Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

Эксплуатационный объект В вступил в разработку в 1983 г. Закачка воды была начата на 4 год разработки. По состоянию па 01.01.01 средневзвешенное пластовое давление по северному участку залежи в зоне отбора жидкости составило 23,8 МПа, что на 6,3 МПа ниже первоначального давления. Следует заметит малое количество замеров Рпл, что не дает возможности определитьболее достоверно средневзвешенное пластовое давление. На 0,1 МПа падения пластового давления на северном куполе приходится 114,6 тыс.т нефти.

По значению пластового давления в настоящий момент можно судить о режиме работы залежи. По залежи объекта Всев наблюдается режим упругий с переходом в зоне отбора на режим растворенного газа. В районе газовой шапки объекта в скважине № 393 Рпл составило 23,9 МПа. Такое снижение пластового давления (на 6,1 МПа) по сравнению с начальным свидетельствует о вторжении газа в нефтяную зону. В действительности есть случаи прорыва газа в приконтурные скважины. По состоянию па 01.01.01 средневзвешенное пластовое давление по южному участку залежи в зоне отбора жидкости ниже первоначального давления на 4,8 МПа и составляет 25,2 МПа. Следует отметить малое количество замеров, которое не дает возможности определить более достоверное давление на залежи. На 0,1 МПа падения пластового давления па южном куполе приходится 72,48 тыс.т нефти.

По сравнению с северным, залежь объекта Вюг содержит меньшие запасы па 0,1 МПа. В целом Рпл снизилось по сравнению с давлением насыщения па 0,48 MI la. По залежи наблюдается режим с частичным переходом в некоторых зонах на режим растворенного газа.

 

1.5 История проектирования и разработки месторождения

 

Продуктивность второй карбонатной толщи (КТ-II) была установлена декабре 1980 г. скв. №23, заложенной на КТ-I и в последствии углубленной.

Разработка месторождения начата в 1983 г. с вводом в эксплуатацию продуктивных пачек первой карбонатной толщи КТ- I.

В 1985г. были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по второй карбонатной толще КТ- II (протокол ГКЗ СССР №9895 от 25.12.85), после которого с 1986 г. началась разработка второй карбонатной толщи эксплуатационной пачки Дн-I южного купола. В 1988 г. был введен в разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатации пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв- III вступила в разработку в 1989 г.

В продуктивном разрезе выделено 8 эксплуатационных объектов; 3 в первой карбонатной толще, приуроченных к пачкам А, Б, В+Всев и 5 во второй карбонатной толще КТ- II (пласты Д- III, Дн- II, Дв-I пачки Д и пласты Гв-III, Гн-III пачки Г).

Разбуривание объектов первой карбонатной толщи КТ-I по равномерной треугольной сетке 500х500м, второй толщи КТ- II по равномерной треугольной сетке 700х700м.

По второму варианту все продуктивные пачки разрабатываются с применением барьерного заводнения по пачкам А и Б, а по пачке В+ВI барьерное заводнение предусматривается использовать лишь по северному куполу, по южному же куполу остается площадное заводнение, в связи с тем, что нефтяная оторочка подстилает газовую шапку по всей площади простирания.

Пласт В предлагается разрабатывать на первом этапе единичными скважинами с последующим дренированием возвратным фондом скважин с пачки Д-III второй карбонатной толщи КТ-II.

Энергетические возможности в основном базируется на ранее принятых технологических решениях с внесением следующих принципиальных корректив:

- сокращение площади разбуривания и уменьшения количества проектных скважин в связи с увеличением минимальной предельной толщины для бурения с 8 до 16м,

- внедрение по объектам второй карбонатной толщи трехрядной системы заводнения,

- усиление запроектированной системы воздействия по объектам KT-I за счет очагового заведения.

Ниже приводятся краткие характеристики рекомендуемых вариантов по объектам.

Северный купол пачки В+В'.

Предусматривается разрабатывать при водогазовом воздействии на залежь, которое создается циклической закачкой воды в барьерный ряд нагнетательных скважин. Предлагается также замкнуть кольцо барьерного ряда, для чего провести три низкодебитные скважины (№№100,612,619) под закачку. На южном участке купола предлагается организовать очаговое заводнение путем перевода наблюдательных скважин №324 и №341 под закачку. Для уплотнения сетки скважин до проектной (500x500) предлагается пробурить 5 добывающих скважин. При этом общий фонд составляет 68 добывающих скважин. Кроме этого на куполе имеются 6 законсервированных скважин, которые после усиления системы заводнения должны быть пущены в периодическую эксплуатацию.

Южный купол пачки В+В'

IIланируется осуществлять площадное заводнение, которое претерпело некоторые изменения, а именно вместо запроектированных добывающих скважин №№ 180, 351, 369, 372, 651 предлагается перевести под закачку скв.№№ 355, 366, 368. Для уплотнения сетки скважин до проектной планируется пробурить две добывающие скважины, после чего общий фонд купола составит 43 добывающих скважин, 14 нагнетательных и 5 наблюдательных скважин. Кроме этого в фонде имеется 8 скважин, находящихся в консервации, которые необходимо использовать для периодической эксплуатации после полного освоения системы поддержания пластового давления и увеличения водонасыщенности пласта в зонах расположения этих скважин до 60-70% .

Рекомендуемый вариант разработки характеризуется следующими показателями:

- проектный уровень добычи нефти, млн. тонн - 3,047,

- проектный уровень добычи жидкости, млн. тонн - 3,46,

- проектный уровень закачки воды, млн. м3 - 8,48,

- фонд скважин:

- добывающих - 404,

- нaгнетательных-I46,

- наблюдательных - 29,

- резервный фонд- 64,

-  темп отбора от НИЗ, % - 4.

 

 

 

1.6 Состояние разработки

 

На 01.01.2002 года добыто нефти-30,58% от извлекаемых запасов.

Эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин имеет тенденцию к росту.

Эксплуатация добывающих скважин осложнена отложениями АСПО и гидратообразованием в зоне перфорации, в стволе НКТ, ФА, нефтесборных коллекторах и замерных установках. С этим, в основном связан, временный простой скважин.

Наблюдается увеличение среднесуточного дебита нефти. Фактический средний дебит на 1 скважину-29,1 т/сут., в 2000году средний дебит на одну скважину 21,5 т/сут. На 01.01.2002 года 2 скважины (№932,734) переведены на механизированную добычу, на газлифтный способ эксплуатации 29 скважин, в том числе 10 скважин НДГ. Из компрессорного газлифта скважины 131, 311 переведены в периодический фонд по причине обводненности.

В качестве эксперимента фирмой «КазРосОйл» применялась технология изоляции пласта, основанная на применение осадкообразующих составов (состав на основе жидкого стекла), которые создают благоприятные условия для получения слабо проницаемых блокад в системе промытых водой интервалов пласта.

На месторождении действует несколько систем заводнения, что предусмотрено технологической схемой разработки. По состоянию на 01.01.2002 обводненность по месторождению составляет - 2,5%.

Анализируемый ход процесса разработки  за отчетный период, для выполнения плана 2004года по добыче нефти - 3855,0 тыс.тн., закачка воды - 9154,0 тыс.м3 необходимо:

• начать бурение 46 скважин (10 скважин переходящие с 2003 года), ввести после бурения в эксплуатацию 30 добывающих и 7 нагнетательных скважин;
• провести капитальный ремонт - 226 ремонтов;
• для сокращения простоев и увеличения дебита скважин в 2004 оду планируется перевести на НДГ 15 скважин;
• перевод на компрессорный газлифтный способ эксплуатации 25 скважин;
• дополнительная перфорация - 35 скважин из них 25 - добывающих,10 - нагнетательных;

• СКО добывающих скважин - 45, нагнетательных - 55;

• Провести гидроразрыв призабойной зоны пласта на 15-ти добывающих и 10-ти нагнетательных.

Пачка В+В'Юг

Из 49 скважин Южного купола действующий фонд состоит из 41 скважин, 8 скважин в бездействии (скв.№ 169,179,180,189,345,348,637,642), нагнетательный фонд составляет - 13 скважин.

          Среднесуточный дебит - 7,8 т/сут., при проектном - 8,80 т/сут. Обводненность добываемой продукции - 7,8%.

           Накопленная добыча по Югу - 3862,7 тыс.т., при проектной - 3820 тыс.т. Компенсация отбора за год - 121,4%, при проектной - 106%. Компенсация с начала разработки - 91,5%, при проектной - 70,7%.

В 1991 году была начата закачка воды по площадной обращенной семиточечной системе.

С начала разработки закачка воды по объекту В+В' составляет - 18890,2 тыс.м3, при проектной - 20500,0 тыс.м3.

По большинству нагнетательных скважин имеет место значительное отличие фактической закачки от рекомендуемой как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения, причем по некоторым скважинам весьма значительное.

В периодической эксплуатации, в основном из-за прорыва газа, обводненности скважин и низкого пластового давления, находятся на 01.01.2002 года - 80 скважин (Север,Юг). 

За 2001 год по месторождению добыто 2958,782 тыс. т. нефти и 878,323 млн. м3 попутного газа. Темп отбора нефти составил 2,5 % от начальных и 3,6% от текущих извлекаемых запасов.

Средний дебит нефти одной скважины составил 29,1 т/сут. Средняя обводненность добываемой продукции с начала года - 2,5%.

Добыча нефти с начала разработки па 01.01.2002г составила 36076,6 тыс. т., что составляет 30,5 % от извлекаемых запасов. Коэффициент извлечения нефти 0,09.

Попутного газа с начала разработки извлечено - 10053,992 млн.м3.

Разработка всех залежей ведется с поддержанием пластового давления, методом заводнения.

Закачка воды за 2001 год составила 7511,3 тыс. м3, с начала разработки закачено 49136,365 тыс. м.

За 1 - полугодие 2002 года по месторождению добыто 1889,84 тыс. т. нефти и 561,650млн. м3 попутного газа. Темп отбора нефти составил 3,2 % от начальных и 4,7 % от текущих извлекаемых запасов. Средний дебит нефти одной скважины составил 30,7 т/сут. Средняя обводненность с начала года составила 3,5%.

Добыча нефти с начала разработки на 1.07.2002 года сост. 37966,440 тыс.т., что составляет 32,1 % от извлекаемых запасов. Коэффициент извлечения нефти 0,095.

Попутного газа с начала разработки извлечено - 10615,643 млн. м3. Разработка всех залежей ведется с поддержанием пластового давления,

методом заводнения. Закачка воды за I - полугодие 2002 года составила 4239,790 тыс.м3 ., с начала разработки закачено 53376,15 тыс.м3.

Объект В юг - нефтяная залежь с небольшой газовой шапкой. Эксплуатация ведется 49 добывающими скважинами, добыча нефти за 2001 г составила 102,893 тыс.т,, попутного газа - 25,661 млн.м3. Обводненность добываемой продукции составила 5,5%, средний дебит одной скважины составил 7,8 т/сут. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,06 %.

С начала разработки добыто 3862,791 тыс.т. нефти и 969,281 млп.м3 попутного газа.

По состоянию на 01.01.2002 года степень выработанности извлекае-мых запасов составила 77,5%, коэффициент нефтеизвлечения составил 0,256.

По объекту ведется площадное заводнение, под закачкой находятся 11 скважин. С начала года закачено 358,69 тыс.м3, с начала процесса закачено 6379,341 тыс.м3.

 

1.6.1 Объемы добычи нефти и газа

 

С начала разработки месторождения было добыто 28547,947 тысяч тони нефти, 785,37106 млн. м3 газа и 305,50394 млн. м3 попутной воды.

Закачка воды для поддержания пластового давления составляет на данный момент 19609,6 тыс. м2(приведено в таб.2.2).

Добыча нефти (фактическая) за 2000 год превысила плановую добычу на 49тыс. тонн.

По скважинам дебиты колеблются от 0,8-1,8 т/сут до т/сут. Средний дебит нефти по одной скважине за 2000 год равен 18,9 т/сут. По скважинам работающим на ШГН равен 30,8 т/сут.

Таблица 1 - Динамика добычи нефти, газа, попутной воды, закачка воды для ППД.

Добыча нефти, тыс тонн
Годы	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002
План	2286	2294,7	2330	2293,8	2342	2345,4	2200
Факт	2288,9	2295,7	2345,9	2317,5	2342	2350,1	2249,2

Добыча газа, млн.м3.

План	37	36,7	37,6	36,8	36	37,2	36,9
Факт	37,5	37,8	36,3	37,8	36,1	37,5	37,0
Ресурс	614,1	640,6	669,5	682,4	689	701,5	643,8
Утилиз.	227	242,1	243,1	247,1	251,9	256,2	262,4
Сожжено	383,9	398,4	426,4	435,3	437,1	445,3	381,4