Причины и динамика ремонтов скважин

Режим водонасыщенных коллекторов  водонапорный. Состав газа азотный, присутствует сероводород в количестве 0,006 м³/т. Газонасыщенность 0,13 м³/т. Объемный коэффициент – 1,001.

В разрезе серпуховских отложений  водонасыщенность связана с трещиноватыми, кавернозно-трещиноватыми известняками и доломитами с включением гнезд ангидрита. Дебит скважин колеблется от 25 до 114 м³/сут. при динамических уровнях 400 – 700 м. Режим пластов водонапорный. По химическому составу воды относятся к хлор-кальциевому типу (по Сулину В.А.). Общая минерализация колеблется от 17,8 до 230,0 г/л, плотность изменяется от 1009,0 до 1175,0 кг/м³, вязкость от 1,03 до 1,80 мПа∙с. В пластовых водах присутствует сероводород в количестве 0,008 м³/т, состав газа азотный. Газонасыщенность 0,14 м³/т, объемный коэффициент –1,003 (см. табл. 1.5) [5].

Таким образом, залежи, разрабатываемые  ЦДНиГ-4, являются весьма сложными объектами  нефтедобычи. Сложность извлечения запасов нефти обусловлена следующими особенностями:

• высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов. Послойная неоднородность пластов по проницаемости создает неравномерность выработки запасов нефти по разрезу, существенно влияет на характер продукции скважин и является одной из причин неполного охвата пластов заводнением. Наблюдаемая зональная неоднородность пластов по проницаемости обуславливает в основном разновременность отключения обводнившихся скважин и неравномерность выработки запасов нефти по площади. Тем самым она также способствует неполному охвату пластов заводнением;
• низкими фильтрационными, коллекторскими свойствами матрицы породы.
• наличием трещин;
• повышенной вязкостью нефти;
• низким газовым фактором.

Отдельным пунктом следует выделить увеличение обводненности в результате выщелачивания породы и подтягивания воды к забоям добывающих скважин. Высокая скорость обводнения скважин, характерная для рассматриваемого объекта, связана с геологическими особенностями залежей, перечисленными выше. Фильтрация жидкости в трещинно-пористой среде происходит, в основном, по трещинам, что приводит к быстрой обводненности добывающей скважины как нагнетаемой, так и подошвенной водой даже при значительном удалении от водоносных горизонтов.

 

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки  промысловых объектов ЦДНиГ-4

Залежь 701

Скважины 701 залежи на территории деятельности ЦДНиГ-4 пробурены в период 1984-1986 гг. Среднесуточная добыча жидкости составляет 8,5 м³, нефти – 6,89 м³. Годовая добыча жидкости составила 301 т, нефти – 253 т. С начала ввода скважин из бурения добыто 28562 т нефти и 16007 т воды. Средняя обводненность по скважинам – 10,2 %. Среднее забойное давление – 5,3 МПа [6].

Залежь 904 (Куакбашская площадь)

Среднесуточный дебит жидкости по залежи – 149,9 м³, нефти – 13,37 м³. Добыча за 2009 г составила: нефти – 599 т, воды – 9327 т. С начала разработки по ЦДНиГ-4 добыто143,84 тыс. т. нефти и 1460,2 тыс. т воды.

На сегодняшний день средняя обводненность по залежи составляет 89,6 %. Среднее забойное давление 8,9 МПа [6].

Залежь 1

Первые скважины были пробурены  в 1949 г., однако промышленная разработка Шугуровского участка залежи началась во второй половине 1970-х гг. Проект разработки был составлен в 1978 г. Разбуривание ведется по равномерной сетке 350 x 300 м. Рекомендуемый для внедрения объем мероприятий позволит достичь конечной величины нефтеизвлечения 0,433 [3].

С начала эксплуатации на залежи 1 по ЦДНиГ-4 добыто 3083,8 т нефти и 2722,5 т  воды. За весь период разработки обводненность  добываемой продукции выросла на 66,8%. Максимального значения, равного 81,8%, обводненность достигла в 1984г. С 1985г. по 1994г. наблюдалось ежегодное снижение обводненности до значения 65,5%. С 1995г. обводненность ежегодно росла и в 2007г. достигла 77%. На сегодняшний день средняя обводненность скважин залежи по цеху - 74,4 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,341.

Среднее давление на забое добывающих скважин, ежегодно меняясь, снизилось  и в 2009 г. составило 4,6 МПа. Среднесуточная добыча по скважинам залежи по ЦДНиГ-4 составляет: жидкости – 483,9 м³, нефти – 112,2 м³ [6].

Залежь 201

Накопленная добыча нефти составляет 208,1 тыс. т. нефти и 771,8 тыс. т. воды. В среднем по залежи добывается 266,5 м³/сут жидкости и 146,99 м³/сут нефти. Среднее значение давления на забое добывающих скважин – 3,3 МПа.

Обводненность – 37,9 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,247 [2].

За 2009 г. добыча нефти составила 5904 т, воды – 5102 т.

 

В период с 2002 по 2008 год на залежи по ЦДНиГ-4 пробурено 11 скважин.

Обводненность на пробуренных скважинах  на сегодняшний день составляет менее 20 % и лишь на одной из них около 50 %. Среднесуточный дебит пробуренных в этот период скважин составляет: жидкости – 5,24 м³/сут, нефти – 3,9 м³/сут [6].

Залежь 302

ЦДНиГ-4 по скважинам залежи в среднем  за сутки добывается 994 м³ жидкости и 123,2 м³ нефти.

Средний дебит добывающей скважины по нефти составил 1,28 м³/сут., по жидкости – 14,6 м³/сут. Среднее давление на забое добывающих скважин равно 4,2 МПа [6].

Максимальный уровень добычи нефти  за счет возвращенных скважин был  достигнут в 1982 г. – 72,4 тыс.т, при  отборе 2,06 % от извлекаемых запасов. Обводненность при этом составила 55,1 %, КИН – 0,0043, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 0,6 %. В последующие годы началось снижение годовых отборов нефти. Начиная с 2001 года начался рост добычи нефти за счет бурения новых скважин. За период 2001-2009гг пробурено 32 добывающих скважины [5].

По состоянию на 1.01.2010 г. из продуктивных пластов отобрано 1295,8 тыс.т нефти  или 10,8 % от утвержденных начальных  извлекаемых запасов. Текущий КИН  равен 0,021. Добыча нефти в 2009г. составила 6,42 тыс.т., воды – 45,2 тыс.т. Вместе с нефтью с начала разработки отобрано 4323,3 тыс.т воды [6].

В 1978г. начались опытно-промышленные работы по изучению возможности поддержания  пластового давления. В настоящее  время закачка воды ведется в  основном на опытных участках на залежи 302 с целью испытания циклического заводнения карбонатных коллекторов.

Залежь характеризуется высокой  обводненностью продукции скважин. Рост обводненности добываемой продукции  наблюдался до 1989г. и достиг своего максимума – 77,2 %. С 1990г. начинается снижение обводненности, что связано с остановкой высокообводненных скважин и большим количеством водоизоляционных мероприятий [5]. Текущая обводненность продукции по скважинам ЦДНиГ-4 равна 59,2 %. Все действующие добывающие скважины работают с водой, из них 6 скважин обводнились закачиваемой, а остальные – подошвенной и смешанной водой. При этом 50 (63,3 %) скважин работают с обводненностью более 50 % [6].

Залежь 303

Опытная эксплуатация серпуховских отложений  была начата в 1943 г. единичными скважинами. Согласно протоколу ЦКР от 26.06.86г. №1211, ввод залежей в промышленную разработку предусматривался с 1987 года. В результате неблагоприятной экологической обстановки, сложившейся в районе залегания залежей, сроки интенсивного разбуривания были перенесены на 1990 год. Из-за отсутствия капитальных вложений буровые работы были сокращены до минимума. В период 2000 – 2009гг. возобновлены работы по разбуриванию залежей. На серпуховские отложения в этот период пробурено 144 добывающие скважины (в т.ч. 38 горизонтальных) [5].

В 2009 г. средний дебит по нефти  составил 918,34 м³/сут., по жидкости 4153,3 м³/сут. Среднее давление на забое добывающих скважин равно 5,3 МПа. Обводненность - 79,9 %.

Дебит одной скважины на залежи по ЦДНиГ-4 в среднем составляет: нефти – 1,89 м³/сут, жидкости – 8,3 м³/сут.

По состоянию на 1.01.2010г. из продуктивных пластов 303 залежи по ЦДНиГ-4 отобрано 3401,7 тыс.т нефти или 11,4 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,028. Добыча нефти в 2009 г. составила 48,2 тыс.т, воды – 226,4 тыс.т.

Вместе с нефтью с начала разработки добыто 9253,1 тыс.т воды [6].

Динамика добычи нефти по ЦДНиГ-4 в период с 2006 по 2009гг представлена в таблице 2.1.

Среднее забойное давление по всему фонду составляет 4,6 МПа, пластовое – 7,6 МПа. Среднесуточный дебит одной скважины: по жидкости – 12,7 м³/сут, по нефти – 3,03 м³/сут. В среднем по ЦДНиГ-4 в сутки добывается 7703,2 м³ жидкости и 145 м³ нефти. Всего с начала разработки добыто 9161,89 тыс.т нефти. Вместе с нефтью с начала разработки извлечено 18546,87 тыс.т воды [6].

Таблица 2.1

Динамика добычи нефти

Годы	Добыча, тыс.т				Обводнен-ность, %
	Qн,			Qж, т
	план	факт.	% от плана
2006	356,7	360,0	100,9	1322,66	73
2007	381,0	391,9	102,9	1580,87	75,9
2008	410,3	430,5	104,9	1732,90	76,32
2009	432,1	448,8	103,9	1708,91	74,71

Как видно из таблицы, добыча нефти  с каждым годом растет, что связано с вводом новых скважин из бурения. В то же время за последний год удалось снизить количество попутно добываемой воды. Дополнительная добыча нефти и снижение обводненности связаны с большим объемом проводимых на промысловом объекте мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов (в том числе и водоизоляционные работы) и улучшение проницаемости призабойных зон скважин.

 

2.2. Анализ показателей работы  эксплуатационного фонда скважин

По состоянию на 1.01.2010г. пробуренный фонд ЦДНиГ-4 составил 585 скважин. Характеристика фонда скважин и их распределение по объектам разработки приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Фонд скважин по ЦДНГ- 4 НГДУ «Лениногорскнефть» на 1 января 2010 года

Характеристика фонда  скважин	пл.Куак-башская	701	501	303	302	301	201	1	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	11
1.Эксплуатационный фонд
Дающая нефть и газ:
дающая нефть и газ	5	4		254	76		36	73	448
нагнетательная				19	3		3	1	26
дающая тех.воду		1		4	2				7
пьезометрическая							1		1
разведочная		1		4	6		3	3	17
Дающая нефть и газ - итого:	5	6		281	87		43	77	499
Дающая тех.воду	1								1
Итого по экспл.фонду	6	6		281	87		43	77	500
2.Неэксплуатационный  фонд
2.1.Консервация
добыв.+нагн.				5+1	2				7+1
дающая тех.воду						1			1
консервация- итого:				6	2	1			9
2.2.Ликвидированные
дающая нефть и газ				11	3	5	1	2	22
нагнетательная				2				1	3
разведочная	5		4			5		3	17
ликвидированные - итого:	5		4	13	3	10	1	6	42
2.3.Другие категории
дающая нефть и газ	1			11	3	4	2	8	29
нагнетательная				1	1			1	3
пьезометрическая	1			1					2
разведочная						1			1
другие категории - итого:	2			13	4	5	2	9	34
Итого по неэкспл. фонду	7		4	33	9	15	3	15	85
Итого по пробур. фонду	13	6	4	313	96	15	46	92	586

Эксплуатационный фонд составляет 500 скважин: из них 17 скважин переведены из категории разведочная, 1 – пьезометрическая, 1 – дающая техническую воду и 26 – из нагнетательной.

Неэксплуатационный фонд составляет 85 скважин. Из них по причине малодебитности и обводненности находятся в  консервации 9 и по различным причинам ликвидировано 42 скважины.

На залежи 701 и 904 на территории ЦДНиГ-4 пробурено 19 скважин. Из них в добывающем фонде числится 12 скважин (по 6 скважин на каждую залежь) или 2,4 % от общего фонда (см.табл. 2.2).

Из 77 добывающих скважин (15,4 % от общего фонда) залежи 1 три скважины переведены из категории «разведочная» и одна - из нагнетательной. В неэксплуатационном фонде числится 15 скважин, 6- ликвидированы. Всего на залежь пробурено 92 скважины (см.табл. 2.2).

На залежь 201 пробурено 46 скважин. Из них в действующем фонде числится 43 скважины (8,6 %), в неэксплуатационном фонде – 3 скважины, одна из них ликвидирована (см.табл. 2.2).

На 01.01.2010 г в пробуренном фонде  залежи 302 числится 96 скважин, 9 из которых составляют неэксплуатационный фонд. В консервации находится 2 скважины и 3 – ликвидированы. На конец 2009 г действующий фонд составил 87 скважин (17,4 %), из них 11 переведены из других категорий (см.табл. 2.2).

По состоянию  на 1.01.2010г. пробуренный фонд 303 залежи составил 313 скважин (см.табл. 2.2). Эксплуатационный фонд на конец 2009 г. составляет 281 скважину (56,2 %), в т.ч. 27 переведены из других категорий. В бездействующем фонде находится 33 скважины, из-за малодебитности и высокой обводненности, 6 скважин находятся в консервации. По различным причинам 13 скважин ликвидировано.

Из 500 скважин эксплуатационного фонда 34 скважины (6,8 %) эксплуатируются ЭЦН, 23 (4,6 %) - прочими способами (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Распределение фонда скважин по способам эксплуатации

Основное количество скважин эксплуатационного  фонда – 443 скважины (88,6 %) – оборудованы глубинными штанговыми насосами. Из них 310 (70 %) составляют вставные и 133 (30 %) – невставные насосы (рис. 2.2). Низкие дебиты продуктивных интервалов и свойства пластовой жидкости (высокие вязкость, плотность и т.д.) обуславливают, в качестве оптимального, именно этот вид глубинно-насосного оборудования. Наибольшее количество скважин эксплуатируются насосами диаметром 32 мм – 212 насосов (39 – невставных, 173 вставных), 38 мм – 79 вставных насосов и 44 мм – 123 насоса (69 – невставных и 54 - вставных).

Рис. 2.2 Распределение фонда скважин, оборудованных ШГН, в зависимости от типа и диаметра насоса

Наибольшее количество скважин  работает с обводненностью менее 30 % - 130 скважин или 26 % от фонда и  более 95 % - 129 скважин (рис. 2.2).

Рис. 2.3 Распределение фонда скважин в зависимости от обводненности