Характеристика текущего состояния разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин

На 01.01.2009 г. на месторождении всего пробурено 150 скважин. Всего 87 нефтяных скважин, в т.ч. 61 действующая нефтяная, 2 в ожидании ликвидации, 1 ликвидированная после бурения, 1 пьезометрическая скважина в ожидании ликвидации, 6 бездействующих нефтяных скважин, 17 нефтяных скважин ликвидированных после эксплуатации. На месторождении действует 11 пьезометрических скважин из 12 пробуренных. Пятьдесят скважин ликвидировано после бурения без назначения. Закачка воды осуществляется одной нагнетательной скважиной.

Характеристика фонда скважин по месторождению в целом в таблице 3

Таблица 3– Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2009. г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	150
Возвращено с других горизонтов	0
Всего	150
В том числе:
Действующие	61
из них: фонтанные	0
ЭЦН	0
ШГН	61
газлифт:
– бескомпрессорный	0
– внутрискважинный	0
Бездействующие	26
В освоении после бурения	0
В консервации	0
Наблюдательные	11
Переведены под закачку	0
Переведены на другие горизонты	0
В ожидании ликвидации	3
Ликвидированные	18
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	1
Возвращено с других горизонтов	0
Переведены из добывающих	0
Всего	1
В том числе:
Под закачкой	1
Бездействующие	0
В освоении	0
В консервации	0
В отработке на нефть	0
Переведены на другие горизонты	0
В ожидании ликвидации	0
Ликвидированные	0

.

Максимальная добыча нефти по месторождению достигнута в 1963г. – 497,7 тыс.т или 7,9 % от НИЗ, утвержденных ЦКЗ в 1993г.; 99,6% нефти добыто из Южно-Кумертауского массива. Благодаря освоению трех других массивов высокий уровень добычи поддерживался до 1967г., когда было извлечено 475,1 тыс.т нефти, по сравнению с 1963г. фонд действующих добывающих скважин на конец года увеличился с 28 до 82, средний дебит одной скважины по нефти снизился с 83,5 до 19,1 т/сут при обводненности 3,6 % средний газовый фактор возрос со 115 до 565 м³/т. На конец 1967 г. всего было добыто 2682,3 тыс.т нефти, что составило 42,4 % НИЗ и 11,7% от НБЗ. В дальнейшем добыча нефти стала падать, в начале с темпом 7-10% в год, затем в 1970-1973гг., после завершения разбуривания – 19% в год. Годовая добыча нефти с 1968 по 1973гг. снизилась с 442,1 до 195,2 тыс.т. Этот же период отличается максимальными отборами газа (400-459 млн.м³/год) и значительным увеличением газового фактора (с 1235 м³/т в 1970 г. до 2487 в 1974г.).

С 1974 по 1986гг. темпы падения добычи нефти замедлились в среднем до 13% в год, а в последующее время до 4-5,5%. Основной период разработки завершился в 1976 году, когда завершилась эксплуатация скважин газлифтным способом : годовая добыча снизилась до 130 тыс.т, что составляет 2% от НИЗ; накопленная добыча нефти - 5092,1 тыс.т; коэффициент использования извлекаемых запасов 80,4%, текущий КИН 22%; средняя обводненность 5,2%, накопленный отбор газа 4123,2 млн м³, текущий газовый фактор 190 м³/т.

Дальнейшее падение добычи нефти сопровождалось ростом обводненности. Действующий фонд скважин за период с 1976 по 1989гг. уменьшился на 8 скважин. А на конец 2008 до 61 скважины. С 1991г. не эксплуатируются скважины Шабагишского массива.

Рисунок 5 - Основные технологические показатели разработки Кумертауского месторождения в целом

Распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 5

Рисунок 6 - Распределение фонда скважин по накопленной добыче нефти

Месторождение характеризуется малодебитностью и средней обводненностью добываемой продукции. На 01.01.2009 г. обводненность добывающих скважин следующая.

Средняя обводненность по месторождению в целом за 2008 г. составляет 60,3 %.Скважины месторождения на 01.01.2009 г. работали с дебитом по нефти 0,09-2,7 т/сут, по жидкости 0,09-10,9 т/сут. Средний годовой дебит действующих скважин по нефти равен - 0,61 т/сут, по жидкости – 1,53 т/сут. Из 63 скважин только 8 работают 24 ч/сут, остальные режимные из них 20 работают менее 4 ч/сут. Распределение фонда добывающих скважин по дебитам и обводненности представлено в таблице 4 и на рисунке 7

Средняя годовая приемистость нагнетательной скважины, функционирующей на месторождении, за 2008 г. составила 43,7 м³/сут.

Таблица 4 - Распределение скважин по дебитам и обводненности

Дебит жидкости, т/сут	Обводненность, % (вес.)
fв<=5	5<fв<=10	10<fв<=25	25<fв<=50	50<fв<=90	fв>90	Всего
q<=0,1	1	0	0	0	0	1	2
0,1<q<=0,3	10	1	0	0	1	3	15
0,3<q<=0,5	6	1	0	0	2	1	10
0,5<q<=1,0	9	4	0	0	4	2	19
1,0<q<=2,0	1	0	0	0	2	0	3
2,0<q<=3,0	2	0	0	0	0	0	2
q>3,0	0	0	0	0	0	0	0
Всего	29	6	0	0	9	7	51

Рисунок 7 - Распределение скважин по дебитам и обводненности

На 01.01.09г. всего добыто 6187,6 тыс. т. нефти (99,7% от НИЗ) и 5984,2 млн м³ газа. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,27.

2. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин:

- фонтанный;

- газлифтный;

- механизированный (ШСНУ, БШСНУ)

Если побъём жидкости на поверхность осуществляется за счёт собственной энергии такой способ называется фонтанным

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как.

-простота оборудования скважины;

-отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах,

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-возможность дистанционного управления скважиной;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы (МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

1 - пласт, 2 - интервал перфорации,- 3 - штуцер забойный; 4- отсек отель, 5 - колонная головка,- 6, 8 - манометры,- 7 - лубрикатор,- 9-77, 75 - задвижки,- 12 - устьевой штуцер,- 13 -крестовина; 14 - катушка,- 16 - импульсная линия,- 17 - НКТ; 78 -покер- 19 - воронка башмачная, 20 -колонна обсадная

Рисунок 8 - Схема оборудования фонтанной скважины.

Рисунок 9 - Кривые распределения давления в фонтанном подъемнике при различных режимах работы

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Одщая схема одорудования фонтанной скважины приведена на рисунке 8 Основными элементами схемы являются колонная головка 5, фонтанная арматура с лудрикатором 7 для проведения различных операций в радотающей скважине, насосно-компрессорные труды 17. Возможна установка покера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей радоты фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля. Ухудшение условий работы подъемника (уменьшение эффективного газового фактора, снижение р₀ увеличение п_в и т. п.) приводит к снижению его производительности до полного прекращения излива

В связи с этим предложены и другие методы оптимизации работы фонтанных скважин (3, 7, 8 и др.). В частности, для решения этой задачи рекомендовано использовать кривые распределения давления р (Г) и температуры Т ([) по длине одного фонтанного подъемника при различных условиях его работы, для построения кривых распределения давления р(Г) и температуры Т(Г) необходимо задавать дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление, что позволяет согласовать совместную работу пласта и подъемника Важное значение приобретает при этом достоверность коэффициента продуктивности скважины. Если нет точной информации о продуктивности, то любой инженерный расчет становится невозможным и бессмысленным. Зто относится к любым расчетам по оптимизации работы скважин и оценке эффективности проводимых геолого-технических мероприятий при добыче нефти.

Решение задачи о выборе фонтанного подъемника сводится к построению графиков зависимости производительности подъемника (дебита скважины) Q и устьевого давления р₂ от забойного давления р₀. Эти графики строятся при заданных диаметре и длине подъемника по одной из методик, приведенных в работах.

Очевидно, одной из основных характеристик работы фонтанной скважины является давление на устье, являющееся начальным давлением при движении добываемой продукции по трубопроводам системы сбора.

Таким образом, зная значение этого давления, по графикам (рис. 10) на оси рдоходим точку р₂=р„. Затем, проведя горизонтальную линию щдо пересечения с графиком p(2) находим точку а, соответствующую потребному давлению на устье Проекция точки а на ось абсцисс определяет соответствующее этому режиму забойное давление рГ Пересечение вертикали с кривой 1 (точка Ь) дает критический дебит скважины Q, превышение которого приведет к уменьшению устьевого давления. Таким образом, область режимов фонтанирования скважины, лежащая влево от вертикали, проходящей через точки а и Ъ, нереальная, а область режимов, лежащая вправо от той же вертикали, осуществима, так как при условиях р₀, Q, р₂ пластовая энергия превышает необходимую для подъема жидкости.

Рисунок 10- К определению условий фонтанирования скважины

При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижения пластового давления и уменьшения количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтанирование скважины прекращается. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии.

Если под давлением сжатого газа - это газлифтная эксплуатация является газлифтным способом.

Гозлифт - система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в неё труб; в которой подъём жидкости на поверхность осуществляется за счёт сжатого газа. Компрессорный газлифт - с использованием сжатого газа получаемого, но компрессорных станциях.

Бескомпрессорный газлифт - с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи.

Газлифт имеет ряд преимуществ: возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания, эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола; эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений; возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения,- полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом,- возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом; простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами,- простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной додыче. Выдор типа газлифтной установки и одорудования, одеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации. В зависимости от количества рядов труд, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов - однорядный подъемник кольцевой и центральной систем -двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем -полуторарядный лифт кольцевой

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей. Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и-долее легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лудрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают с кредок для механического удаления парафина с внутренних стенок труд. Кроме того, скважина одорудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

На рисунке 11 приведена схема наземного оборудования газлифтной скважины. На этой схеме кроме стационарного показано дополнительное оборудование для проведения подземных текущих ремонтов с помощью канатного инструмента без остановки скважины.

1- ролик с датчиком веса; 2 - стяжной ключ; 3 - цепь крепления мачты; 4 -переводник; 5 –превентор; 6 - телескопическая мачта; 7 - трехсекционный лубрикатор для подземного ремонта; 8 -зажим,- 9 -полиспаст; 10-лубрикатор,11 -приводной агрегат

Рисунок 11 - Наземное оборудование газлифтной скважины

Подземное оборудовоное включает в себя НКТ 4 скважинные камеры 1 с газлифтными клапанами (пусковые 2 и рабочие 3) верхний 5 и нижний 7 ниппели, гидравлический покер в, башмачную воронку 8. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан-отсекатель на глубине 100-150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.

Наибольшее распространение получили скважинные камеры, представляющие собой сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ. В рубашке камеры предусмотрен карман для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины и устьевое герметизированное оборудование.

Рисунок 12- Подземное оборудование газлифтной скважины

1 - клапан-регулятор; 2 - газлифгные клапаны; 3 - пакер 4 - обратный клапан; 5 - разгрузочные газлифтные клапаны, 6 -камерный газлифтный клапан; 7 -подвесной ниппель для камерной трубы, 8 - разгрузочное отверстие или клапан

Рисунок 13 - Схемы оборудования газлифтных установок

Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах. Это имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе. Сюда относится и камерная газлифтная установка.

Если подъём жидкости на поверхность осуществляется за счёт искусственной или за счёт искусственной и природной энергии такой способ называется механизированным.

Механизированный способ эксплуатации может осуществляться в двух вариантах.

1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию централизованно, а распределение ее между добывающими скважинами происходит непосредственно в залежи.

Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления.

2 Искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конкретную добывающую скважину с помощью какого-либо механического, электрического или гидравлического устройства. Ввод искусственной энергии в скважину осуществляется различными способами-, компримированным газом (воздухом) или специальными глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорным (газлифтным) способом эксплуатации, при втором - с глубиннонасосным способом.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации добывающих скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии жидкости и газа с примененим специального подземного (внутрискважинного) оборудования, не являющегося источником энергии. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным (внутрискважинным) газлифтом;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

Рисунок 14- Классификация различных энергетических источников подъема продукции скважин и способов эксплуатации.

Оборудование для эксплуатации скважин этим способом включает, штанговый глубинный насос, систему насосно-компрессорных труб и штанг, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и электродвигателя, устьевое оборудование скважины, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья, приспособления и для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки. К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести, сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации.

На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах. Не рекомендуется применять погружные электроцентробежные насосы в скважинах:

а) в жидкостях, 6 которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса,

б) с большим количеством газа, снижающего производительность насоса.

Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачивающей жидкости.

Повышение содержания свододного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а радота насоса становится неустойчивой

Современные штанговые насосы не позволяют эксплуатировать скважины большой глубины, которые достигают 500м и более, что объясняется необходимостью иметь громоздкое тяжелое оборудование со штангами, изготовленными из стали высокой прочности. До и подача этих насосных установок недостаточна. Установки имеют два исполнения одычные и коррозионностойкие.

3. Исследование скважин

Геофизические методы исследования скважин (каротаж) - эти методы геологической и технической документации проходки скважин, основанные на изучении в них различных геофизических полей Наидолее широкое применение геофизические методы получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробования и эксплуатации Исследование скважин геофизическими методами проводится в четырех направлениях: изучение геологических разрезов скважин изучение технического состояния скважин; контроль разработки месторождений нефти и газа; проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах геофизической службой Изучение геологических разрезов скважин - самое важное направление. В нем используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические и другие методы. Применение их основано на изучении физических естественных и искусственных полей разной природой. Интенсивность этих излучений зависит от физических свойств горной породы. В этом направлении решаются следующие задачи:

-Литологическое расчленение пород,

-Выделение пород-коллекторов,

-Определение пород-коллекторов,

-Изучение технического состояния скважины.

Классификация методов исследования по виду и по назначению:

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях дурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают одильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и од их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах В силу своей специфичности, неодходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, одорудование и аппаратуру. Гчофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т.е. прослеживание за изменением какой-лидо величины вдоль ствола скважины, с помощью спускаемого на электрокабеле специального придора, оснащенного соответствующей аппаратурой.

Электрокаротаж

Одним из важнейших методов является злектрический каротаж скважон, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего злектрического поля в результате взаимодействоя скважинной жидкости с породой, а также за изменением, так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород.

Методы злектрического каротажа, основанные, но дифференциации горных пород по УЭС называют методами сопротивления Их реолозуют с помощью измерительных установок - зондов. Существуют нефокусированные и фокусированные зонды. Радиоактивный каротаж.

Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических злементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по зтому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате.

Нейтронный каротаж (HK) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами злементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор удаленный от источноко на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный зкронной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и над тепловым нейтронам (НС-Г и НГ-Н), которые дают дополнотельную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

Акустический каротаж.

Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источнокамо колебаноя и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т.е. затухание. В соответствии с зтим выделяется три модификации АК по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

АКС - автоматическая каротажная станция, К - каротажный кабель, 1 - источник питания, 2 - приборы для регистрации разности потенциалов и силы тока, 3 - лебедка, 4 - коллектор лебедки, 5 - блок-баланс, 6 - глубинный каротажный зонд, 7 - глины, 8 - пески, 9 - известняки, 10 - изверженные породы

Рисунок 14 Схема выполнения ГИС

1 -источник гамма-лучей или нейтронов; 2 - условные пути движений гамма-лучей или нейтронов; 3 - экран; 4 - счетчик; 5 - блок питания; 6 - предварительный усилитель,- 7 -кабель; 8 - усилитель; 9 - регистратор; 10 - глина; 11 - известняки; 12 - пески

Рисунок 15 - Схема устройства глуданного прибора для искусственного ядерного каротажа

ГИС неглубоких скважин (до 200 м) можно проводить с помощью полуавтоматических регистраторов. В них измеряемый милливольтметром сигнал компенсируется эталонной разностью потенциалов, пропорциональной отклонению карандаша от нулевой линии. Запись сигнала ведется на диаграммной бумаге:

- гидродинамические (на установившихся и неустановившихся режимах, оформление результатов.