦКР, применяются байпасные системы Y-tool на скважинах №№1049, 1066 и 1067.

Освоение системы поддержания пластового давления на Ваделыпском месторождении началось в июне 2007 г. вводом в эксплуатацию нагнетательной скважины №1075 на пласт АС₁₀. В последующий период в эксплуатацию были введены еще пять нагнетательных скважин, из них двумя скважинами (№1022 и 1038) в пласты АС₁₀, АС₁₁^1-2, АС₁₁³ закачка осуществлялась совместно, тремя скважинами (№№1042, 1058 и 1076) осуществлялось совместное нагнетание воды в пласты АС₁₀, АС₁₁^1-2.

На рис. 4.2.1 показана динамика объемов нагнетаемой воды по месторождению. Из динамики видно, что за три месяца с начала организации закачки, объем нагнетаемой воды значительно увеличился – с 0.02 до 17.7 тыс.м³, что, прежде всего, связано с увеличением нагнетательного фонда с 1 до 6 скважин. В последующий период разработки, по мере дальнейшего увеличения нагнетательного фонда, объем нагнетаемой воды возрастал.

По состоянию на 01.10.2011 г. в пласты месторождения закачано воды в объеме 1425.9 тыс. м³, в том числе в пласт АС₁₀ 489.5 тыс. м³ (35.0 % всего объема нагнетаемой воды), в пласт АС₁₁^1-2 916.9 тыс.м³ (63.0 %), в пласт АС₁₁³ – 19.5 тыс.м³ (2%). Распределение накопленной закачки воды по пластам объекта АС_10-11 показано на рисунке 4.2.6.

Из рисунка 4.2.6 следует, что наибольший объем нагнетаемой воды приходится на пласт АС₁₁^1-2.

Всего закачка с начала разработки велась в 26 скважинах. Объем закачанной воды с начала разработки составил 54.8 тыс. м³ на одну скважину.

Распределение скважин по объемам нагнетаемой воды с начала разработки показано на рисунке 4.2.7.