foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Анализ системы ППД Приобского месторождения

Приобское нефтяное месторождение разделяется рекой Обь на Левобережную и Правобережную части. Закачка воды для поддержания пластового давления  (ППД) осуществлялась только на левобережной части. Правобережная часть месторождения начала разбуриваться значительно позднее и система ППД не была сформирована. Лишь в декабре 2000 года была запущена КНС Правобережья, поэтому в данной работе рассматривается система ППД только Левобережной части месторождения.

В настоящее время на существующем эксплуатационном участке находится в эксплуатации система ППД в составе [6]:

- блочные кустовые насосные станции (КНС-1 и КНС-1А), состоящие из двух насосов ЦНС 180-1900 (каждая), размещенных на одной площадке с дожимной насосной станцией (ДНС);

- куст водозаборных сеноманских скважин (6 скважин), оборудованных погружными установками типа  УЭЦП 16х2000х450, УЭЦП 16х2000х1400 и насосами ЭЦН 1000х600, ЭЦН 400х500, ЭЦН 500х500;

- узел очистки сеноманской воды - для сепарации свободного газа и очистки от механических примесей ( песка );

- система высоконапорных водоводов от КНС - 1, КНС - 1А к нагнетательным скважинам (71 скважина), расположенных на 24 кустах эксплуатационного участка.

По состоянию на 1.01.98 г. на эксплуатационном участке (левобережная часть месторождения) велась закачка:

- сеноманской воды насосами КНС-1 в нагнетательные скважины западной части;

- пресной воды насосами КНС-1А в нагнетательные скважины восточной части месторождения.

Приемистость нагнетательных скважин на кустах изменяется от 140 до 850 м3/сут,  давление на устье нагнетательных скважин от 13,4 до 18,5 МПа.

Установленные мощности по закачке воды на КНС-1, КНС-1А (4 насоса ЦНС 180-1900), количество водозаборных сеноманских скважин и система построенных высоконапорных водоводов достаточна для обеспечения закачки воды в пласты эксплуатационного левобережного участка в требуемых объемах.

Для обеспечения устойчивой работы системы ППД необходимо:

- обеспечить действующие водозаборные сеноманские скважины забойными фильтрами для предотвращения выноса песка из пласта;

- оборудовать водозаборные скважины надежными погружными насосными установками;

- модернизировать существующие узлы очистки сеноманской воды от мехпримесей для обеспечения допустимого содержания в воде после очистки;

- обеспечить все нагнетательные скважины регуляторами расхода (на устье скважины) и расходомерами;

- обеспечить проектные объемы закачки воды и давление раздельно по пластам.

Анализ работы водозаборных скважин

Добыча подземной  воды апт-сеноманского комплекса на приобском месторождении осуществлялась из пяти водозаборных скважин различными насосными агрегатами в том числе: погружными установками типа УЭЦП16х2000х450, УЭЦП16х2000х1400, насосами ЭЦН1000х625(600), ЭЦН400х500 и ЭЦН500х450, ЭЦН500х350, ЭЦН500х500. За время эксплуатации месторождения было добыто 3657,5 тыс. м³. воды, ежегодная добыча воды составляла 600-800 тыс.м³. Скважины эксплуатировались со среднесуточной производительностью 500-1500 м³./сут. И невысоким коэффициентом эксплуатации действующего фонда 0,43 (1994г.) – 0,58 (1996г.).

Из вышеперечисленных насосов одним из наиболее часто применяемых  являлись:  насос УЭЦП16х2000х450, который эксплуатировался со средней производительностью 1200-1500 м³./сут и коэффициентом эксплуатации 0,30 –0,55, нефтяные насосы типа ЭЦН500х350 (450,500,1300), средняя производительность которых составляет 500-600 м³./сут и коэффициент эксплуатации  0,20 (1992г.) – 0,88 (1995г.). Остальные насосы  (ЭЦН1000х625(600), ЭЦН400х500 и УЭУП16х2000х1400) находились в эксплуатации менее одного года и работали с производительностью соответственно 730, 380 и 1300 м³/сут и коэффициентом  эксплуатации 0,46, 0,65 и 0,56.

В результате проведенного анализа работы водозаборных скважин за 1991-1996гг. было выявлено следующее. Так, водозаборная скважина   № 1  (дата ввода в эксплуатацию – 1993г.) оборудовалась насосами  разного типа УЭЦП16х2000х450 (1993-1994гг.), ЭЦН1000х625 (1995г.) и УЭЦП16х3000х500. В начале эксплуатации скважина работала со средним дебитом 1500-1600 м³/сут и очень низким коэффициентом эксплуатации 0,27 – 0,30.  В 1995-96 гг. дебиты водозаборных скважин снизились до 1000 м³/сут, а  коэффициент эксплуатации повысился до 0,50. Скважина почти полгода не работала ввиду неисправности двигателя, большого содержания ТВВ в воде  и других причин.  Одной из причин нестабильной работы водозаборных скважин, на наш взгляд, также является неправильный подбор оборудования для добычи воды. Так, например, в 1996г. водозаборная скважина № 1 была оборудована насосом УЭЦП16х3000х450  с номинальной  подачей 3000 м³/сут, а рекомендованный дебит для водозаборных скважин месторождения составляет не более 1500 м³/сут.  Неудивительно, что установка быстро вышла из строя. За четыре года было добыто воды более 600 тыс. м³. Ежегодная добыча воды составляла 140-180 тыс. м³.

Водозаборные скважины № 2, 3 оборудовались только погружными насосами типа УЭЦП16х2000х450, эксплуатировались со средним дебитом 1200-1500 м³/сут (кроме 1996г.) и очень низким коэффициентом эксплуатации (0,16 – 0,69 – скв. № 2  и 0,10 – 0,45 – скв. № 3). За период 1991-1996 гг. было добыто воды по скважине . № 2 более 1 млн. м³  (ежегодная добыча изменялась от 85 до 328 тыс. м³ воды), по скважине № 3 было добыто воды около 800 тыс. м³ (ежегодная добыча составляла 92-213 тыс. м³ воды).

В  1996г. скважина № 2 эксплуатировалась со средним дебитом         1160 м³/сут и коэффициентом эксплуатации 0,55 , скважина № 3, по данным ППД,   эксплуатировалась с коэффициентом эксплуатации 0,33 и средним дебитом 800 м³/сут, что является вряд ли возможным, учитывая технические характеристики установленного оборудования для добычи воды.

Водозаборная скважина № 4 (дата ввода в эксплуатацию – 1992г.) оборудовалась насосами  разного типа (ЭЦН500х350,  ЭЦН500х500, ЭЦН500х1300 и ЭЦН1000х600), эксплуатировалась с дебитом   500 – 950 м³/сут (1995г.) и  коэффициентом эксплуатации 0,36 (1993г.) – 0,81 (1996г.) За время эксплуатации скважины было добыто воды более 500 тыс. м³, средний коэффициент эксплуатации составлял 0,54.

Водозаборная скважина № 6 (дата ввода в эксплуатацию – 26.11.91г.) оборудовалась насосами разного типа (ЭЦН 500х350, ЭЦН500х450, ЭЦН500х500, ЭЦН500х1300 и ЭЦН400х500), эксплуатировалась с постоянным дебитом 400 – 600 м³/сут и коэффициентом эксплуатации 0,21 (1992г.) – 0,88 (1995г.). За время эксплуатации скважины было добыто воды более 600 тыс. м³, средний коэффициент эксплуатации составляет 0,65. Ежегодная добыча воды составляла 64 тыс. м³ (1992г.) – 166 тыс.м³ (1994г.).

Основными причинами, влияющими на низкий коэффициент эксплуатации, являются низкая надежность насосных установок, их незначительный  межремонтный период, плохое качество строительства водозаборных скважин, отсутствие хороших фильтров.

Показатели работы водозаборных скважин представлены в таблице 4.1.

С целью определения влияния дебита водозаборных скважин на коэффициент эксплуатации водозаборных скважин, на основании промысловой информации, была построена вышеуказанная зависимость (рис. 4.1.).

Таблица 4.1.    Показатели  работы  водозаборных  скважин

№ скв

Показатели

Годы

Итого

1991

1992

1993

1994

1995

1996

.1

2

3

4

5

6

7

8

9

Объем добычи, тыс. м³

-

-

142.0

150.0

162.0

179.7

633.7

Тип насоса

-

-

УЭЦП16х2000    х 450

УЭЦП16х2000    х 450

ЭЦН 1000 х 625

УЭЦП16х3000    х 500

-

Средний дебит, м³/сут

-

-

1577

1500

900

1021

1161

К экспл.

-

-

0.30

0.27

0.49

0.48

0.43

Время работы, сут.

-

-

90

100

180

176

546

Объем добычи, тыс. м³

63.2

328.0

252.8

180.0

85.0

234.0

1143.0

Тип насоса

УЭЦП16 х2000 х450

УЭЦП16х 2000х 1400

УЭЦП 16х 2000х 450

УЭЦП16х2000х 450

УЭЦП16х 2000х 450

УЭЦП16х 2000х 450

-

Средний дебит, м³/сут

1215

1307

1580

1500

1491

1158

1358

К экспл.

0.40

0.69

0.44

0.33

0.16

0.55

0.43

Время работы, сут.

52

251

160

120

57

202

842

Объем добычи, тыс. м³

28.4

213.0

166.0

123.0

147.0

92.3

769.0

Тип насоса

УЭЦП16х2000х 450

УЭЦП16х 2000х 1400

УЭЦП16х2000х 450

УЭЦП16х2000х 450

УЭЦП16х 2000х 450

УЭЦП16х2000х 450

-

Продолжение таблицы 4.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Средний дебит, м³/сут

1092

1323

1580

1128

902

776

1126

К  экспл.

0.99

0.44

0.29

0.30

0.45

0.33

0.37

Время работы, сут.

26

161

105

163

119

683

Объем добычи, тыс. м³

-

16.0

65.0

100.0

150.0

173.8

504.8

Тип насоса

-

ЭЦН 500х 350

ЭЦН 500х 1300

ЭЦН 500х500

ЭЦН 1000х 625

ЭЦН 1000х 600

-

Средний дебит, м³/сут

-

500

500

519

950

587

622

К экспл.

-

0.50

0.36

0.53

0.43

0.81

0.54

Время работы, сут.

-

32

130

195

158

296

811

И

Т

О

Г

О

Объем добычи, тыс. м³

100.0

621.0

735.8

719.0

704.0

778.5

3657.0

Средний дебит, м³/сут

1000

1192

1001

908

802

734

894

К экспл.

0.52

0.45

0.45

0.43

0.48

0.58

0.49

Время работы, сут.

100

521

735

792

878

1061

4087

При построении зависимости при одинаковых значениях дебита скважины брался наивысший показатель коэффициента эксплуатации. Для определения тенденции по данным фактической зависимости была построена полиномиальная линия тренда (аппроксимация и сглаживание).  Из рисунка 4.1. видно, что при увеличении дебита скважины (производительности насоса для  добычи воды) коэффициент эксплуатации водозаборных скважин уменьшается.

Видимо, стабильный участок тренда указывает на наиболее оптимальные дебиты водозаборных скважин в условиях данного месторождения. Если взять за основу полученную зависимость, то добывные возможности существующих водозаборных скважин при коэффициенте эксплуатации на уровне 0,5 и дебите водозаборной скважине 800-1100 м³/сут  составляют порядка 876-1204 тыс.м³ в год.

Рис. 4.1. Зависимость коэффициента эксплуатации действующего фонда водозаборных скважин от среднесуточного дебита скважин

Это вполне достаточно для выполнения плановых годовых заданий за прошедший период (1991-1996гг.).

Вопрос обеспечения  стабильной работы водозаборных скважин и использования для закачки сеноманской воды в условиях данного месторождения очень важен, т.к. ДОМНГ не исключает вариант частичного применения для закачки в пласт пресной воды, что, на наш взгляд, нежелательно.

В пользу использования сеноманской воды в качестве рабочего агента говорит и то, что предварительные консультации со специалистами - гидрогеологами позволяют утверждать, сто основная проблема при эксплуатации водозаборных скважин является их  неправильная эксплуатация, т.е. неверный подбор оборудования для добычи воды, режима работы водозаборной скважины и т.п., а также слабый контроль за режимом работы водозаборных скважин.

 Анализ работы нагнетательных скважин

Общий фонд нагнетательных скважин на конец 01.01.1997 г. составлял 45 шт., в т.ч.  41 скважина находится в действующем фонде (в т.ч. по пластам: АС10 – 19 скв., АС11 – 5 скв., АС12 – 17 скв. ), две скважины (пласт АС12 ) – в бездействующем фонде, две скважины – в фонде освоения ( по пластам АС10, АС11 – по одной скважине ).

    Данной  работе был проведен анализ работы нагнетательных скважин за период 1991-1996 гг. Анализ показал, что с увеличением объемов закачки подземной воды  ( от 100 тыс. м³ до 778 тыс. м³ ) соответственно увеличился и общий фонд нагнетательных скважин почти в четыре раза (действующий фонд в семь раз), но приемистость нагнетательных скважин снизилась почти в три раза (от 262 м³/сут  до 84 м³/сут ).

     Коэффициент эксплуатации действующего фонда по месторождению увеличился от 0,70 (1992г.) до 0,88 (1996г.), коэффициент использования общего фонда снизился от 0,80 (1991г.) до 0,69 (1996г.). Показатели работы фонда нагнетательных скважин за период  1991 - 1996 г.г. представлены в таблице 4.2. и на рисунках 4.2.- 4.4.

    Далее был проведен анализ причин простоя и бездействия нагнетательных скважин за три последних года  (1994 – 1996гг.).

Таблица  4.2. Показатели работы фонда нагнетательных скважин

Показатель

1991г

1992г

1993г

1994г

1995г

1996г

Объем закачки воды,    тыс. м³,  всего

100

621

735

719

704

778,5

в т.ч. по пластам:

С10

87,3

518,5

569,2

391,9

516,6

379,4

С11

-

-

12,8

39,5

31,1

111,5

С12

12,7

102,5

153,0

287,6

156,3

1287,6

Общий фонд,  шт.

11

16

22

23

27

45

В т.ч. действующих, всего

6

13

16

19

24

41

в т.ч. по пластам:

С10

3

8

10

11

15

19

С11

-

-

1

1

1

5

С12

3

5

5

7

8

17

В т. ч. бездействующий фонд

-

1

6

4

3

2

В т.ч. фонд освоения

5

2

-

-

-

2

Коэффициент использования общего фонда

0,80

0,78

0,77

0,72

0,71

0,69

Коэффициент эксплуатации действующего фонда по месторождению в среднем,

0.70

0,86

0,85

0,87

0,95

0,88

в т.ч. по пластам:

С10

0,24

0,69

0,93

0,82

0,95

0,90

С11

-

-

0,32

0,93

0,91

0,84

С12

0,99

0,46

0,56

0,81

0,95

0,88

Ввод нагнетательных скважин,   проект/факт, шт.

11/6

33/8

44/8

40/1

20/3

33/16

Средняя приемистость  скважин по месторождению,  проект/факт, м³/сут

180

262

180

204

180

160

180

119

180

105

180

84

Продолжение таблицы 4.2.

Средняя фактическая приемистость  скважин по пластам, м³/сут:

АС10

338

255

167

108

129

75

АС11

-

-

108

116

93

166

АС12

102

102

150

137

66

82

Среднее устьевое давление нагнетательных скважин, МПа  проект/факт

18,0

18,5

18,0

18,5

18,0

18,5

18,0

17,5

18,0

18,0

18,0

18,0


Рис. 4.2. Динамика основных показателей работы фонда нагнетательных скважин пласта АС10

Рис. 4.3. Динамика основных показателей работы фонда нагнетательных скважин пласта АС11

Рис. 4.4. Динамика основных показателей работы фонда нагнетательных скважин пласта АС12

В результате анализа было выявлено, что за три года нагнетательные скважины были остановлены 248 раз, время простоя и бездействия составило 3707 сут. (без фонда освоения), в.т. по пластам АС10 – 1538 сут., АС11 – 195 сут., АС12 – 1974 сут.

Основные причины, по которым простаивали нагнетательные скважины, были следующие:

 - отсутствие приемистости (28,2% от общего времени простоя);

 - из-за ремонта соседней скважины (17,2% от общего времени простоя);

 - остановки для работ УБР (20,5% от общего времени простоя);

 - остановки по техническим причинам и  неисправность наземного оборудования (7,3 и 7,6%  от общего времени простоя);

 - ожидание подземного оборудования (4,7% от общего времени простоя);

 - ожидание исследований, реконструкция  КНС, заморожен коллектор (3-4% от общего времени простоя).

По остальным причинам, таким как ожидание капитального ремонта, ремонт и герметизация устья скважины, переобвязка скважины, ремонт водовода, соляно-кислотная обработка пласта, нагнетательные скважины останавливались от одного до пяти раз в год, их время простоя составляло от двух до 58 сут.

Рассмотрим причины простоев и бездействия нагнетательных скважин в отдельности по каждому году и по каждому  пласту.

Так, в 1994г. коэффициент использования общего фонда составлял 0,72, т.к. четыре скважины из 23 находились в бездействии.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда был чуть повыше и составлял 0,87. По пласту АС10 нагнетательные скважины были остановлены 21 раз, в основном по техническим причинам и из-за ожидания исследований, время простоя составило 162 сут. По пласту АС11 скважины останавливались 5 раз, время простоя – 61 сут. Основные причины – глинокислотная обработка (20 сут. простоя), ремонт и герметизация устья (16 суток простоя). По пласту АС12 нагнетательные  скважины останавливались 24 раза (время простоя 61 сутки) по техническим причинам из-за глинокислотной обработки пласта.

В целом по месторождению в 1994г. основными причинами простоя  явились:

 - ожидания исследования (31% от общего времени простоя);

 - глинокислотная обработка пласта (20% от общего времени простоя);

 - технические причины (27% от общего времени простоя).

Такие причины, как порыв водовода, отсутствие приемистости, ремонт и герметизация устья скважин занимают 6-9% от общего времени простоя (284 сут.).

В 1995г. по пласту АС10 нагнетательные скважины были остановлены 31 раз по техническим причинам и для работ УБР и КРС, их время составило 190 сут. Несколько скважин (№№ 1127, 108, 101, 103, 105, 110, 111, 113, 115, 1765)  останавливались по три – четыре раза в году от одного до 20 дней по техническим причинам и для работ УБР и КРС. По пласту АС11 скважина № 3702 останавливалась четыре раза (ее время простоя составило 33 сут.) по различным причинам (из-за ремонта соседней скважины, для работ УБР и КРС и по техническим причинам). По пласту АС12 восемь нагнетательных скважин были остановлены 17 раз, время простоя увеличилось почти в два раза по сравнению с 1994г. Скважины №№ 16, 20, 11, 22,18, 19 останавливались по 3 - 4 раза в год по техническим причинам и для работ УБР и КРС, остальные скважины (№31 и № 25) были остановлены в конце года (на 6 дней).

В 1995г. основными причинами простоя и бездействия  по месторождению являлись:

 - остановки по техническим причинам (58% от общего времени простоя);

 -  из-за ремонта соседней скважины (13% от общего времени простоя);

 - отсутствие приемистости (9% от общего времени простоя).

Такие причины, как ожидание капитального ремонта, остановки для работ УБР и КРС, замораживание коллектора занимают 3-6% от общего времени простоя (336 сут.).

Основные причины простоев и бездействия нагнетательных скважин за

1994-1996гг. представлены в таблице 4.3. и на рисунках 4.5.-4.8.

Таблица 4.3. Основные причины простоя и бездействия нагнетательных скважин

за 1994 –1996 г.г.

Причина простоя

Количество остановок / время простоя,  сут

Пласт

Итого по место-рождению

А10

А11

А12

1994 год

Порыв водовода

1/26

-

-

1/26

Глинокислотная обработка пласта

1/22

1/20

1/15

3/57

Экспериментальные исследования

4/66

1/21

-

5/87

Отсутствие приемистости

1/20

-

-

1/20

Остановки по техническим причинам

14/28

1/2

23/46

38/76

Ремонт и герметизация устья

-

1/16

-

1/16

Переобвязка скважин

-

1/2

-

½

ИТОГО за 1994г

21/162

5/61

24/61

50/284

1995 год

Отсутствие приемистости

1/30

-

-

1/30

Остановки по техническим причинам

14/88

1/5

8/103

23/196

Из-за ремонта соседней скважины

1/16

1/26

1/2

3/44

 Продолжение таблицы 4.3.

Остановки для работ УБР и КРС

12/12

2/2

8/8

22/22

Заморожен коллектор

1/20

-

-

1/20

Ожидание капитального ремонта

1/10

-

-

1/10

Прочие

1/14

-

-

1/14

ИТОГО за  1995г

31/190

4/33

17/113

52/336

1996 год

Ремонт водоводов

-

-

2/22

2/22

Соляно-кислотная обработка пласта

-

-

2/43

2/43

Экспериментальные исследовательские и геофизические работы

3/25

-

-

3/25

Отсутствие приемистости

16/558

1/21

13/415

30/994

Из-за ремонта соседней скважины

9/133

3/58

10/403

22/594

Для работ УБР и КРС

-

-

5/739

5/739

Заморожен коллектор 5/86

5/86

-

4/28

9/114

Ожидание подземного ремонта

2/22

-

-

2/22

Неисправно глубинное оборудование

5/110

-

2/44

7/154

Неисправно наземное оборудование

6/194

2/8

9/80

17/282

Реконструкции КНС

27/58

6/14

14/26

47/98

В освоении

4/337

3/234

9/547

16/1118

ИТОГО за 1996г.

77/1523

15/335

70/2347

162/4205

1994-1996 гг.

Продолжение таблицы 4.3.

Экспериментальные исслед и геофизические работы

7/91

1/21

-

8/112

Отсутствие приемистости

18/608

1/21

13/415

32/1044

Остановки по техническим причинам

28/116

2/7

31/149

61/272

Из-за ремонта соседней скважины

10/149

4/84

11/405

25/638

Для работ УБР и КРС

12/12

2/2

13/747

27/761

Заморожен коллектор

6/106

-

4/28

10/134

Ожидание ремонта

7/132

-

2/44

9/176

Неисправно наземное оборудование

6/194

2/8

9/80

7/282

Реконструкция КНС

27/58

6/14

14/26

47/98

Прочие

4/72

3/38

5/80

12/190

В освоении

4/337

3/234

9/547

16/1118

Итого за 1994-1996 гг.:

129/1875

24/429

111/2521

264/4825


 Рис. 4.5. Основные причины простоя и бездействия нагнетательных скважин за 1994г


Рис. 4.6. Основные причины простоя и бездействия нагнетательных скважин


за 1995г

Рис. 4.7. Основные причины простоя и бездействия нагнетательных скважин за 1996г

Рис. 4.8. Динамика числа и времени простоя и бездействия нагнетательных скважин за 1994-1996гг

В 1996 г. коэффициент эксплуатации действующего фонда по Приобскому месторождению был сравнительно высоким (табл. 4.4.), изменяясь от 0,99 до 0,98 (кроме июня, сентября и октября, коэффициент эксплуатации в эти месяцы составлял 0,57 , 0,79 и 0,74),  в среднем составляя 0,88 , т.к. 41 нагнетательная скважина простояла 1030 суток, т.е. в среднем 1 скважина простояла 25 сут.

    Коэффициент использования общего фонда по месторождению в 1996г. изменялся от 0,40 (июнь) до 0,86 (декабрь), в среднем составляя 0,69. Общее время  бездействия (с фондом освоения) составило 3178 сут, в т.ч. по пластам: АС10 – 1010 сут., АС11 – 234 сут., АС12 – 1934 сут.

По пласту АС10 в  1996г  коэффициент эксплуатации в среднем составлял 0,90 (изменялся от 0,60 до 0,99), время простоя составило 514 сут. Все нагнетательные скважины были  остановлены в июне ввиду отсутствия

приемистости ( каждая нагнетательная скважина простояла по 11 сут., время простоя – 154 сут.), в сентябре и октябре остановлены ввиду реконструкции КНС (скважины простояли 58 сут.) и из-за ремонта соседней скважины (время простоя – 133 сут.). Коэффициент эксплуатации за эти три месяца составлял соответственно 0,60 , 0,77 и 0,76. В остальные месяцы года нагнетательные скважины простаивали  от 4 до 29 дней в месяц. Нет ни одной нагнетательной скважины, которая работала  бы без остановки, каждая скважина была остановлена хотя бы два – три  раза в год, от 11 до 40 суток.

Итак, основными причинами, по которым были остановлены скважины пласта АС10:

 - из-за   ремонта соседней скважины (25% от общего времени простоя по пласту);

 - отсутствие приемистости (30% от общего времени простоя по пласту);

 -  реконструкция КНС (11% от общего времени простоя по пласту);

 - неисправность наземного оборудования и заморожен коллектор (20-23% от общего времени простоя по пласту);

 - ожидание подземного ремонта (15% от общего времени простоя по пласту).

Коэффициент использования общего фонда по пласту АС10 изменяется от 0,65 до 0,90 , составляя в среднем 0,77 , т.к. в бездействующем фонде каждый месяц простаивало от одной до трех скважин ввиду отсутствия приемистости     ( скв № 111, 1765,   время бездействия – 404 сут.), неисправности наземного оборудования (скв. № 1730 бездействовала 163 сут.), замораживания коллектора (скв. № 102 бездействовала 50 сут.). Время бездействия по этому пласту составило 1010 сут. В фонде освоения находились четыре скважины (№№ 1768, 1792, 1793, 1794), их время бездействия составило 373 сут.

Общее время простоя и бездействия (с фондом освоения) составило 1524 сут., каждая  нагнетательная скважина не работала от 15 до 300 сут., т.е. в среднем 80 сут.

Таблица  4.4. Основные показатели работы фонда нагнетательных скважин за 1996 год

Показатели

Месяц

Итого

За год

январь

Февраль

март

апрель

май

Июнь

Июль

август

сентябрь

октябрь

Ноябрь

декабрь

Объем закачки воды, всего, тыс. м³

60,0

55,9

63,9

60,6

58,9

39,9

68,9

76,0

68,5

56,0

80,0

89,9

778,5

В т.ч. по пластам

АС10

42,2

32,7

38,9

29,2

27,7

19,4

34,0

39,5

28,3

24,4

30,1

33,0

379,4

АС11

7,2

6,5

7,0

5,8

5,7

0,4

6,0

14,7

15,3

15,5

13,2

14,2

111,5

АС12

10,6

16,7

18,0

25,6

25,5

20,1

28,9

21,8

24,9

16,1

36,7

42,7

287,5

Общий фонд, всего, шт.

27

27

31

31

32

35

38

43

44

45

45

45

45

в т.ч. по пластам

АС10

15

15

16

16

16

19

20

20

20

20

20

20

20

АС11

1

1

1

1

1

2

2

5

5

5

5

5

5

АС12

11

11

14

14

14

14

16

18

19

20

20

20

20

Действующий фонд , всего, шт..

23

23

25

27

25

24

27

31

32

34

39

41

43

в т.ч. по пластам

АС10

14

13

15

15

14

13

15

17

17

18

18

19

19

АС11

1

1

1

1

1

1

2

3

3

5

5

5

5

АС12

8

9

9

11

10

10

10

11

12

12

16

17

Подпись: 5919

Продолжение таблицы 4.4.

Коэффициент эксплуатации дейст. фонда в среднем,

0,95

0,98

0,95

0,93

0,93

0,57

0,96

0,96

0,79

0,74

0,90

0,94

0,88

в т.ч. по пластам

АС10

0,96

0,99

0,92

0,95

0,95

0,60

0,99

0,97

0,77

0,76

0,93

0,96

0,90

АС11

0,99

0,99

0,99

0,99

0,99

0,10

0,56

0,94

0,78

0,88

0,99

0,79

0,84

АС12

0,92

0,95

0,99

0,90

0,90

0,58

0,98

0,96

0,82

0,66

0,85

0,99

0,88

Коэффициент использования общего фонда в среднем

0,81

0,84

0,77

0,81

0,74

0,40

0,67

0,65

0,56

0,52

0,76

0,86

0,69

в т.ч. по пластам

АС10

0,90

0,87

0,86

0,89

0,83

0,41

0,74

0,82

0,66

0.65

0,84

0.96

0,77

АС11

0,99

0,99

0,99

0,99

0,99

0,10

0,56

0,47

0,47

0,70

0,81

0,79

0,66

АС12

0,67

0,78

0,62

0,70

0,61

0,43

0,61

0,52

0,49

0,35

0,68

0,84

0,66

Средняя (факт) приемистость  скважин, м³/сут

89,0

85,0

87,0

81,0

83,0

96,0

89,0

91,0

92,0

77,0

78,0

75,0

84,1

В т.ч. по пластам

АС10

101,0

87,0

91,0

68,5

67,0

82,0

78,0

82,0

72,0

60,0

60,0

59,0

74,7

АС11

232,0

226,0

228

193,0

185,0

224,0

173,0

249,0

218,0

143,0

109,0

116,0

166,4

АС12

47,0

67,0

65,0

86,8

97,0

112,0

95,0

74,0

90,0

75,0

90,0

84,0

82,0

По пласту АС11 коэффициент  эксплуатации составил в 1996г. 0,84, изменяясь от  0,99 (январь-май) до 0,10 (июнь), т.к. в начале года  скв. № 3702 работала без остановок, в июне месяце из-за ремонта соседней скважины была остановлена и почти месяц не работала,  следующие полгода эта скважина лишь два месяца работала без простоев, останавливаясь на 4-12 дней по разным причинам (реконструкция КНС, неисправность наземного оборудования, из-за ремонта соседней скважины).

 

Новые, введенные скважины в 1996г., также останавливались на 3-21 дня по следующим причинам:

 - из-за ремонта соседней скважины (скв. № 3723, время простоя – 18 сут.);

 - реконструкция КНС (скв. № 3723, 3712, 3722,  время простоя 10 сут.);

 - неисправность наземного оборудования (скв. № 3712, время простоя – 4 дня);

 - отсутствие приемистости (скв. № 3712, время простоя 21 день).

Коэффициент использования по пласту АС11 низкий и составлял 0,66, изменяясь от 0,99 (первые месяцы года) до 0,10, т.к. в фонде освоения находилось более 50% скважин (кроме нескольких месяцев), время  нахождения скважин в  фонде освоения составило 234 сут. Общее время простоя и бездействия нагнетательных скважин по пласту составило   335 сут.

По пласту АС12 коэффициент эксплуатации изменился от 0,99 до 0,58 , в среднем составляя 0,88. Все нагнетательные скважины останавливались по 2 - 4 раза в году. Так, все нагнетательные скважины были остановлены в июне ввиду отсутствия приемистости (время простоя 124 сут.), в сентябре и октябре ввиду реконструкции КНС и из-за ремонта соседней скважины (соответственно время простоя 26 и 73 сут.). Общее время простое нагнетательных скважин составило 415 сут., в т.ч. 34 суток  скважины простаивали ввиду неисправности наземного оборудования; 44 сут. – ввиду неисправности глубинного оборудования; 28 сут. - ввиду замораживания коллектора; 22 сут. – и-за ремонта водовода; 43 сут. – ввиду солянокислотной обработки пласта и др.

Коэффициент использования по этому пласту был очень низкий (0,60),  изменился в течение года от 0,35 до 0,78 , т.к. в бездействующем фонде и фонде освоения находилось от трех до семи скважин.

Основные причины, по которым бездействовали нагнетательные скважины, следующие:

 - отсутствие приемистости (скв. № 13, 31 бездействовали 291 сут.);

 - из-за ремонта соседней скважины (скв. №№ 10, 11, 16 бездействовали 330 сут.);

 - для работ УБР (скв. №№ 13, 15, 18, 29 бездействовали 730 сут.).

В фонде освоения находились скв. №№ 2767, 2768, 2769, 2770, 23, 9, 10, 17, 26. Время их бездействия составило 547 сут. за год. Общее время простоя, бездействия (в т.ч. и фонд освоения) составляет 2347 сут, что составляет 63% от общего времени неработающего фонда.

Средняя фактическая приемистость нагнетательных скважин на 01.01.97г.  (табл. 4.2.)  составила по месторождению 84 м³/сут (в т.ч. по пластам: АС10 – 75  м³/сут.,  АС11 – 166 м³/сут., АС12 – 82 м³/сут., что значительно отличается от проектной приемистости  (180 м³/сут.) при практически одинаковом проектном (АС10, АС11 – 15,0 МПа,  АС12 – 18,0 МПа) и фактическом устьевом давлении (18,0 МПа).

Также следует отметить, что как по месторождению в среднем, так и по пластам АС10, АС12 наблюдается падение фактической среднесуточной приемистости.

Так, если по месторождению приемистость с 262 м³/сут. снизилась до  84 м³/сут., то по пластам отмечается нижеследующее.

Самая высокая приемистость с начала эксплуатации месторождения  наблюдалась по нагнетательным скважинам пласта АС10 (338 м³/сут.), к концу 1996г., она снизилась до 75 м³/сут.

По пласту АС11 также  отмечается падение приемистости с 108 м³/сут.  до 82 м³/сут., но в 1993-1994 гг. приемистость достигала 150-137 м³/сут. Снижение приемистости, возможно, связано с ростом пластового давления на линии нагнетания и с изменением фильтрационных характеристик пластов по мере расширения фронта нагнетания.

По скважинам пласта АС12 наблюдается скачкообразное изменение приемистости – от 102 м³/сут (1991 г.) до 150 м³, сут. (1993г) и в 1996г уже составила 82 м³/сут. Эти колебания связаны с тем, что снижение приемистости может быть вызвано ухудшением качества  закачиваемой воды, тогда как увеличение ее наступает при улучшении качества.

Далее в работе проведен ежемесячный анализ приемистости нагнетательных скважин  за 1996г. по пластам (табл. 4.4.).

Так, по пласту АС10 приемистость в течение года  снижалось от 101 м³/сут (январь)  до 59 м³/сут. (декабрь), в среднем составляя – 74,7 м³/сут. Это по-видимому, связано с тем, что с уменьшением месячных объемов закачки воды (от 42,2 тыс. м³ до 33 тыс. м³) увеличивался действующий фонд нагнетательных скважин (от 14 скв. до 19 скв.).

    По пласту АС11 среднесуточная приемистость снизилась с 232 м³/сут. (январь) до 116 м³/сут. (декабрь), в среднем составляя 166 м³/сут.

   По пласту АС12  приемистость нагнетательных скважин  изменялась скачкообразно, начиная с 47 м³/сут. (январь), повышаясь до 112 м³/сут. (июнь) и снижаясь к концу года до 84 м³/сут.  Постепенно повышение среднесуточной приемистости скважин, по-видимому, связано  с постепенным увеличением закачки воды и действующего фонда скважин. Графическая иллюстрация изменения приемистости нагнетательных скважин за 1996г представлена на рисунках 4.9. – 4.12.



Рис. 4.9. Динамика приемистости нагнетательных скважин пласта АС10  за 1996г

Рис. 4.10. Динамика приемистости нагнетательных скважин пласта АС11 за 1996г



Рис. 4.11. Динамика приемистости нагнетательных скважин пласта АС12  за 1996г

Рис. 4.12.  Динамика приемистости нагнетательных скважин за 1996г по месторождению

Статистика



Яндекс.Метрика