foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Анализ проведения работ по применению методов увеличения нефтеотдачи На Ефремовском месторождении

На Ефремовском месторождении в соответствии с предыдущими проектными документами  общий пробуренный фонд должен составить 246 скважин, в том числе 131 добывающая, 67 нагнетательных, 42 резервных и 6 контрольных. На 01.01.03 пробурено всего 300 скважин эксплуатационного фонда,

в том числе 203 добывающих, 59 нагнетательных, 38 скважин специализированного фонда в пределах лицензионных границ (таблица 3.2.3). На 01.01.03 в эксплуатационном добывающем фонде числилось 183 скважин (159 - дающие продукцию, 24 - в бездействующем фонде), в том числе 13 скважин нагнетательного фонда, временно дающие нефть. В нагнетательном фонде - 50 скважин (38 - под закачкой, 12 - в бездействующем фонде). Разбуренность проектного фонда составляет  около 122 %.

Основные показатели разработки месторождения по состоянию на 01.01.03 приведены в таблице 3.2.2,  динамика фактических показателей с начала разработки – на рисунке 3.2.1 и в таблицах приложения П.3.2.1-П.3.2.2.

Отбор нефти в 2002 году составил 660 тыс.т, или 55 % максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 1989 году (таблица П.3.2.1). Добыча нефти в 2002 году находится на уровне последних двух лет (658 – 660 тыс.т). Годовая добыча жидкости в 2002 г. – 5,0 млн.т, что почти на уровне максимальной добычи жидкости 2001 года (5,1 млн.т). Годовая закачка воды в 2002 г. составила максимальный уровень (5,1 тыс. м3). Текущая компенсация отбора закачкой (в пластовых условиях) – 100 %.

С начала разработки на месторождении   добыто 12,6 млн.т нефти, извлечено 49,4         млн.т жидкости (таблица 3.2.2). Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 62,7% при обводненности 87 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,209. Накопленный водонефтяной фактор – 2,9. Кратность остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по месторождению (отношение величины ОИЗ к годовой добыче нефти в 2002 году) – около 11 лет. Закачано с начала разработки 53 млн.м3 воды. Накопленная компенсация отбора – 102 %.

В таблице приложения П.3.2.3 и на рисунке 3.2.2 приведено распределение скважин по дебитам, обводненности, приемистости, накопленным отборам и закачке.

Основная часть скважин характеризуется средними дебитами жидкости (дебит от 30 до 100 т/сут имеет более 42 % скважин) и высокой обводненностью (более 90 % - 80 % скважин). С дебитами более 100 т/сут работают 34 % скважин. Дебит жидкости менее        20 т/сут характерен для 24 % скважин. Малодебитный фонд в основном расположен на низкопроницаемых и маломощных участках пластов БС10 и БС11. Все скважины обводнены на 60 % и более. 47 % скважин имеют дебит нефти менее 2 т/сут (средний дебит по месторождению – 13 т/сут). Из приведенных данных можно сделать вывод, что структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены основные усилия.

Анализ распределения скважин по накопленным отборам нефти показывает, что из  перебывавших в эксплуатации скважин 22 % отобрали от 30 до 50 тыс.т. Наибольшее количество нефти в расчете на одну скважину добыто из объекта БС10, наименьшее - из пласта БС11. Почти треть (31 %) добывающих скважин отобрали менее   10 тыс.т. Более 300 тыс.т отобрала лишь одна скважина (0,4 %). В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 46 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

Анализ работы скважин нагнетательного фонда показал высокое среднее значение приемистости по всему нагнетательному фонду (более 250 м3/сут). Более половины действующих скважин (около 70 %) скважин работают с приемистостью 250-500 м3/сут. Высокая приемистость (более 500 м3/сут) характерна для 17,5 % нагнетательного фонда. В целом по месторождению текущая приемистость скважин (358 м3/сут) при существующих давлениях нагнетания (8,5-10,8 МПа на устье скважин) позволяет обеспечивать необходимую компенсацию отборов закачкой.

В таблице приложения П.3.2.4 приведено распределение действующего фонда добывающих скважин по величине забойного давления. Основная часть (64 %) скважин эксплуатируются при забойных давлениях от 12 до 20 МПа. С давлением на забое менее 10 МПа работает около 22 % скважин, с давлением более 22 МПа нет скважин.

На рисунке 3.2.3 представлено распределение пробуренного фонда скважин по категориям, продуктивным пластам и способам эксплуатации.

Обращает на себя внимание тот факт, что в настоящее время в бездействии находится около 10 % добывающих и 15 % нагнетательных скважин. Распределение бездействующего фонда (по объектам разработки) по причинам простоя, дебитам нефти и обводненности продукции до остановки представлены в таблицах. Характеристика бездействующего фонда в целом по месторождению показана на рисунке 3.2.4.

Как видно из приведенных данных, работы по бездействующему фонду скважин, связаны с:

- безуспешным извлечением упавшего оборудования (36 % от общего числа) и передачей в ликвидационный фонд;

- наличием в районе бездействующих скважин остаточных запасов нефти и проведением ловильных работ для дальнейшего ввода на «свой» пласт;

- отсутствием ОИЗ для компенсации работы по вводу скважины в работу и планированием перевода скважин на другие объекты.

Проведена работа по оценке потерь добычи нефти по скважинам, находящихся в бездействии.   На рисунке 3.2.4-а приведена динамика текущих потерь в добыче нефти и структура текущих запасов по Ефремовскому месторождению. Расчеты на модели показали, что за период 1991-2002 г.г. текущие потери в добыче нефти составили 386 тыс.т, или 3,4 % от общей добычи за период (11195 тыс.т).

Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Ефремовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации.

Ниже рассматриваются состояние и показатели эксплуатации скважин по объектам разработки.

1. Пробуренный фонд скважин Ефремовского месторождения в целом достаточно эффективно выполняет свое назначение. В среднем на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 47 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

2. В настоящее время часть скважин находится в бездействии (13 % добывающего и 24 % нагнетательного фонда). Приоритетной задачей на месторождении является работа по вводу бездействующих скважин в эксплуатацию, причем целесообразность ввода каждой конкретной скважины должна определяться состоянием выработки запасов нефти, особенностями системы разработки и технико-экономической эффективностью при обязательном условии достижения утвержденного коэффициента нефтеотдачи.

3. Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены значительные усилия.

5. Основными направлениями по дальнейшей работе с фондом скважин на месторождении являются:

9       сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки);

10  оптимизация эксплуатации действующего фонда(выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

11  широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).

Статистика



Яндекс.Метрика