Полная версия

Главная arrow География arrow Анализ состояния проблемы отложений в нефтяной промышленности

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

Прогнозирование показателей разработки на период 2000 - 2004гг.

За расчетный период предполагается:

значительную часть бездействующего фонда скважин ввести в эксплуатацию;

увеличение объемов закачиваемой воды в 1,3 раза относительно 2000 г. из-за низкого пластового давления;

компенсацию отборов жидкости закачкой воды уменьшать постепенно с 127% до 105% по мере восстановления пластового давления до начального.

Максимальные уровни оцениваются в объеме:

добычи нефти - 1169 тыс.т (2000г );

добычи жидкости - 2248 тыс.т (2000г.);

закачки воды - 2626 тыс.м3(2003г.).

Перевода на механизированную добычу скважин, интенсификации добычи спуском высоконапорных УЭЦН 50-2000,УЭЦН80-2000,УЭЦН 5-125-1800,в исключительных случаях УЭЦН5А-250-1800.

Основные положения основного и дополнительных реализуемых проектных документов

По Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения составлены три проектных документа и технологическая схема :

  • 1.Проект пробной эксплуатаций Средне-Асомкинского месторождения
  • ( СургутНИПИнефть,1987 г.)
  • 2.Проект пробной эксплуатаций Южно-Асомкинского месторождения, с определением плановых показателей для Асомкинского и Средне-Асомкинского месторождений (СургутНИПИнефть), 1988г.
  • 3.Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатаций Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения ( СибНИИНП, 1990г.)
  • 4.Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990г.). В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплутационного бурения.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли:

по категорий С1-балансовые 7347 тыс.т, извлекаемые - 2426 тыс.т;

по категорий С2- балансовые 21737 тыс.т, извлекаемые - 7173 тыс.т;

в целом по С12 - балансовые 29084 тыс.т, извлекаемые - 9599 тыс.т;

коэффицент нефтеизвлечения -0,33.

В работе предусматривалось:

- подтверждение принятой ранее системы разработки - площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500 м;

ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год.

проектный фонд скважин:

  • - по категорий С1- общий 69 скв. ( в т.ч. 4 разв.),из них 52 добывающие ( в т.ч.4 разв.), 17 нагнетательных ; резервный фонд 13 скв.;
  • - по категорий С2- общий 143 скв. (в т.ч. 1 разв., из них 107 добывающие ( в т.ч. 1 разв.) и 36 нагнетательных;
  • - резервный фонд 28 скв.;
  • - в целом С12 - общий 212 скв. (в т.ч. 5 разв ), из них 159 добывающий ( в т.ч. 5 разв. и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скв;

в контрольном фонде 3 скв.

водозаборных - 7 скв.

плановые показатели определены до2005 г. включительно;

максимальный годовой объем бурения ( кат. С12 ) - 176 тыс.м;

способ эксплуатаций скважин- механизированный с начала разработки ( ЭЦН, ШГН );

в качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.

Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990г.). Работа выполнялась по заданию Юганскнефть.

Учитывая плохие коллекторские свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчете рекомендуется переход из сетки 500x500 м (25 га / скв.) к более плотной 450x450 м ( 20 га/скв.). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объемов бурения в НГДУ Юганскнефть.

На балансе ВГФ на 1.01.90 г. числились запасы, оперативно определенные тематической партией подсчета запасов ПО Юганскнефтегаз, в количестве 30155 тыс.т балансовых и 9950 тыс.т извлекаемых, в т.ч. по категориям:

  • - категория С1 - балансовых 15483 тыс.т, извлекаемых 5109 тыс.т;
  • - категория С2- балансовых 14672 тыс.т, извлекаемых 4841 тыс.т.

При подсчете запасов в составе категорий С2 был выделен участок в районе скважины 41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван “зависимым “.

Проектные показатели рассчитывались до 2000 г. включительно. Основные проектные решения по разработке Средне-Асомкинской площади. Сравнение проектных показателей, взятых из “Дополнительной записки “, с фактическими приводятся в таблице 3.6 и 3.7, из которой видно что все фактические основные технологические показатели разработки пласта ЮС1 ниже проектных. Основной причиной тому, как и в предыдущем случае явилось существенное отставание такого показателя, как фонд действующих скважин. В этом отношений ситуация в 1998-1999 г. особенно не изменилась, однако, средний дебит нефти и жидкости по действующим скважинам значительно вырос. Как отмечалось ранее, увеличение производительности скважин произошло, благодаря проведению гидравлических разрывов пласта (далее ГРП). Достаточно сказать, что в 1995 г. из 618,6 тыс.т добытой нефти почти 500 тыс.т, то есть около 81 % было извлечено из скважин, где в свое время был проведен ГРП.

По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводненность добываемой продукций и закачка воды идет значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС1, площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводненности не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношений закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадий формирования, особенно это относится к Восточной части залеж. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды. Так в отличие от 1994 года, как объемы нагнетаемой воды так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным.

Таблица 3.6.

Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади.

Показатели

Категория запасов

С1

С2

С12

С2

С12

Системы разработки

3-х РЯДНАЯ

Расстояние м/у

Скважинами,м

450

450

450

Плотность сетки,га/скв

20

20

20

Год ввода в разработку

1989

1991

1989

1995

1989

Максимальный проектный уровень

добыча нефти,тыс.т

добыча жидкости,тыс.закачка воды,тыс. м3

  • 361
  • 700
  • 950
  • 274
  • 504
  • 695
  • 493
  • 1164
  • 1575
  • 54
  • 100
  • 150
  • 495
  • 1213
  • 1701

Продолжение таблицы 3.6.

Год достижения максимального уровня:

добыча нефти,

добыча жидкости

закачка воды

  • 1991
  • 2005
  • 2005
  • 1995
  • 2000
  • 2000
  • 1994
  • 2000
  • 2000
  • 1997
  • 2005
  • 2005
  • 1995
  • 2000
  • 2000

Максимальный годовой

объем бурения,тыс м

290

150

290

47

290

Год окончания бурения

1991

1995

1995

1996

1996

КИН, д. ед

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

Глубина скважин по

стволу, м

3100

3100

3100

3100

3100

Предельная изопахита разбуривания,м

3

3

3

3

3

Предельная обводненность,%

98

98

98

98

98

Темп отбора от НИЗ, %

7,1

7,1

7,1

7,1

7,1

Продолжение табл.3.6

Фонд скважин,

в т.ч. разведочный

из них добывающих

в т.ч. разведочных

нагнетательных

резервных

  • 184
  • 4
  • 123
  • 4
  • 40
  • 21
  • 166
  • 2
  • 113
  • 2
  • 34
  • 19
  • 350
  • 6
  • 236
  • 6
  • 74
  • 70
  • 30
  • 1
  • 21
  • 1
  • 9
  • -
  • 381
  • 7
  • 258
  • 7
  • 83
  • 40

Фонд контрольных скв.

водозаборных

  • 4
  • 2
  • 4
  • 2
  • 8
  • 4
  • -
  • -
  • 8
  • 4

Накопленная за весь срок:

добыча нефти,тыс.т

добыча жидкости,тыс.т закачка воды,тыс.м3

  • 5109
  • 30654
  • 38992
  • 4112
  • 29046
  • 36946
  • 9221
  • 59750
  • 75938
  • 721
  • 4374
  • 5564
  • 9950
  • 64124
  • 81502

Таблица 3.7.

Основные проектные показатели по годам.

Показатели

1995

1996

1997

1998

1999

Общий фонд скважин:

добывающих, из них

фонтанных

механизированных

нагнетательных

  • -
  • 224
  • 74
  • -
  • 224
  • 77
  • -
  • 292
  • 76
  • -
  • 301
  • 79
  • -
  • 307
  • 82

Добыча нефти, тыс. т./год

в т.ч. мех. способом

  • 481
  • 481
  • 436
  • 436
  • 377
  • 377
  • 327
  • 327
  • 286
  • 286

Добыча нефти с начала раз-ки

2525

2961

3338

3665

3951

Добыча жидкости тыс. м3 /год

в т.ч. мех. способом

1037

1100

1144

1155

1160

Среднегодовая обводненность,%

53,6

60,8

67

72

75

Закачка воды, тыс. м3

1510

1525

1552

1560

1567

3.6 Рекомендуемые мероприятия по контролю за разработкой

При контроле и регулирований процесса разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения особое внимание следует уделять геолого-физическим и гидродинамическим исследованиям и изучению фильтрационных характеристик продуктивного пласта и его законтурных областей.

В целом контроль за процессом эксплуатации пласта ЮС1 должен осуществляется в соответствий с “Регламентом комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Главтюменьнефтегаз, разработанным СибНИИНП и утвержденным 13.12.87 г.

Основными направлениями контроля и регулирования промышленной разработки и опытной эксплуатации рекомендуется:

исследование скважин методом установившихся отборов с количественной оценкой фильтрационных характеристик участков пласта, тяготеющих к призабойной зоне скважины;

исследование скважин методом кривых восстановления давления уровня) с определением проницаемости, гидропроводности и др. параметров пласта (его удаленных зон);

изучение профилей притока и приемистости геофизическими методами,

отборы пластовых проб нефти и воды и их лабораторные исследования;

систематические замеры дебитов нефти, попутного газа и пластовой воды;

широкомасштабные измерения глубинными манометрами текущих пластовых и забойных давлений в зонах отбора и нагнетания;

замеры устьевых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах образцовыми манометрами;

замеры текущего положения водонефтяного контакта методами ГИС, основанному на многолетнем опыте авторского надзора за процесс разработки нефтяных и нефтегазовых залежей с подошвенной водой, для этих целей должна быть выделена определенная группа специально оборудованных скважин, равномерно размещенных по площади нефтеносности.

Количество и периодичность перечисленных видов и методов контроля определяются геолого-техническими службами НГДУ “Юганскнефть“ при согласований и утверждений в АО ”Юганскнефтегаз”.

Методы регулирования в процессе разработки и пробной эксплуатации включают:

варьирование давления нагнетания воды;

ограничение, вплоть до остановки отбора жидкости из скважин с повышенной обводненностью (более 70 %);

выравнивание профилей приемистости и притока добывающих и нагнетательных скважин путем закачки полимерных и пенных составов;

смену направлений фильтрационных потоков путем временной остановки нагнетательных и добывающих скважин.

Контроль за процессом разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения осуществляется тремя известными методами:

Геофизические исследования скважин.

Гидродинамические исследования скважин.

Промысловые замеры и наблюдения.

Промысловые исследования (замеры дебитов нефти, жидкости, отбором газа, состояние внутрискважинного оборудования и др.)

проводятся в НГДУ “Юганскнефть“ в соответствий с действующими инструкциями и в связи с их традиционностью не являются предметом обсуждения в данном проекте.

За период с 1988 по 2000 год выполнен объем целенаправленных исследований (по числу исследованных скважин).

В исследованных скважинах Средне-Асомкинской площади эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов изменяется от 1,0 м (скв. № 462, расположенная в южной части залежи) до 12,4 м (скв. № 362, дренирующая центральную часть залежи). Проницаемость по разрезу изменяется от 1 до 28 х 10-3 мкм2. При исследовании профилей притока установлено, что в дренировании пласта участвуют весьма ограниченные по толщине интервалы - от 0,6 м. (скв.№148) до 2 м. (скв.№464). Эти интервалы характеризуются более высокими значениями проницаемости, чем остальная часть разреза. Результаты исследованных скважин свидетельствуют о неоднозначности условий дренирования пласта по разрезу: так в скв.148 приток нефти происходит из кровельной части перфорированного пласта, в скв. 362-в средней, в скв. 464 - из подошвенной части. Из результатов исследований профилей притока следует, что коэффициент действующей толщины изменяется в широком диапазоне -от 0,1 ( скв.148) до 1,0 ( скв.462), составляя в среднем 0,17, т.е. в 2,5 раза меньше, чем на соседней Асомкинской площади, что косвенным образом подтверждает низкую продуктивность скважин на Средне-Асомкинской площади

Обобщая результаты исследований профилей притока, следует отметить :

  • - явно недостаточный объем и низкую результативность проведенных исследований;
  • - приток нефти в скважины Средне-Асомкинской площади происходит из отдельных пропластков толщиной 0,6-2м, расположенных в разрезе в различных скважинах по разному и без всяких определенных закономерностей в верхней, средней и нижней частях;
  • - по скважинам Средне-Асомкинской площади коэффициент действующей толщины ( средний ) -0,17.

Выполненный объем исследовательской работ и не совсем положительные результаты по многим исследованным скважинам дало основание сформулировать следующее предложение:

  • - на площадях Фаинского месторождениях, а в частности на рассматриваемой Средне-Асомкинской площади необходимо провести серию дополнительных исследований профилей притока в скважинах, дренирующих различные участки залежи, с повышением качества проводимых исследовательских работ, путем выбора наиболее приемлемых методов для условий данного эксплутационного объекта.
  • 4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
 
Перейти к загрузке файла
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>