Изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень

Основным показателем качества подземного ремонта скважин является межремонтный период работы скважин (МРП), а факторами, влияющими на продолжительность МРП, работы скважин являются:

1.Строгое соблюдение технологии проведения подземного ремонта скважин (ПРС).

2.Подбор подземного оборудования скважин в соответствии с ее добывающими возможностями.

3.Использование эффективных средств борьбы против отложений парафина, солей, мех. примесей и продуктов коррозии.

На основании вышеизложенного необходимо:

По добывающему фонду скважин:

1.Разработать и внедрить технологический регламент проведения текущего подземного ремонта скважин.

2. По малодебитному фонду скважин:

• периодическое заполнение межтрубного пространства углеводородной смесью или непрерывной дозировкой ингибитором парафиноотложений дозировочными насосами;

• применение глубинных насосов малой производительности (28,32мм) соответственно дебиту скважин до 15 м³/сут.

3.Оборудовать прием глубинного насоса разработанными защитными приспособлениями против парафина, мех примесей, песка и вредного влияния газа.

4.Проводить изучение использования глубинных насосов:

• частота ремонта одного насоса;

• средняя продолжительность использования одного насоса по группам посадки;

• количество вновь поступивших глубинных насосов по диаметрам и группам посадки и их использование.

5. Для увеличения эффективности технологии добычи нефти в скважинах с МРП до 50 суток за 2003 год (8 и более ПРС) рекомендуем рассмотреть вариант спуска штанговых винтовых насосов (ШВН).

По нагнетательному фонду:

1.Периодическая обработка закачиваемой воды в нагнетательные скважины для подавления сульфатредукции в целях снижения скорости коррозии в подземном оборудовании скважин и в нефтепромысловых коммуникациях.

2.Заполнить межтрубное пространство нейтральной жидкостью, в целях предохранения эксплуатационной колонны от коррозии.

3.Перейти на закачку подготовленных вод, т.е. на опресненную или на сточную воду со сниженной концентрацией минеральных солей и механических примесей с добавлением ингибиторов коррозии.

Характеристика отборов нефти, жидкости и газа

по месторождению

Основными характеристиками состояния разработки месторождения являются: коэффициент нефтеотдачи (КИН), темп отбора от извлекаемых запасов и отбор от извлекаемых запасов нефти.

Из продуктивных горизонтов месторождения Узень с начала разработки отобрано 285726,4 тыс.т жидкости. В том числе, 110779,6 тыс.т добыто с XIV ( 39%) горизонта. Доля остальных эксплуатационных объектов в накопленной добыче нефти составляет от 1,3 % (Северо-Западный купол) до 24% (XIII горизонт). Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению составил 27,3 %. По основным горизонтам КИН изменяется от 33,8 % (XIII горизонт) до 11,4 % (Хумурунский купол).

Годовая добыча по состоянию на 01.01.2004 г. из нефтенасыщенных пластов месторождения Узень составляет 4970,8 тыс.тонн нефти, 24716,5 тыс.тонн жидкости при средней обводненности добываемой продукции 79,9 %. В том числе, 1609,5 тыс.тонн нефти получено с XIII (32,3 %) и XIV (32,7 %) горизонтов, доля остальных эксплуатационных объектов составляет от 1,3% (Хумурунский купол) до 12,1% (XV горизонт). Доля добычи нефти за 2003 год с эксплуатационных объектов Хумурунского купола составляет 1,4% от общей добычи по месторождению в целом, Северо-Западного купола – 1,9%. Добыча нефти за 2003 год по добывающему фонду распределяется следующим образом : по перешедшим скважинам – 4779 тыс. т (96,1%), по новым – 133,8 тыс. т (2,6%), по скважинам, вышедших из бездействия – 58 тыс. т (1,1%).

Как видно из таблицы 2.1.8 в 2003 году средний дебит нефти одной скважины составил 4,8 т/сут, а среднесуточный дебит жидкости снизился на 0,3 т/сут. Самый низкий среднесуточный дебит жидкости наблюдается в эксплуатационных объектах Хумурунского и Северо-Западного куполов – 11,5т/сут, максимальный среднесуточный объем жидкости в пластах XVII горизонта- 31,7 тонн/сут. Следует отметить, что обводненность добываемой продукции снизилась до уровня 79,9% .

Темп отбора от начальных балансовых запасов составил 0,48 % от начальных извлекаемых запасов - 1,06 % от текущих извлекаемых запасов - 2,67 %. Самый высокий темп отбора:

от начальных балансовых запасов наблюдается в пластах XIV горизонта (0.8%)

от начальных извлекаемых запасов - 1,75 % (XIII горизонт)

от текущих извлекаемых запасов – 4,37 % (XIII горизонт).

Самый низкий темп отбора от начальных балансовых запасов – 0,15 % наблюдается в пластах Хумурунского купола, от начальных извлекаемых запасов – 0,36 % (XIII горизонт), от текущих извлекаемых запасов 0,63 % (Хумурунский купол).

Характеристика основных показателей разработки месторождения по отбору нефти и жидкости представлена в таблице 2.1.9.

Наибольший дебит 1 скв. по нефти отмечается в 10 блоке XVIII горизонта (10 т/сут при обводненности 75,5 %) и по жидкости – в 4 блоке XVII горизонте (28,7 т/сут при обводненности 77,4 %), наименьший – по нефти в пластах XIV горизонта 9 блока (3,1 т/сут при обводненности 81,6%), по жидкости в пластах XVI горизонта 8 блока (13,4 т/сут при обводненности 94,4 %).

Из анализа состояния разработки месторождения, следует, что основной отбор нефти осуществляется механизированным способом эксплуатации (ШГН), годовой объем добычи нефти по которым составил 4811,5 тыс.т и жидкости 23899,6 тыс.т. На долю фонтанных скважин приходится 159,3 тыс.т годовой добычи нефти и 816,9 тыс.т жидкости (таблица 2.1.10).

С начала разработки на месторождении Узень по состоянию на 01.01.2004 г. было добыто 20980,3 млн.м³ растворенного газа.

Годовая добыча растворенного газа за 2003г составил 198,6 млн.м³, что на 7,7% больше, чем в 2002 году. Средний газовый фактор по месторождению составляет 40 м³/т.

2.1.4 Характеристика закачки рабочего агента по месторождению

Фактически закачка воды на месторождении Узень проводилась, с 1967 года. С начала закачивали Альб – сеноманскую воду с температурой + 34-43 гр.С. В 1971 году начали закачивать морскую воду с температурой на устье нагнетательных скважин + 7 – 20 гр.С.

На месторождении Узень с 1974 по 1999гг использовались все основные методы повышения нефтеотдачи – гидродинамические, термические, физико-химические.

В продуктивные горизонты месторождения Узень с начала разработки закачано 1097401 тыс.м³ воды. В том числе, в пласты XIV горизонта 446462,6 тыс.м³ (41 %). В остальные эксплуатационные объекты закачаны от 0,7 % (Парсумурунский купол) до 24 % (XIII горизонт) накопленной закачки агента. Накопленная компенсация закачки воды отбором на 01.01.2004 г по месторождению составил 150 %. По основным горизонтам коэффициент компенсации накопленной закачки отбором изменяется от 179 % (XV горизонта) до 65 % (Парсумурунский купол).

Годовая закачка воды по состоянию на 01.01.2003г. в нефтенасыщенные пласты месторождения Узень составляет 46591,2 тыс.м³, что на 20,6 % больше, чем в 2002 году.

В том числе, 17131,3 тыс. м³ закачано в пласты XIV (37 %) горизонта. Доля закачки в остальные эксплуатационные объекты составляет от 0,4 % (Хумурунский купол) до 27 % (XIII горизонт).

Как видно из таблицы 2.1.8 в 2003 году по сравнению с 2002 годом средняя приемистость 1 скв. Увеличилась с 127 м³/сут до 128,7 м³/сут. (от 32,8 м³/сут в Хумурунском куполе до 162,5 м³/сут в XVIII горизонте).

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой по месторождению составляет 174 %. По основным горизонтам коэффициент компенсации закачки отбором изменяется от 256 % (Северо-Западного купола) до 60% (Хумурунский купол).

В целом по XIII горизонту минимальная накопленная закачка воды в пласт наблюдается в первом блоке (3334 тыс. м³), максимальная – в 4а блоке (279047 тыс. м³). В 2003 году меньше всего закачено воды в пласты 1 блока (461,8 тыс. м³), больше всего – в пласты 9 блока (1595,5тыс. м³)

2.2 Анализ состояния разработки 4а блока XIII горизонта

месторождения Узень

Характеристика фонда скважин по горизонту

По состоянию на 01.01.2004г. по XIII горизонту месторождения Узень эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет – 910, нагнетательных – 340 скважин. Пробурено 1715 скважины (водозаборные скважины отсутствуют), 35 – числится в категории контрольных, 428 ликвидировано (таблица 2.2.1).

Из 882 скважин действующего фонда 865 скважины работают механизированным способом эксплуатации, фонтанным – 17 скважин.

Бездействующий фонд составляет 28 скважины. Текущий коэффициент использования добывающего фонда скважин в целом по XIII горизонту на 2003г. составляет – 0.912, коэффициент эксплуатации – 0.96 (таблица 2.1.1).

На время проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 340 скважин, в т.ч. под закачкой – 323 скважина, бездействующих – 17 (таблица 2.2.1). Ликвидированных скважин – 257.

Характеристика основного фонда скважин XIV горизонта месторождения Узень представлена в таблице 2.2.2.

В общем, по XIII горизонту рассматривая распределение фонда скважин по обводненности по состоянию на 01.01.2004г. (таблица 2.2.3) наибольшая добыча достигла в скважинах с обводненностью 50-90% - 925.9 тыс. т/год (58%), следовательно, и суммарная добыча в этих скважинах наибольшая – 22365.6 тыс.т. Анализируя показатель добычи нефти на 1 скважину, то большее значение имеют скважины с обводненностью 10-50% - 2.6 т/год.

Рассматривая распределение обводненного фонда скважин по рядам 4а блока XIII горизонта обводненность продукции составила 79.6%, где, в общем, по блоку количество обводненных скважин – 10 (таблица 2.2.4).

Состояние фонда скважин XIII горизонта по состоянию
на 01.01.2004г.
		Таблица 2.2.1
№ п/п	Фонд	Категория	Количество
1	Фонд добывающих	пробурено за 2003 г.	25
	скважин	возвращено с других горизонтов за 2003 г.	23
		эксплуатационный фонд	910
		в т.ч. действующие	882
		из них: фонтанные	17
		ШГН	865
		газлифт	0
		бездействующие	28
		переведены на другие горизонты за 2003 г.	18
		переведены под закачку за 2003 г.	8
		ликвидированные	171
2	Фонд нагнетательных	пробурено за 2003 г.	13
	скважин	возвращено с других горизонтов за 2003 г.	7
		переведены из добывающих за 2003 г.	7
		эксплуатационный фонд	340
		в т.ч. под закачкой	323
		в бездействии	17
		в эксплуатации на нефть	-
		переведены на другие горизонты за 2003 г.	0
		ликвидированные	257
3	Специальные скважины	всего	37
		в т.ч. контрольные	35
		водозаборные	2
4	Общий фонд		1715

Технология.doc

— 437.50 Кб (Скачать документ)

Анализируя работу проведенных текущих и капитальных ремонтов скважин за 2000-2003 годы, сделаны следующие выводы.

Основным показателем качества подземного ремонта скважин является межремонтный период работы скважин (МРП), а факторами, влияющими на продолжительность МРП, работы скважин являются:

1.Строгое соблюдение технологии проведения подземного ремонта скважин (ПРС).

2.Подбор подземного оборудования скважин в соответствии с ее добывающими возможностями.

3.Использование эффективных средств борьбы против отложений парафина, солей, мех. примесей и продуктов коррозии.

На основании вышеизложенного необходимо:

По добывающему фонду скважин:

1.Разработать и внедрить технологический регламент проведения текущего подземного ремонта скважин.

2. По малодебитному фонду скважин:

• периодическое заполнение межтрубного пространства углеводородной смесью или непрерывной дозировкой ингибитором парафиноотложений дозировочными насосами;

• применение глубинных насосов малой производительности (28,32мм) соответственно дебиту скважин до 15 м³/сут.

3.Оборудовать прием глубинного насоса разработанными защитными приспособлениями против парафина, мех примесей, песка и вредного влияния газа.

4.Проводить изучение использования глубинных насосов:

• частота ремонта одного насоса;

• средняя продолжительность использования одного насоса по группам посадки;

• количество вновь поступивших глубинных насосов по диаметрам и группам посадки и их использование.

5. Для увеличения эффективности технологии добычи нефти в скважинах с МРП до 50 суток за 2003 год (8 и более ПРС) рекомендуем рассмотреть вариант спуска штанговых винтовых насосов (ШВН).

По нагнетательному фонду:

1.Периодическая обработка закачиваемой воды в нагнетательные скважины для подавления сульфатредукции в целях снижения скорости коррозии в подземном оборудовании скважин и в нефтепромысловых коммуникациях.

2.Заполнить межтрубное пространство нейтральной жидкостью, в целях предохранения эксплуатационной колонны от коррозии.

3.Перейти на закачку подготовленных вод, т.е. на опресненную или на сточную воду со сниженной концентрацией минеральных солей и механических примесей с добавлением ингибиторов коррозии.

Характеристика отборов нефти, жидкости и газа

по месторождению

Основными характеристиками состояния разработки месторождения являются: коэффициент нефтеотдачи (КИН), темп отбора от извлекаемых запасов и отбор от извлекаемых запасов нефти.

Из продуктивных горизонтов месторождения Узень с начала разработки отобрано 285726,4 тыс.т жидкости. В том числе, 110779,6 тыс.т добыто с XIV ( 39%) горизонта. Доля остальных эксплуатационных объектов в накопленной добыче нефти составляет от 1,3 % (Северо-Западный купол) до 24% (XIII горизонт). Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению составил 27,3 %. По основным горизонтам КИН изменяется от 33,8 % (XIII горизонт) до 11,4 % (Хумурунский купол).

Годовая добыча по состоянию на 01.01.2004 г. из нефтенасыщенных пластов месторождения Узень составляет 4970,8 тыс.тонн нефти, 24716,5 тыс.тонн жидкости при средней обводненности добываемой продукции 79,9 %. В том числе, 1609,5 тыс.тонн нефти получено с XIII (32,3 %) и XIV (32,7 %) горизонтов, доля остальных эксплуатационных объектов составляет от 1,3% (Хумурунский купол) до 12,1% (XV горизонт). Доля добычи нефти за 2003 год с эксплуатационных объектов Хумурунского купола составляет 1,4% от общей добычи по месторождению в целом, Северо-Западного купола – 1,9%. Добыча нефти за 2003 год по добывающему фонду распределяется следующим образом : по перешедшим скважинам – 4779 тыс. т (96,1%), по новым – 133,8 тыс. т (2,6%), по скважинам, вышедших из бездействия – 58 тыс. т (1,1%).

Как видно из таблицы 2.1.8 в 2003 году средний дебит нефти одной скважины составил 4,8 т/сут, а среднесуточный дебит жидкости снизился на 0,3 т/сут. Самый низкий среднесуточный дебит жидкости наблюдается в эксплуатационных объектах Хумурунского и Северо-Западного куполов – 11,5т/сут, максимальный среднесуточный объем жидкости в пластах XVII горизонта- 31,7 тонн/сут. Следует отметить, что обводненность добываемой продукции снизилась до уровня 79,9% .

Темп отбора от начальных балансовых запасов составил 0,48 % от начальных извлекаемых запасов - 1,06 % от текущих извлекаемых запасов - 2,67 %. Самый высокий темп отбора:

от начальных балансовых запасов наблюдается в пластах XIV горизонта (0.8%)

от начальных извлекаемых запасов - 1,75 % (XIII горизонт)

от текущих извлекаемых запасов – 4,37 % (XIII горизонт).