foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Анализ проведения работ по применению методов увеличения нефтеотдачи На Ефремовском месторождении

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

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).

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика