Анализ месторождения Узень

График 2.4.3

n_д, n_наг.

_{по способам}

 

2.5. Анализ сопоставления  проектных и фактических показателей  разработки По месторождению Узень большинство проектных показателей не выполнено. Отставания фактических показателей из год в год увеличивается, которой представлено в графике 2.5.3

На реализацию новых технологий, предусмотренных в проекте разработки 1995-2003 гг. еще в большей мере, чем  в предыдущие годы, повлияло общее  состояния экономики отрасли, обуславливающий  рост бездействующих и простаивающих  скважин по различным причинам (выход  из строя оборудования, сокращения восстановительных ремонтов скважин  и др.), отставание с вводом новых  по месторождению по итогам 2003г. ниже проектной величины на 3873,1 тыс. тн. представлено в таблице 2.5.1

Отставание от проектных  показателей по добыче жидкости гораздо  больше. Фактическая добыча жидкости в 2003 г. ниже проекта на 31914 тыс. тонн.

Таким образом, невыполнения проектных показателей по добыче жидкости и нефти обусловлено  влиянием следующих факторов.

1. Отставание фактического  фонда добывающих и нагнетательных  скважин от проектного, что связано  с меньшим фактическим объемом  бурения и большим по сравнению  с проектом количеством бездействующих  скважин.

2. Более низким значением  среднего дебита нефти и особенно  жидкости по сравнению с проектом.

3. Меньшим по сравнению  с проектным объемом закачки  в 1998 г. В отношении объема  закачки воды необходимо отметить  следующее. Хотя фактический и проектной показатели до 1997 года практически совпадали, закачка воды производилась по графику. В 1998 г. произошло резкое ухудшение состояния разработки XIII горизонта, что обусловило невыполнения большинства проектных показатели. (график 2.5.4)

Из-за меньших фактических  отборов жидкости обводненность продукции больше проектной в 1998 году обводненность достигло 68,7%. Представлено в таблице 2.5.3

Указанные выше факторы обусловили и более низкую (по сравнению с  запланированной) фактическую эффективность от внедрения на горизонте новых технологий.

 

Сравнения проектных и фактических добычи нефти месторождения Узень.

График 2.5.2

Q_н тыс. т.

Сравнения проектных и  фактических показателей разработки по XIV горизонту за 1994-2003гг.

 

2.6. Характеристика  фондов скважин

Общий фонд по месторождениям на 01.01.98 г. составляет 5952 скважин из них эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 3575 скважин: из них 2255-действующие, 1417-бездействующие, 3 скважины находятся в освоении, контрольных - 567, водозаборных - 12, ликвидированных и ожидающий ликвидации - 627 скважин. Фонд нагнетательных скважин составляет 1156 скважин: из них действующие - 531, бездействующие - 623, в обустройстве находятся 2 скважины.

Средняя обводненность скважин - 68,4% в том числе по способом эксплуатации фонтанных скв - 73,5%, ШГН - 68,3%.

За отчетный период добыто 2915 тыс. тн. нефти в том числе 2847 тыс. тн. (97,7%) - глубинно-насосным способом, 68тыс. тн. (2,3%) - фонтанным.

Средне уплотненные дебиты нефти и жидкости на одну скважину составляют соответственно 4,7 и 5,9 т/сутки.

Факторы, отрицательно влияющие на дебиты скважин - технологические. Все  они уменьшают проницаемость  как в призабойной зоне, так и на большем удалении от скважин. К этим факторам относятся такие, как:

проникновение фильтрата бурового раствора,забивание пор взвесями из жидкости глушения и нагнетаемой воды,выпадение смол, парафина, а иногда и солей в призабойной зоне и т.д.

Эксплуатационный фонд - 728. Действующие - 394, из них фонтанный - 5, газлифтный - 2, ШГН - 387, бездействии 269 скважины. Нагнетательный фонд - 312. Действующие - 161, из них в нагнетаний - 144, бездействии 157. Ожидающий план ликвидации 148 скважин.

На 2003 г. по 2 а блоку эксплуатационный фонд составляет - 71 добывающих скважин, из них:

Бездействии 16 скважин. Нагнетательный фонд - 37 скважин, из них: действующие - 12, бездействии - 25 скважин.

Удельный вес в добыче и средние дебиты скважин по способом эксплуатации следующие:

 

Фонтанный	Газлифтный	ШГН
5%	2%	38%
3 т/сутки	3,4 т/сутки	13 т/сутки

 

Таким, образом, для предотвращения выпадения парафина в насосно-компрессорных  трубках нужно было бы не только сохранить пластовую температуру  нефти в стволе скважины, но и  нагреть нефть на 3-5 ⁰С.

Опыт показывает, что временная  остановка скважин затрудняет последующий  пуск их в работу. Объяснить это  только изменением температурного режима нельзя. Температура продукции скважин  особенно малодебитных, в надземных  трубопроводах меньше температуры  застывания нефти. Однако подвижность  газонефтяного потока сохраняется  даже в зимнее время.

Эти скважины, несомненно, находятся  в простое. Бездействующих добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатационного  фонда (вместе с контрольными). Бездействующий фонд составляет 40,1%. По отдельным зонам этих горизонтов были по скважинам намечены восстановительные работы и бурения новых скважины с целью локального восстановления системы разработки и оценки эффективности таких работ, ограниченных объемов. За счет намеченных мероприятий увеличить отбор нефти с 4 т/сут до 6 т/сутки, т.е. в 2 раза. Этот отбор предполагается обеспечить поддержание пластового давления за счет увеличения закачки воды.

 

2.7 Оптимизация  работы скважин

Совершенствование эксплуатации скважин на месторождения Узень  может осуществляется как техническими, так и технологическими средствами. Рассмотрим некоторые из них:

Технические средства:

1. Оборудование скважин  стационарными забойными отсекателями для отключения продуктивного пласта при ремонтных и профилактических работах в скважинах.

В условиях месторождения  Узень, где имеется большое число  плохо реагирующих на глушение скважин  с относительно небольшими межремонтными  периодами (есть случай двух, трехкратного уменьшения продуктивности скважин  после ремонтов, забойные отсекатели позволят увеличить суммарную добычу нефти за счет более быстрого и полного освоения скважин.

2. Применение более мощного  глубинно-насосного оборудования, в  частности, станков-качалок и  штанг. Это мероприятие даст  возможность более длительное  время поддерживать заданный  режим отбора жидкости из скважин  в условиях постепенного возрастания  нагрузок в результате запарафинирования каналов для поднимаемой жидкости.

3. Применение наряду с  трубами Д 73мм или насосных компрессорных труб большего на метра (189,102 и 114мм).

Переход на большее диаметр  труб позволит в ряде случаев продлить периоды между депарафинизациями скважин как за счет большего объема “заращивание” труб, так и за счет лучшей тепловой самоизоляции потока.

4. Оснащение скважин установками  ЭЦН с наибольшей допустимой  рабочей температурой и не  полной загрузкой двигателей  в установившейся откачке. Относительно  высокая надежность установок  обеспечивается, например при использовании погружённых двигателей ПЭД 17-123135, ПЭД 35-123135, ПЭД 46-123135 и ПЭД 55-123135 с загрузкой на 75-85% от номинальной мощности.

Технологические средства.

1. Поддержание оптимальных  режимов эксплуатации скважин при которых:

а) не допускается снижение забойных давления ниже, чем давления насыщения нефти парафином.

б) газлифтные скважины работают в интервале режимов q_от - q_макс., а вводом газа в лифт в рабочем режиме осуществляется в одном месте на максимально возможной глубине.

в) штанговые установки  работают с наибольшей длиной хода и минимальным числом качаний, а  диаметр насоса подобран исходя из заданного дебита скважин и ожидаемого коэффициента наполнения насоса.

г) на устье скважин поддерживается наименьшее возможное давление, особенно для фонтанных и газлифтных скважин.

2. Осуществление рационального  графика и технологии горячих  промывок и пароварок скважин. 

3. Своевременный перевод  скважин с фонтанного на механизированный  способ эксплуатации с учетом  устойчивости фонтанирования, соответствия  дебита фонтана добывным возможностям скважины и прочих факторов.

5. Применение стойких водонефтяных  эмульсий для глушения скважин,  исключающих (или уменьшающих)  проникновение воды в призабойную зону.

6. Обеспечение непрерывной равномерной работы скважин особенно в холодное время путем повышения надежности электроснабжения, своевременно проводимых мероприятий, заблаговременной подготовки к зимнему периоду.

Проведены следующие работы по оптимизации фонда скважин: 14 скважинам увеличено диаметр  насоса, 28 скважинах, увеличены число  качаний и длина хода, произведена  обработка при забойных зон растворителями 335 скважин. Дополнительно добыто 10.2 тыс. тн. нефти.

 

2.8 Мероприятия  по повышению производительности  скважин

За 1998 г. по месторождениям и  горизонтам для стабилизации объемов  добычи нефти и по повышению производительности скважин выполнены следующие  мероприятия:

1. Оптимизация глубинно-насосного  фонда скважин путем обновления  подземного оборудования - 429 скважин.

2. Регулирование разработки  высокопроницаемых зон, путем  остановки нагнетательных скважин  для ограничения прорывов воды  и перераспределения жидкости  в пласте.

За 2003г. по месторождению  произведена 408 капитальных ремонтов скважин при плане 608 скважин. Приведено в таблица 2.8.1

 

Таблица 2.8.1

№	Наименование	нефтяной	Нагнетательный
1.	Очистка забоя и сложная авария	257	68
2.	Восстановления герметичности	6	14
3.	Изоляционные работы	20	36
4.	Газовые скважины	16	-

 

В результате которого введено:

1. Из бездействия прошлых  лет 197 добывающих скв.

2. Из бездействия текущего  года 82 добывающих скв.

3. Из бездействия 42 нагнетательных  скважин.

На 2003г. в бездействующем фонде добывающих скважин находится 1429 скважин, которое приведено в таблице 2.8.2 и 2.8.3

 

Таблица 2.8.2

№	Причины бездействия	Количество скважин
1.	Авария с подземным оборудованием	72
2.	Сложная авария	135
3.	Обводненные	177
4.	Дефект эксплуатации колонны	178
5.	В ожидания подземного ремонта	675
6.	Ожидающее ликвидацию по тех. Причине	89
7.	Перекрытие интервалы перфорации	103

 

Намечаемые ГТМ на 2003 г. (пуск из бездействии)

 

Таблица 2.8.3

№ №	№ скв	гори- зонт	с/э	Параметры до ГМТ			намечаемые мероприятия	Параметры после ГМТ			Прирост
				Qж	% в	Qн		Qж	% в	Qн	Qж	Qн
Ввод и бездействия прошлых  лет бриг. КРС
1.	1153	XIV	ШГН	-	-	-	КРС очистка забоя, ОПЗ	30	70	8	30	8
2.	31	XIV	ШГН	-	-	-	КРС лив. нарушения э/к	25	70	6	25	6
3.	8024	XIV	ШГН	-	-	-	Полфин ликв. авария с п/о оценке трел +ОПЗ	15	20	10	15	10

 

Методы радикальных изменении естественной (начальной) проницаемости, более сложны и требует больших затрат на их осуществление.

При выборе методов по очистке  при забойных зон необходимо учитывать экологические последствия от их применения. С учетом этого принимается окончательное решение.

 

2.9 Оценка эффективности методов воздействия

Предполагая промысловому объединению  ОАО ”Узеньмунайгаз” различные методы воздействия на пласты, институты обычно приводят свои лабораторные оценки их эффективности причем без обоснованного прогноза их влияния на последующий период разработки месторождения с учетом сложившихся условии.