Выработка остаточных запасов на Самотлорском месторождении объект АВ4-5 путем использования боковых стволов

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

С каждым годом на Самотлорском месторождении всё большую актуальность приобретает проблема выработки остаточных запасов углеводородов.

Основные факторы влияющие на это: количество новых крупных месторождений вводимых в разработку и эксплуатацию снижается с 17 до 11%, также обводненность добытой продукции достигает 75-95% с ежегодным её приростом на 4-5%. Также стоит отметить, что при увеличении количества ремонтных работ, в том числе РИР на данном месторождении на 35-40% ежегодно - растет количество обводнившихся скважин в 1,5-2 раза быстрее чем планируется.

Наиболее важным фактором, который вносит наибольшие корректировки в дальнейшем развитии нефтяной промышленности нашей страны в целом, является неизбежное изменение структуры разрабатываемых залежей, в первую очередь это связано с тем, что всё большее кол-во вводимых в разработку продуктивных отложений являются сложно построенными, с плохими ФЕС, также большая часть нефтяных месторождений уже перешли на завершающую стадию разработки, когда основные запасы флюидов является трудно извлекаемыми, а активные запасы составляют ничтожную долю от оставшихся запасов.

Опыт показывает, что широкое применение традиционной технологии заводнения (основной метод разработки месторождений углеводородов в России) не обеспечивает эффективной выработки остаточных запасов из низкопроницаемых и высокообводненных пластов.

Многие нефтяные компании на собственном опыте убедились, что технология заводнения, являющаяся базовым методом по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений в России, не даёт нужного результата по выработке трудно извлекаемых и остаточных запасов и пластов с низкими ФЕС и высокой обводненностью.

Одним из наиболее перспективных направлений в области разработки нефтяных месторождений, вовлечения в промышленное освоение трудно извлекаемых запасов нефти наряду с совершенствующимися физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи (МУН), несомненно, являются горизонтальные технологии бурения и добычи природных углеводородов.

Горизонтальные технологии бурения и добычи в нефтяной промышленности наряду с новыми усовершенствованными физико-химическими методами МУН являются одними из самым перспективных, финансово обоснованными методами в области разработки и до разработки месторождений с трудно извлекаемыми и остаточными запасами



1. ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

Самотлорское нефтегазовое месторождение является уникальным, имеет овальную форму площадью примерно 3120 км2, географически расположено в Нижневартовском районе, Тюменская область находится в 720 километрах к северо-востоку от города Тюмени и примерно в 17-62 километрах севернее города Нижневартовска. Недалеко от него находятся другие месторождения : Аганское, Мало-Черногорское, Лор-Еганское, Мыхпайское. На самом месторождении населенных пунктов нет. Ближайшие города - Нижневартовск, Мегион, а также несколько поселков

Местность заболочена на 75-85%, представлена в основном суглинистыми песчаниками мощностью 10-20 метров, грунтами, песками и торфом. Рельеф местности слабо пересеченный и представляет собой слабо пересеченную моренную равнину с пологими положительными и отрицательными формами рельефа. Абсолютные отметки составляют в среднем +81 +93 с понижениями в области речных долин до +45 +70 м.

Гидрографическая сеть района принадлежит бассейну реки Обь. Площадь месторождения расположена на водоразделе ее правых притоков - рек Вах и Ватинского Егана с их более мелкими притоками. Реки являются типично таежными с малым уклоном продольного профиля. Медленное течение и слабый сток обусловили сильную заболоченность пойменных участков. Реки замеразают примерно в конце октября начале ноября, начало ледохода - в начале-середине мая. По всей площади расположено много озер. Самым крупным являются озеро Самотлор - его площадь равна 62 км2, Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое и другие. Озера и болота в зимний период в основном промерзают неполностью. Район характеризуется в основном хвойными породами и тальниковыми кустарниками, рустущие в основном на берегах рек, озёр и болот.

Климат территории резко-континентальный с непродолжительным дождливым, прохладным летом и длинной суровой зимой с порывистыми ветрами, метелями и устойчивым снежным покровом. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15°С) в среднем составляет 120 дней в году. Среднегодовая температура воздуха составляет -30С. Самым холодным месяцев является февраль - (-220С - 260С). Самым теплым - июль (+22,70С). Абсолютный минимум температур -590С, абсолютный максимум +390С. Господствующее направление ветров: западное, юго-западное - зимой и северное, северо-западное - летом. Среднегодовая скорость ветра - 3,6 м/с.По количеству среднегодовых осадков данный район можно отнести к районам с избыточным увлажнением, в среднем за год выпадает 590мм осадков. В основном это дожди и мокрый снег - 65-70%. Устойчивый покров снега устанавливается в конце октября начале ноября, начало активного таяния в середин, конце апреля. Начало промерзания почвенного покрова - конец октября, достижение максимума - начало апреля - 1.8м, полностью оттаивает почва в начале-середине июля.

Преобладающее место в экономике района занимает нефтегазодобывающая отрасль. Кроме нефтегазодобывающей развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая отрасли.

Инфраструктура региона довольно развита. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации - водным путем по рекам Обь и Вах, а также автотранспортом. Транспорт нефти за пределы района осуществляется по магистральным нефтепроводам Нижневартовск - Омск и Нижневартовск - Сургут. Площадь месторождения пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения.

Наиболее крупным населенным пунктом на рассматриваемой территории является город Нижневартовск. В городе имеется аэропорт, порт речного пароходства (период навигации с мая по октябрь) и станция железной дороги, связывающая город Нижневартовск с городами: Сургут, Тобольск, Тюмень. В районе развита сеть дорог с твердым покрытием, связывающая город Нижневартовск с городами района.

скважина боковой ствол остаточный

1.2 История освоения района

В 1965г. Главтюменьгеологией было открыто уникальное по своим запасам и площади Самотлорское месторождение нефти и газа.

В 1968г. была рассмотрена первая технологическая схема разработки, по которой было выделено два объекта, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин. В 1969 на месторождении огромном по размерам было пробурено всего лишь 33 разведочные скважины, которые не могли дать даже примерные черты строения и формы месторождения. Представление на тот момент о размерах пластов была ошибочна, они оценивались намного меньшими по размерам.Запасы нефти пластов АВ1, АВ2-3 и БВ10 на 40-80% относились к категории С2. На тот момент данные о строении были ничтожно малы или их не было вовсе. Пробная эксплуатация скважин была кратковременной, чтобы провести необходимые исследования. В ходе исследований был выбран вариант с 3-х рядной системой, плотность сетки скважин 65га/скв, ширина полос - 3,6 километра. Выделено два основных объекта: пласты БВ8 - БВ10 и пласты АВ4-5 - АВ2-3. Было принято решение одновременно-раздельной эксплуатации пластов.

При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22.01.1971 г. было принято решение:

· рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки на пласт АВ2-3 и на пласт БВ10 с организацией 3-х и 5-ти рядных блоковых систем разработки;

· учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти - переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т.д.

Генеральную схему с изменениями переименовали в Принципиальную схему разработки Самотлорского месторождения, которая была утверждена Коллегией МНП в апреле 1972 г. При обосновании Принципиальной схемы было уже 78 разведочных и 55 эксплуатационных и нагнетательных скважин. Гидродинамические исследования проведены в 62 разведочных и 37 добывающих скважинах. Запасы категории С2 уменьшились до 15-40%.. В течении 1973-1975 годов вносились дополнения и уточнения в Принципиальную схему разработки, в том числе было предусмотрено: первоочередное разбуривание горизонтов БВ8, АВ4-5 и БВ10; осуществление по горизонту АВ4-5 разрезания по внутреннему контуру нефтеносности.

По заданию Миннефтепрома в апреле 1974 г. институтами ВНИИ и Гипротюменнефтегазом при участии Главтюменнефтегазом были изучены условия и перспективы интенсификации разработки Самотлорского месторождения. В качестве основных рассматривались:

1. ускорение темпа разбуривания по всем пластам;

2. повышение депрессий на пласты АВ13 и АВ2-3;

3. повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ13, АВ2-3, БВ10 и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ4-5;

4. ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ13 и АВ2-3.

Предлагаемые мероприятия были рассмотрены в январе 1975 г. в Миннефтепроме, следствием рассмотрения явилось задание ВНИИ, СибНИИНП и Гипротюменнефтегазу на составление в 1975-76 годах Комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения. В 1975 г. при составлении Комплексной схемы разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к категории А, В и С1 и только по пласту АВ13 до 35% запасов были в категории С2 .

К этому времени основные геологические особенности залегания продуктивных горизонтов, распространение зон нефтегазоводонасыщения были установлены. Уточнились представления об основных параметрах пластов и насыщающих их флюидов. Так, например, в процессе уточнений за период реализации Принципиальной схемы толщины всех пластов претерпевали существенные изменения: по пласту АВ2-3 уменьшились на 12-14%, по пласту АВ13, даже на 100%, соотношение вязкостей нефти и воды по четырем пластам увеличилось на 20-25%, а нефтенасыщенность по всем пластам снизилась на 6-9%. К этому периоду относятся первые работы, связанные с изучением неоднородности продуктивных горизонтов месторождений, выделением типовых разрезов и формированием геологической модели месторождения.

Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения выполнена совместно СибНИИНП и ВНИИ, была рассмотрена на Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений Миннефтепрома (протокол № 478 от 24 марта 1976 г.) и утверждена Коллегией Миннефтепрома нефтяной промышленности (протокол № 15 от 25 марта 1976 г.).

Были приняты следующие основные решения:

· достижение максимального годового уровня 130 млн. т в 1979 г. и сохранение его в течение 4-5 лет;

· фонд скважин - 7786, в том числе: 4955 - добывающих, 2038 - нагнетательных, 793 - резервных;

· разукрупнение горизонта БВ8 на объекты разработки БВ80 (в южной части), БВ81-2, БВ83;

· бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трехрядных блоков;

· отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;

· организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ4-5;

· организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ2-3 и АВ13;

· усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.

В основу размещения скважин на продуктивных пластах в Комплексной схеме разработки месторождения, исходя из заданной цены на нефть (35 руб/т) и продуктивности пластов, был заложен ограничительный критерий - минимальной нефтенасыщенной толщины пластов, обеспечивающей рентабельный дебит скважин:

в чистонефтяной зоне пласта БВ10 - 4 м;

в водонефтяной зоне пласта АВ4-5 - 14 м;

в водонефтяной зоне других пластов - 6 м;

в подгазовых зонах всех пластов - 6 м.

Вследствие этих ограничений около 600 млн. т балансовых запасов нефти месторождения оказались за границами разбуривания. В целом, извлекаемые запасы нефти, которые обеспечивала система разработки до Комплексной схемы оказались на 589 млн. т меньше утвержденных ГКЗ. Основные показатели утвержденного 7-го варианта Комплексной схемы приведены в таблице 1.1.

За время реализации Комплексной схемы (1976- 1980гг.) существенно уточнились контуры нефтегазоводоносности, строение проницаемой части объектов разработки. Установлена значительная изменчивость коэффициентов нефтенасыщенности по толщине залежи и картируемым элементам неоднородности проницаемой части объектов разработки.

За счет более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн. т превышен проектный максимальный уровень добычи нефти. Предельная цена на нефть повысилась до 150 руб. за тонну. Все эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения. Основанием для составления проекта разработки явилось постановление Коллегии Миннефтепрома за № 12 от 13 марта1980 г.

После утверждения проекта разработки Коллегией Министерства, экспертной комиссией, образованной в соответствии с приказом Госплана СССР № 187 от 15 декабря 1982 года, была проведена экспертиза проекта разработки Самотлорского нефтегазового месторождения под председательством академика тов. Черских Н. Р. Рассмотрев утвержденный Коллегией Миннефтепрома проект разработки (3 вариант), экспертная комиссия рекомендовала его к практическому осуществлению со следующими ограничениями:

· на период до 1990 года воздержаться от бурения 1380 добывающих и нагнетательных скважин в водонефтяных и подгазовых, краевых частях всех эксплуатационных объектов, в зоне с нефтенасыщенной толщиной пласта менее 4-х метров;

· воздержаться до 1990 года от бурения 1100 новых скважин, расположенных во всех остальных зонах и имеющих проектный начальный дебит по нефти менее 10 т/сут.;

· по неразбуренным краевым водонефтяным и подгазовым зонам, с нефтенасыщенной толщиной пласта более 4 м, и также по неразбуренным зонам тонкого и усеченного тонкого чередования горизонтов АВ13 и АВ2-3 вопрос предлагаемой в проекте плотности сетки скважин требует дальнейшего изучения и обоснования.

Предлагалось также за период одиннадцатой и первой половины двенадцатой пятилеток провести комплекс опытно-промышленных и исследовательских работ, связанных с решением вопросов технологии разработки и плотности сетки скважин низкопродуктивных зон.

После получения необходимых результатов работ, их анализа и обобщения в 1988-1989 годах составить новый уточненный проект разработки месторождения.

Рекомендации Государственной экспертной Комиссии Госплана СССР были отражены в постановлении от 15 июня 1983 года № 13 и в последующем приказе Министерства нефтяной промышленности № 403 от 26 июля 1983 года «О мерах по выполнению постановления Государственной экспертной комиссии Госплана СССР от 16.06.1983 года № 13 по проекту разработки Самотлорского нефтегазового месторождения».

Таблица 1.1 - Основные показатели разработки Комплексной схемы по 7 утвержденному варианту

Объект разработки	Фонд скважин	Балансовые запасы, млн.т	Нефтеотдача	Плотность сетки, га/скв.
	Добыв.	Нагн	Пробуренных	К. С.	Утв. ГКЗ СССР 1973	Вовлекаются в разраб. по К.С.	К.С.	ГКЗ
АВ1	1324	744	2187	1022,643	1022,64	806,662
АВ2-3	907	520	1689	851,478	851,478	623,627			50,4
АВ4-5	393	98	619	949,623	949,623	860,639			58,8
БВ80	371	75	446	223,850	223,850	180,639			129,4
БВ81-2	1049	248	1514	1235,729	1362,54	1139,326			41,5
БВ83	352	74	426	129,813	*	143,696			74,4
БВ10	511	277	900	358,964	358,969	205,484			57,7
Итого	4907	2086	7786	4769,105	4769,105	3960,354			-

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

В разрезе Самотлорского месторождения выделено 18 продуктивных пластов: ПК1, АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ80, БВ81-3, БВ10, БВ19, БВ20, БВ21-22, ЮВ1.

Месторождение многопластовое. Всего выявлено 64 залежи, из которых одна газовая (ПК1), четыре - газонефтяных (АВ11-2, АВ13, АВ2-3 и АВ4-5), остальные - нефтяные.

Максимальная площадь нефтеносности (пласт АВ11-2) 6540 км, этаж нефтеносности от ЮВ1 до ПК1 - 1600м.

Основными продуктивными горизонтами, содержащими более 95 % балансовых запасов нефти по категориям А+В+С1 являются: АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ8 и БВ10.

Пластово-сводовая залежь - является основной залежью нефти горизонта АВ4-5. Газовая шапка в сводой части небольшая - занимает всего лишь 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, центральная газовая шапку по высоте около 15 метров. ВНК имеет отметку примерно - 1670 - 1690 м, ГНК на отметке - 1615 м.

Водонефтяная зона достаточно обширна, и занимает 90% площади горизонта АВ4-5, ширина от 3 до 15 километров, на большей части 8-12 километров.

В пределах залежи горизонта АВ4-5 были выделены следующие типы разреза:

представленный преимущественно монолитными песчаниками (толщина проницаемого прослоя > 4 м);

представленный чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев.

Породы, слагающий пласт АВ4-5 достигают толщины в 60-63 метра. Эффективная толщина колеблется в диапазоне от 10 до 53 метров, среднее значение - 31 метр, нефтенасыщенная толщина - 19 метров

1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Характер изменения физических свойств флюидов на месторождении Самотлор такой же как и в залежах, которые не имеют доступа к поверхности и как правило окруженные со всех сторон краевыми водами. Как правило при уменьшении пластового давления и температуры - уменьшается глубина залегания. Так как нефть недонасыщена газом, то и давления их насыщения много ниже пластового. При приближении к водонефтяному контакту снижается газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти, и наоборот при приближении к сводам залежи

По составу, классификации ГКЗ самотлорскую нефть можно приурочить к парафинистым, легким, сернистым, малосмолистым и смолистым.

По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м3/т по пласту АВ4-5 до 96,6 м3/т по пласту ЮВ1, плотность пластовой нефти от 730 кг/м3 по ачимовской пачке до 774 кг/м3 по пласту АВ11+2, объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ4-5 до 1,273 по пласту БВ80, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ10 до 2,15 мПа*с по пласту АВ4-5.

По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 849 кг/м3 по пласту АВ4-5, газосодержание от 59 м3/т по пласту АВ4-5 до 82,9 м3/т по пласту ЮВ1, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ4-5 до 1,213 по пласту ЮВ1. Поскольку данных для получения аналогичных зависимостей для нефтей пластов АВ6-8, БВ0-7, БВ16-22 не имеется, они принимаются для группы АВ6-8по аналогии с пластом АВ4-5, БВ0-7 - БВ8 и БВ16-22 - БВ10.

Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%.

По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%.

В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3 по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20оС - от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10 до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5.

Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9% по пласту АВ4-5, парафина - от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300оС - от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1.

По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.

Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1.

Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава - среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 - 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана.

Газ газовой шапки горизонтов группы АВ1-5 по результатам исследования проб, отобранных в 1969-1974 гг., является сухим и имеет метановый состав (содержание СН4 более 92%), его плотность меняется от 0,705 до 0,753 кг/м3,и составляет в среднем 0,729 кг/ м3, молекулярная масса от 17,01 до 18,06 при среднем значении 17,57 кг/кмоль. Головные компоненты в рассматриваемом газе содержатся в некондиционных количествах.

В составе газа газовой шапки еще в 70-х годах был выявлен конденсат, однако его свойства и состав остались недоизученными. При последнем пересчете запасов углеводородов Самотлорского месторождения была принята за среднее содержание конденсата в свободном газе величина 126 л/тыс. м3.



2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ показателей разработки Самотлорского месторождения

С начала разработки по месторождению отобрано 2547 млн.т нефти (по проекту - 2545 млн.т). Накопленная добыча жидкости составляет 11014 млн.т (по проекту - 10989 млн.т). Накопленная добыча нефти выше проектного уровня на 1281 тыс.т. (0,1 %), накопленная добыча жидкости выше на 24389 тыс.т. Накопленная закачка с начала разработки составила 12833 млн.м3 (по проекту 12801 млн.м3), что выше проектного уровня на 31237 тыс.м3. Накопленная компенсация отборов закачкой с начала разработки составила 106,7 %, что совпадает с проектным показателем.

В 2008 г. по Самотлорскому месторождению отобрано 29306 тыс.т нефти (по проекту - 28009 тыс.т), что выше проектного уровня на 1298 тыс.т (+ 5 %). Добыча жидкости в 2008 г превысила проектный уровень на 13057 тыс.т - по факту было добыто 412,5 млн.т. при проекте 399,6 млн.т. Превышение добычи нефти и жидкости над проектными уровнями обусловлено вводом новых скважин, работой по выводу скважин из неработающих категорий и проведением геолого-технологических мероприятий.

Объект введен в разработку в 1974 году. За всю историю разработки на 1.01.2008 г. добыто 140,5 млн.т нефти, что составляет 75,0% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,403 (конечный утверждённый - 0,538). Накопленная добыча жидкости составила 996,3 млн.т, накопленная закачка - 1085,8 млн.м3, водонефтяной фактор (ВНФ) - 6,1. Динамика основных технологических показателей разработки приведена на рисунке 2.1 и в таблице 1 (см. приложения).

Система разработки блоковая с тремя и пятью эксплуатационными рядами с переходом на блочно-замкнутую.

В разработке объекта можно выделить четыре этапа.

С начала эксплуатации до 1986 года - объект характеризуется активным разбуриванием, наращиванием отборов нефти и жидкости, сопровождающиеся активным ростом обводненности. В абсолютном большинстве случаев источником обводнения скважин являлась закачиваемая вода, однако в начальный период вплоть до 1976 года причиной служило образование конусов из нижней водонасыщенной части пласта. Залежь пласта АВ4-5 в границах СНГДУ-2 расположена в водо-нефтяной зоне. Обычно безводный период работы продолжался от 6 месяцев до года. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1986 году - 9,6 млн.т, при обводненности 77%. По состоянию на 1.01.1987 года накопленная добыча нефти составила 94,4 млн.т (67,5% от всей накопленной добычи).

С 1987 по 1997 гг. - наблюдается резкое снижение объемов добычи нефти (ежегодный процент падения добычи нефти составляет от 13 до 33%, в среднем - 19%). Максимальный процент падения отборов нефти отмечался в 1991 и 1992 годах, 25 и 33% соответственно. Уменьшение объёмов добычи нефти было вызвано снижением дебитов нефти в среднем на 21% в год (от 11 до 28%) в связи с ростом обводнённости продукции с 77% (1986 г.) до 96% (1997 г.), что повлияло на ухудшение ситуации в области использования фонда добывающих скважин. Бездействующий фонд вырос с 36 скважин в 1986 г. до 306 скважин в 1996 г. Суммарное время добычи нефти ежегодно уменьшалось в период с 1990 по 1994 год в среднем на 6%, а в 1996 году на 29%, при том, что с 1986 по 1997 годы в эксплуатацию были введены 463 новые добывающие скважины. Эксплуатационный фонд, незначительно изменяясь от года к году, за рассматриваемый отрезок времени численно практически не уменьшился (1987 год - 631 ед., 1997 год - 622 ед.), зато действующий фонд за тот же период сократился почти на треть, с 615 до 369 скважин.



Рисунок 2.1 - СНГДУ-2. Объект АВ4-5. Динамика показателей разработки

С 1998 по 2001 год добыча нефти стабилизируется на уровне 1004-1099 тыс.тонн, не смотря на постепенное уменьшение величины среднегодового дебита по нефти (1998 год - 8,1 т/сут, 2001 год - 6,5 т/сут). Скомпенсировать это падение удалось за счет увеличения действующего фонда добывающих скважин, явившегося следствием планомерной работы по сокращению бездействующего фонда. Так в период с 1999 по 2001 год величина суммарного времени добычи ежегодно увеличивалась в среднем на 11%. Обводненность, достигнув к 1997 году величины 96%, в рассматриваемый отрезок времени практически не менялась.

С 2002 до 2007 год наблюдается постоянное снижение уровня добычи нефти на 5-11%. Основной причиной стало очередное ухудшение использования добывающего фонда скважин. Величина суммарного отработанного добывающими скважинами времени уменьшалась постоянно, в среднем на 4,6% в год. Дебит нефти за тот же период уменьшился не столь значительно с 6,4 т/сут в 2002 году до 5,9 т/сут в 2007 году. Дебит жидкости с 2002 года (231,4 т/сут) по 2004 год (268,7 т/сут) увеличивался, а затем начал снижаться и в 2007 году составил 231,5 т/сут.

Добыча нефти в 2007 году, была на 15 тыс.т или 2% выше проектной (744,9 тыс.т - факт, 730,1 тыс.т - проект) за счет большего, чем в проекте действующего фонда (проект - 382 скв., факт - 384 скв.). Относительно 2006 г. уровень добычи нефти снижен на 0,5% или 4,1 тыс.т. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,4%, от текущих извлекаемых запасов - 1,59%. Основные показатели по выработке запасов по состоянию на 1.01.2008 г. представлены в таблице 2(см. прилоения).

Величина накопленной добычи нефти на 1 скважину, участвовавшую в разработке объекта, на дату анализа достигла значения 97 тыс.т, проектом предусматривалось 164,6 тыс.т.

Годовой отбор жидкости 29,1 млн.т меньше проектного значения 30,2 млн.т на 3,6% в связи с более низкой, чем по проекту обводненностью продукции (проект - 97,6%, факт - 97,4%). Несмотря на то, что в 2007 г. было закачано 29,3 млн.м3 воды, что превышает проектный показатель 26,4 млн.м3 на 11%. Текущая компенсация за 2007 г. - 100,4%, накопленная - 104,5%. Средняя приемистость нагнетательных скважин 447 м3/сут практически не отличается от проектной 444 м3/сут.

Средние дебиты нефти и жидкости за 2007 год составили 5,9 т/сут и 232 т/сут, что ниже соответствующих проектных показателей (6,2 т/сут и 256 т/сут) на 4% и 9%. Превышение проекта по добыче объясняется большим фактическим действующим добывающим фондом скважин и более высоким, чем в проекте коэффициентом его эксплуатации.

В 2007 году из неработающего фонда было введено в эксплуатацию 53 добывающих и 2 нагнетательных скважины (табл. 3.3.192). За счёт мероприятий по сокращению неработающего фонда скважин в течение года было добыто 45,2 тыс. т нефти (6,1% от годовой добычи), 350,1 тыс.т жидкости (1,2%), средняя обводнённость добытой продукции составила 87,1%. В результате перевода 2 нагнетательных скважин в работающий фонд дополнительно закачано в пласт АВ4-5 205,5 тыс.м3 воды при среднегодовой приемистости скважин 466 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2008 года в неработающий фонд были переведены 7 добывающих скважин, или 13,2% от всех введенных добывающих скважин.

В 2007 г. на объект введено переводом с других пластов 25 добывающих скважин, что меньше проектного показателя на 9 единиц или 26,5%. За счет меньшего, чем в проекте количества и позднего ввода новых скважин добыто всего 22,8 тыс.т нефти, что меньше проектного показателя (51,2 тыс.т) в 2,2 раза. Дебиты нефти и жидкости новых скважин (7,5 т/сут и 74 т/сут) также не достигли проектных показателей (8,8 т/сут и 88т/сут).

Под нагнетание в 2007 г. было переведено 14 скважин вместо 2 по проекту, которые закачали 774 тыс.м3 воды со средней приемистостью 712 м3/сут.

В течение 2007 года 65 скважин были переведены с пласта АВ4-5 на вышележащие объекты. [2]

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 1.01.2008 г. общий фонд объекта составляет 1132 скважины. В добывающем фонде числится 838 скважин. Относительно проекта фонд реализован на 94,5%. Характеристика пробуренного фонда приведена в таблице 3 (см. приложения).

Эксплуатационный добывающий фонд пласта АВ4-5 состоит из 838 скважин, из них: действующих - 384 ед., бездействующих - 236 ед., в консервации - 42 ед., наблюдательных - 7 ед., пьезометрических - 79 ед., ликвидировано - 90 ед. Распределение добывающих скважин по категориям приведено на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 - СНГДУ-2.Объект АВ4-5. Распределение добывающего фонда по категориям на 1.01.2008.

Эксплуатационный добывающий фонд пласта АВ4-5 (620 скв.) ниже показателя, утвержденного в «Авторском надзоре…» (649 скв.) на 4,5% за счет меньшего бездействующего фонда. Действующий добывающий фонд (384 скв.) на 2 скважины превышает проектный. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин 2,1:1 соответствует проекту.

Средний дебит нефти за 2007 год составил 5,9 т/сут, жидкости - 231,5 т/сут. Основная часть фонда (324 скважины - 84% действующего фонда) эксплуатировалась с дебитами нефти менее 10 т/сут, также небольшую группу составляли скважины, дебит нефти которых находится в интервале от 10 до 20 т/сут (45 ед. - 12%). Доля скважин с дебитами нефти более 20 т/сут составляет 4% действующего фонда - 15 скважин.

Около половины скважин (190 скважин - 49,5%) эксплуатировались с дебитами жидкости выше 100 т/сут, доля низкодебитных скважин (дебит ниже 10 т/сут) составила 16,4% (63 скважины) и 34,1% действующего фонда (131 скважина) работает с дебитами от 10 до 100 т/сут.

Основная часть действующих скважин (77,3% - 297 ед.) на дату анализа работала с обводненностью более 90%, доля скважин дававших продукцию с содержанием воды от 50 до 90% составляла 15,9% (61 ед.) и только 26 скважин (6,8%) характеризовались обводненностью менее 50%. По сравнению с состоянием на 1.01.2007 года распределение скважин изменилось незначительно.

В 2007 г. в 18 скважинах объекта АВ4-5 отмечен рост обводнения на величину свыше 20% .Основной причиной роста обводненности продукции скважин является работа ближайших нагнетательных скважин, подтягивание конуса воды из нижних водонасыщенных интервалов пласта, проведение ГТМ. В настоящее время практически весь фонд объекта АВ4-5 эксплуатируется механизированным способом (исключение составляет одна фонтанная скважина - 0,3% действующего фонда). По состоянию на 1.01.2008 года 302 скважины (79%) эксплуатируется с помощью ЭЦН, 46 скважин (12%) - газлифтным способом, 35 скважины (9,1%) - с помощью ШГН. Распределение действующего фонда по применяемому оборудованию представлено на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - СНГДУ-2. Объект АВ4-5. Распределение действующего фонда скважин по способу эксплуатации на 1.01.2008 г.

Распределение дебитов нефти и жидкости по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.4.

Рисунок - 2.4 - СНГДУ-2. Объект АВ4-5. Распределение действующих добывающих скважин по дебитам, обводненности и по способам эксплуатации



Максимальный дебит жидкости и нефти отмечен по скважинам, эксплуатируемым с помощью газлифта, 452 т/сут и 8,4 т/сут соответственно при обводненности 98%. Скважины, оборудованные ЭЦН, имели дебит нефти и жидкости несколько ниже 6,0 т/сут и 222,4 т/сут соответственно, при этом их обводненность в среднем по году составила 97%. В 35 скважинах, оборудованных ШГН, среднегодовой дебит нефти составил 1,8 т/сут, дебит жидкости - 6,2 т/сут, обводненность - 71%.

Скважины, оборудованные ЭЦН в 2007 году обеспечили 77,7% добычи нефти (579 тыс.т), газлифтные скважины - 141 тыс.т (19%), с помощью ШГН добыто 22 тыс.т (3%). Скважины, оборудованные ГСН, в 2007 году в эксплуатации не участвовали. В 2007 году фонтанным способом эксплуатировалась 1 скважина, которая добыла 2,7 тыс.т нефти или 0,4% от общей добычи по пласту. За всю историю разработки 42,2% добычи нефти обеспечили фонтанные скважины - 59,3 млн.т, газлифтные скважины добыли 42,2 млн.т (30,1%), скважины, оборудованные ЭЦН добыли 37,1 млн.т (26,4%), ШГН - 1,8 млн.т (1,3%). На долю скважин с ГСН приходится 18,7 тыс.т накопленной добычи нефти (0,01%). Динамика доли добычи нефти по способам эксплуатации представлена на рисунке 2.5., распределение накопленной добычи по способам эксплуатации - на рисунке 2.6.

Рисунок - 2.5. СНГДУ-2. Объект АВ4-5. Динамика доли добычи нефти по способам эксплуатации



Рисунок - 2.6 СНГДУ-2. Объект АВ4-5. Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации на 1.01.2008 г.

Общий фонд неработающих добывающих скважин на объекте АВ4-5 на 1.01.2008 г. составил 454 единицы, аналогичный фонд нагнетательных скважин - 113 единиц. Все скважины, числящиеся по состоянию на 1.01.2008 г. в неработающем фонде, за всю историю разработки объекта АВ4-5 добыли 64,9 млн.т. нефти. Средняя величина накопленного отбора нефти на одну скважину неработающего фонда, пребывавшую в эксплуатации, составляет 143 тыс.т.

Бездействующий фонд скважин характеризуется высокой обводненностью на дату остановки, так скважины с обводненностью более 98% составляют 56% от бездействующего фонда (133 скважины). В то же время у небольшой группы (42 скважины - 17,8%) дебит на дату остановки был выше 5 т/сут.

Основной причиной остановки законсервированного фонда является высокая обводненность продукции - 38 скважин (90,5%), находящиеся в консервации, имели на момент остановки обводненность выше 98%.

Большинство скважин пьезометрического и наблюдательного фонда (78 ед. или 90,7% группы) имели дебит нефти на момент остановки менее 5 т/сут, причём 57 скважин (73%) имели обводненность выше 98%.

Среди ликвидированных скважин отмечается высокая доля скважин, дебит нефти которых на момент остановки был более 5 т/сут - 36 скважин (40% ликвидированного фонда), все они были ликвидированы по причине сложных аварий.

На рисунке 2.7 представлено распределение бездействующего фонда добывающих скважин по причинам остановок на 1.01.2008 г.

Рисунок - 2.7 СНГДУ-2. Объект АВ4-5. Распределение добывающих скважин по причинам бездействия

Основную группу составляют скважины, бездействующие по причине аварий (падение оборудования на забой, заклинивание насоса и др.) - 58,1% от всего бездействующего фонда. Высокая обводненность явилась причиной бездействия 21,6% скважин. По причине отсутствия циркуляции бездействуют 3,4% скважин. По причине малодебитности остановлено 5,5% скважин, проведения мероприятия ожидает менее 1% скважин.

За всю историю разработки объекта АВ4-5 в добыче нефти участвовало 1369 скважин.

Накопленная добыча в среднем составляет 102,6 тыс.т. на скважину, пребывавшую в эксплуатации. Около трети скважин (443 скважин - 32%) имеет накопленную добычу менее 10 тыс.т на скважину, накопленная добыча по этой группе составляет 1,38 млн.т. (1% от накопленной добычи по объекту). Скважины с накопленной добычей от 10 до 100 тыс.т на скважину составляют 44% (602 скважины), накопленная добыча по ним составила 24,8 млн.т (17,7% от всей добычи). Доля скважин с накопленной добычей более 100 тыс.т. на скважину составляет 23,7% (324 скважины), накопленная добыча по ним составила 114,3 млн.т. (82%).

В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей - гидратообразование.

Мехпримеси.

В настоящее время существует широкий спектр технологий и технических решений, направленных на снижение влияния мехпримесей на работу внутрискважинного насосного оборудования. На рис. 2.8 представлена их классификация. Данная классификация охватывает практически все методы и способы предупреждения выноса мехпримесей из пласта и борьбы с этим осложнением, разработанными научными организациями и испытанными с различной степенью успешности в отечественной практике нефтедобычи.

Рисунок 2.8 - Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования

Солеотложения.

Наиболее прогрессивным методом борьбы с солеотложением является химический метод с использованием ингибиторов солеотложений.

В настоящее время разработано большое количество ингибиторов солеотложений, лучшие из них прошли испытания на месторождениях Западной Сибири.

Для предупреждения отложения солей выбраны ингибиторы типа ПАФ. Разработаны летняя и зимняя формы реагентов, физико-химические свойства которых отвечают предъявленным требованиям к ингибиторам.

Распределение солепроявляющих скважин по пластам представлено на рис 2.9

Рисунок 2.9 - СНГДУ-2. Распределение осложненных солеотложениями скважин по пластам

Выпадение асфальтеносмиолопарафиновых веществ.

В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям.

В скважинах Самотлорского месторождения данные виды отложений встречаются, однако не оказывают существенного влияния на процесс нефтедобычи.

На 1.01.2004 г. фонд скважин, осложненный асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО), представлен следующим образом:

СНГДУ-2 - ЭЦН-305 скв., ШГН-427 скв., КГ-4 скв., СН-15 скв.;

В настоящее время известны четыре направления по предупреждению и борьбе с АСПО: технологические, тепловые, химические, магнитные.

Фактически борьба с АСПО на Самотлорском месторождении ведется следующими методами:

- промывка горячей нефтью комплексами АДП;

- химическая защита подземного оборудования ингибиторами парафиноотложений с применением глубинных дозаторов;

- удаление парафиноотложений в НКТ спуском скребка ручными и автоматическими лебедками;

- защита скважин магнитными активаторами.

Основным методом защиты скважин от парафиноотложений являются промывки горячей нефтью. Периодичность промывок изменяется от 1 раза в месяц до разовой (температура плавления парафинов 60-76 С).

Гидратообразование.

В условиях Самотлорского месторождения рекомендуется использовать при глушении скважин растворы неорганических ингибиторов гидратообразований, а для удаления их, в основном, применять тепловые методы.

На Самотлорском месторождении для ликвидации гидратопарафиновых пробок применяют тепловые методы - прогрев ТЭНами. В основном прогрев осуществлялся на пьезометрическом фонде скважин. Эффективность мероприятий составила 100 %.

Коррозия.

В противокоррозионной защите нуждается следующее нефтепромысловое оборудование:

подземное оборудование добывающих скважин, оборудованных ШГН, имеющих искривление колонны и добывающих высокообводненную продукцию;

трубопроводы системы нефтесбора, транспортирующие продукцию в расслоенном или расслаивающемся режиме, либо в эмульсионном режиме с внешней водной фазой. Режим течения для каждого направления должен уточняться расчетным путем не реже одного раза в квартал с использованием программных комплексов «OIS PIPE», «ЭКСТРА» или аналогичных, а также инструментальным путем с применением зондов, позволяющих отбирать пробы с разных уровней по сечению трубопровода;

трубопроводы системы ППД, транспортирующие минерализованные сточные воды (окончательное решение принимается после соответствующего ТЭО);

отстойники, дегидраторы, резервуары и другое оборудование, контактирующее с подтоварными водами.

Способы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования разделяются на 4 группы:

механические;

магнитные;

химические;

биологические.

На 1.01.2004 г. коррозионный фонд скважин Самотлорского месторождения представлен следующим образом:

СНГДУ-2 - ЭЦН-917 скв., ШГН-157 скв., КГ-105 скв., СН-2 скв.;

Борьба с коррозией оборудования заключается в основном в применении оборудования в коррозионностойком исполнении (насосы, НКТ, штанги, мандрели и т.д.). Иные средства и методы борьбы с коррозией скважинного оборудования на Самотлорском месторождении не применяются.

На сегодняшний день основным видом защиты является ингибирование.

Окончательный выбор эффективного реагента для конкретных нефтепромысловых сред и объектов следует производить с использованием стендовой (пилотной) установки для испытаний ингибиторов коррозии.

Выбор технологии применения ингибитора зависит от экономических и технических возможностей, а также физико-химических свойств самого реагента.

Перспективно использование металлических труб с внутренним покрытием, а также неметаллических труб. [2]



2.3 Анализ выполнения проектных решений

2.3.1 Мероприятия по совершенствованию разработки залежи

Залежь пласта АВ4-5 введена в разработку в 1969г. В данный момент залежь находится на четвертой завершающей стадии разработки. Заводнение залежи начато в 1971г.

В соответствии с проектными решениями в зависимости от фильтрационных характеристик различных участков залежи в процессе ее освоения были организованы различные системы заводнения: трех- и пятирядные блоки с уплотняющими и поперечными дополнительными нагнетательными рядами скважин, очаговое заводнение, кольцевая батарея нагнетательных скважин вокруг ЧНЗ и центральный разрезающий ряд внутри кольца.

· Анализ выработки запасов нефти уплотняющим фондом скважин.

Общее число добывающих скважин, введенных в эксплуатацию в 1969-1983гг.- 1146 единиц, доля их участия в накопленной добыче нефти - 78%.Этим фондом была охвачена практически вся площадь залежи, в том числе ЧНЗ и ВНЗ.

С 1984 по 2003г. было введено в эксплуатацию 2114 скважин, вклад которых в суммарную добычу нефти составил лишь 22%, а в суммарную добычу воды - 51%. Из них 1764 скважины бурились между ранее пробуренными добывающими скважинами в целях уплотнения сетки, и 350 скважин - в приконтурной зоне пласта.

На площади залежи размещены скважины трех групп:

- введенных в эксплуатацию до 1984г.;

- уплотняющих скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г.;

- приконтурных скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г.

Начальная обводненность скважин, вводившихся в эксплуатацию на новых приконтурных участках была, как правило, значительно ниже, чем по уплотняющим скважинам. Исключения составляют 1997,1998, 2001 и 2003гг., когда в уплотняющий фонд ежегодно вводилось от одной до шести новых скважин с обводненностью, не превышающей 50%.

Скважины, введенные в эксплуатацию до 1984г. обеспечили максимальный объем добычи нефти из пласта - 37,9 млн.т в 1983г. Из 1146 скважин в 2003г. осталось 211 действующих скважин, годовая добыча нефти составила 507,4 тыс.т при обводненности продукции 97,5%, объем попутной воды - 1 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости - 4,2 и 169 т/сут соответственно.

По группе уплотняющих скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г., максимальная добыча нефти - 12,1 млн.т, была получена в 1986г. К 2003г. из 1676 скважин в действующем фонде осталось 702 скважины, годовая добыча нефти составила 1,8 млн.т при обводненности продукции 97,1%, объем попутной воды - 58,6 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости - 6,7 и 228 т/сут соответственно. Накопленный отбор нефти на скважину, побывавшую в добыче составляет 55 тыс.т, жидкости - 624 тыс.т, ВНФ - 10,3.

По группе приконтурных скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г., самый низкий максимальный уровень добычи нефти - 851 тыс.т (в 1989г.). К 2003г. из 347 скважин в действующем фонде осталось 121 скважина, годовая добыча нефти составила 184 тыс.т при обводненности продукции 95,1%, объем попутной воды - 3,6 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости - 3,9 и 80 т/сут соответственно. Накопленный отбор нефти на скважину, побывавшую в добыче составляет 22,9 тыс.т, жидкости -208 тыс.т, ВНФ - 8,1.

Сравнение показателей разработки по группам скважин за период 1984-2003гг. позволило сделать следующие выводы:

- минимальными годовыми уровнями добычи нефти характеризовались приконтурные скважины, в связи с их небольшим количеством. До 1987г. основной вклад в добычу нефти приходился на старые скважины, а с 1987г. уровни добычи уплотняющих скважин стали превышать годовую добычу нефти старых скважин почти в 2 раза;

- наибольшими значениями обводненности продукции на протяжении 1984-2003гг. характеризовались скважины, введенные до 1984г., наименьшими - приконтурные скважины;

- по накопленной добыче нефти и жидкости однозначное преимущество имеет группа скважин, введенных в эксплуатацию до 1984г. (для анализа использована накопленная добыча по этим скважинам только за период с 1984-2003гг.). К 2003г. накопленная добыча жидкости по уплотняющим скважинам достигла величины, близкой к значению, полученному по старым скважинам;

- максимальными дебитами нефти до 1993г. характеризовались уплотняющие скважины, с 1993г. дебиты нефти по всем группам скважин стали сопоставимыми. Дебиты жидкости старых скважин вплоть до 2000г. превышали значения по уплотняющим скважинам в среднем на 50 т/сут, а с 2000г. стали ниже, чем по уплотняющему фонду в среднем на 6-58 т/сут. Минимальные дебиты жидкости отмечались по приконтурным скважинам;

- наибольшая доля в действующем фонде на протяжении 1984-2003гг. приходилась на уплотняющие скважины, которые обеспечили основную часть годовой добычи нефти. Их количество и вклад в добычу нефти продолжает увеличиваться, в то время как фонд старых скважин, введенных до 1984г, как и их доля в годовых отборах нефти, постепенно снижается. Вклад в добычу нефти приконтурных скважин, количество которых кратно ниже - минимален.

Несмотря большой вклад уплотняющих скважин в годовую добычу нефти и достаточно высокие дебиты нефти, использование уплотняющего фонда все-таки менее эффективно, чем скважин, введенных до 1984г., что обусловлено совокупностью геологических и технологических причин:

1. бурение уплотняющих скважин в заводненных зонах со сложным распределением по разрезу нефтенасыщенных и заводненных интервалов, о чем свидетельствует высокая начальная обводненность скважин;

2. неправильный выбор интервалов перфорации, т.к. применявшийся комплекс ГИС не позволял достаточно достоверно оценивать характер насыщения пласта по разрезу;

3. несовершенство применяемой технологии крепления скважин и разобщения нефтенасыщенных и заводненных интервалов;

4. неудовлетворительное техническое состояние скважин, наличие перетоков воды по стволу, приводящее к увеличению обводненности продукции скважин. [2]

2.3.2 Мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин

В настоящее время практически весь фонд объекта АВ4-5 эксплуатируется механизированным способом (исключение составляет одна фонтанная скважина - 0,3% действующего фонда). По состоянию на 1.01.2008 года 302 скважины (79%) эксплуатируется с помощью ЭЦН, 46 скважин (12%) - газлифтным способом, 35 скважины (9,1%) - с помощью ШГН.

В последние годы на Самотлорском месторождении как и на многих месторождениях Западной Сибири выполняется большой объем работ по оптимизации режима эксплуатации скважин механизированного фонда.

Одним из основных видов ГТМ по оптимизации режима работы скважин является смена подземного насосного оборудования на более высокопроизводительные и высоконапорные типоразмеры, углубление установки насосов для обеспечения более высоких депрессий на пласт.

Однако нередко эти мероприятия при достижении определенного технологического эффекта имеют негативные последствия в виде сокращения сроков работы насосов на отказ из-за более жестких термобарических условий их эксплуатации, роста осевых динамических нагрузок, увеличения выноса мехпримесей из пласта и, соответственно, повышения их содержания в откачиваемой продукции.

В наклонно-направленных скважинах со сложным профилем проводки увеличение глубины спуска и рост габаритных размеров насосного оборудования влечет за собой повышение вероятности/риска получения механических повреждений системы «кабель-ПЭД-насос».

На скважинах, оборудованных ЭЦН, в качестве ГТМ нередко используют увеличение типоразмера насосов, то есть форсированный отбор жидкости. Насосами высокой производительности (вторая область типоразмеров ЭЦН) оборудуются скважины, размещенные на участках пластов с улучшенными ФЭС, т.е. на площадях залежей длительное время активно разрабатываемых, со сложившейся системой фильтрационных потоков от линий нагнетания воды к зонам отборов. Как показывают результаты многочисленных опытно-промышленных работ на месторождениях Западной Сибири по закачке индикаторов заводнения-«трассеров», в «промытых» зонах образуются техногенные зоны супервысокой проводимости. В этих условиях форсированный отбор жидкости приводит практически только к увеличению отборов закачиваемой воды, росту обводненности продукции и динамического уровня, без изменения, а в нашем случае, к уменьшению депрессии на пласт и, следовательно, без подключения к выработке дополнительных нефтенасыщенных толщин. Дальнейшее увеличение типоразмера насосов (1250 м3/сут и более) является нерациональной мерой, т.к., во-первых, не гарантируется достижение положительных результатов, во-вторых, столь значительное увеличение отборов жидкости при малой доле нефти ставит под вопрос экономическую целесообразность выполняемых мероприятий этого вида и, в - третьих, увеличение типоразмера насосов ограничивается техническими возможностями скважин (диаметром эксплуатационной колонны).

Такая оценка ситуации требует кардинального изменения стратегии управляющих решений по разработке залежей в обводненных зонах.

Основной объем ГТМ необходимо сосредоточить на мероприятиях по нагнетательному фонду. На этом фонде должны быть развернуты широкомасштабные работы по регулированию закачки воды с изоляцией промытых зон и освоения под закачку не принимающих воду интервалов, т.е. выполняться работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП). Однако работы по ВПП имеют ограниченную область воздействия на пласт и являются предварительным элементом внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов с использованием агентов, создающих более «жесткие» гидравлические сопротивления, чем растворы полимеров.

...