Файл: Частное образовательное учреждение профессионального образования.docx
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 334
Скачиваний: 14
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 3
Скорректированные в Анализе разработки проектные уровни
| Показатели | 2010 год | 2011 год | 2012 год | 2013 год |
| Добыча нефти, тыс. т. | 2046,9 | 1913,3 | 1787,1 | 1661 |
| Добыча жидкости, тыс.т | 20360 | 20237 | 20268 | 20178 |
| Объемы закачки воды,тыс.м3 | 26064 | 25797 | 25722 | 25414 |
Рисунок 4 Динамика добычи Варьеганского месторождения с 1998 по 2014г.
2.3 Анализ выполнения проектных решений
Варьеганское месторождение введено в эксплуатацию в 1974 году после запуска в работу разведочной скважины № 2Р на объекте БВ6. Промышленное разбуривание месторождения осуществляется с 1976 года. В процессе эксплуатации на месторождении было выделено 9 основных объектов разработки: БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ80-1, БВ82, БВ9, БВ10, ЮВ11-2, и 4 второстепенных: АВ6-7, БВ1 Ач, ЮВ2, причем объект БВ1 введен в эксплуатацию только после подсчета запасов 2001 года в результате опробования скважины № 1950.
Геологические запасы нефти по Варьеганскому месторождению, были пересчитаны ООО «Гео Дейта Консалтинг» в 2001 году и утверждены в ГКЗ в объеме 720255 тыс. т. по категории В+С1. На долю основных объектов БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ80-1, БВ82, БВ9, БВ10, ЮВ11-2 приходится 714574 тыс. т, или 99,2 % от начальных геологических запасов нефти.
Ввод залежей в эксплуатацию на месторождении осуществляется по мере изучения их геологического строения. Этап характеризуется интенсивным ростом добычи нефти, жидкости и обводненности. Рост добычи нефти и жидкости связан с увеличением ввода новых скважин из бурения, вовлечением в разработку объекта Ач, а также с увеличением работ по интенсификации добычи
В 2006 г. в ТО ЦКР по ХМАО был утвержден документ «Анализ разработки месторождения», выполненный ООО «ГеоДэйта Консалтинг», сроком действия 2005 – 2018 гг.Объект ЮВ1 – трехрядная система заводнения, расстояния между добывающими скважинами в первых рядах – 450-500 м, в стягивающих рядах – 250 м, между рядами – 500 м, между нагнетательными скважинами – 500м;
объект Ач – разбуривание по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 636 м, с переходом от трехрядной к площадной пятиточечной системе, с последующим уплотнением сетки до 20 га/скв. Путем перевода 99 обводнившихся скважин с объекта ЮВ1; разработка второстепенных объектов: ПК6, ПК19, ПК201, БВ11, ЮВ3, ЮВ8, ЮВ10 единичными возвратными скважинами и новыми скважинами.
На первом этапе, с 1974 по 1976 г.г., в разработку вводились наиболее продуктивные объекты, характеризующиеся высокими фильтрационно-емкостными свойствами. На втором этапе, с 1977 по 1981 г.г., осуществлялся ввод менее продуктивных объектов с более низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Общий проектный фонд на месторождении, без учета резервных и специальных скважин, составляет 3422 скважины. Всего, по состоянию на 1.01.2020 г. пробурено 2691 скважина, из них: 1788 добывающих и 903 нагнетательных. На дату анализа для бурения осталась 731 скважина. Проектный фонд реализован на 79 %.
На первом этапе разработки месторождения, при вводе и дальнейшей эксплуатации наиболее продуктивных горизонтов отмечается интенсивное наращивание объемов добычи нефти. Средние дебиты нефти новых скважин в этот период находятся на уровне от 100 до 150 т/сут.
В этот же период осуществлялось формирование системы поддержания пластового давления, которое сопровождалось закачкой значительных объемов воды, что способствовало интенсификации добычи нефти.
Начиная с 1984 года, на месторождении отмечается стабилизация уровней добычи нефти, которая продолжается по 1987 г. включительно. К этому времени на высокопродуктивных объектах уже практически полностью сформировалась система заводнения, тогда как на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами продолжается разбуривание проектного фонда и формирование системы ППД. Динамика ввода скважин и дебитов нефти, жидкости по новым скважинам в целом по Варьеганскому месторождению (Рис.5).
Р
исунок 5 Динамика ввода скважин и дебитов нефти, жидкости по новым скважинам в целом по Варьеганскому месторождению.Дебиты нефти новых скважин в этот период снижаются практически в два раза. Основной объем добычи нефти осуществляется за счет интенсивной выработки запасов из высокопродуктивных объектов и, в меньшей мере, за счет значительного объема буровых работ на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Максимальный объем добычи нефти, который составил 18501 тыс. т, при среднегодовой обводненности продукции 40,3 % приходится на 1987 г. Максимальный объем добычи жидкости отмечается в 1989 году и составляет 39919,1 тыс. т.
После 1987 года месторождение вступает в третью стадию разработки, которая продолжается до 1991 г. и характеризуется интенсивным падением добычи нефти с 18501 до 4698,6 тыс. т. Темпы падения составляют от 25 до 35 % в год. Средние дебиты нефти действующих скважин за четыре года снижаются с 78,1 до 11,8 т/сут. Среднегодовая обводненность продукции увеличивается с 40,3 до 84 %.
Следует отметить, что этот период времени сопровождался массовым обводнением добывающих скважин, большая часть которых переводилась на другие объекты разработки, остальные же скважины выбывали в пассивный фонд.
Проводимые геолого-технологические мероприятия по возврату скважин позволили интенсифицировать добычу нефти и частично вовлечь в разработку ранее не дренируемые запасы нефти. Объемы и результаты эксплуатации возвратного фонда скважин приведены в таблице 5.
Таблица 5
Объемы и результаты эксплуатации возвратного фонда скважин
| Количество возвратных скважин, шт | средняя успешность, % | Накопленная добыча нефти, тыс. т | Накопленная добыча нефти на 1 скв. тыс. т |
| 724 | 60 | 17354.4 | 23.9 |
За весь период разработки возвратный фонд на месторождении составил 724 скважины. Накопленная добыча нефти от проводимого мероприятия составила 17354,4 тыс. т или по 23,9 тыс. т на одну скважину. Средняя успешность проводимых работ составила 60 %. С течением времени успешность возвратных работ заметно снижалась, что было обусловлено значительной степенью выработки запасов из высокопродуктивных коллекторов и соответственно изменением структуры остаточных запасов нефти. При этом большая часть обводнившихся скважин выбывала из эксплуатации в пассивный фонд. Динамика изменения неработающего фонда приводится на (Рис.6). В текущем году фактические уровни по добыче нефти ниже проектных на 22 %, по добыче жидкости - на 10 %. По накопленной добыче нефти расхождение составило 1,7 %, и 3,4 % соответственно.
Р
исунок 6 Динамика изменения неработающего фонда.Основными причинами невыполнения проектных решений стали следующие обстоятельства:
• Фактически реализованный объем буровых работ оказался в 3,5 раза ниже, чем предполагалось по проектному документу;
• Высокий бездействующий фонд скважин. Согласно проектного документа, действующий фонд добывающих скважин должен был составить 945 скважин, фактически действующий фонд - 641 скважина;
• Реальные геологические запасы нефти оказались на 15 % ниже, чем предполагалось при проектировании. Данное обстоятельство, несомненно, отразилось на некотором завышении проектных уровней добычи нефти по некоторым объектам, где это расхождение оказалось наибольшим.
На дату анализа основная часть (95 %) действующего фонда эксплуатируется механизированным способом и лишь 5 % - фонтанным.
Из 641 скважины установками ЭЦН эксплуатируется 441 скважина, штанговыми насосами – 165 и фонтанным способом - 35.
Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила 1312,2 тыс. т или 77 % годовой добычи. Средний дебит по нефти – 8,8 т/сут, по жидкости – 103,2 т/сут, обводненность продукции – 91,4 %.
Добыча нефти с помощью установок штанговых насосов составила 215,8 тыс. т или 13 % годовой добычи по месторождению. Средний дебит по нефти – 3,4 т/сут, по жидкости – 8 т/сут, обводненность продукции – 57,3 %.
Добыча нефти фонтанным способом составила 173 тыс. т. или 10 % годовой добычи по месторождению. Средний дебит по нефти – 15,3 т/сут, по жидкости – 30,3 т/сут, обводненность продукции – 49,6 %. .
Всего, за период эксплуатации месторождения с помощью штанговых насосов было добыто – 2216,6 тыс. т, компрессорно-газлифтным способом – 1206,5 тыс. т, с помощью погружных электроцентробежных насосов – 37006,5 тыс. т и фонтанным способом 138618,4 тыс. т. Таким образом, основная добыча нефти (73 % от общей добычи) была обеспечена фонтанным способом эксплуатации.
2.4 Геолого-технические мероприятия
В 2020 и 2021 годах с целью обеспечения проектного уровня добычи нефти предусматривалась реализация обширной программы геолого-технологических мероприятий, включающей в общей сложности 199 скважино-операций с запланированной дополнительной добычей нефти, составляющей 500,3 тыс.т. (таблица 6).Указанные объёмы не включают мероприятия по применению ФХВ, а также ввод новых скважин из бурения.
Таблица 6
Распределение выполненных мероприятий по видам за 2020 – 2021 год
Как следует из приведённой таблицы, по факту на месторождении в 2020-2021 гг. выполнены ГТМ на 577 скважинах с суммарной доп. добычей нефти 405,3 тыс.т. и средней эффективностью 0,7 тыс.т. на скважину. При этом фактическая эффективность ГТМ имеет тенденцию к снижению (2020 г. – 0,83 тыс. т/скв, 2021 г. – 0,59 тыс. т/скв). Проектным документом предусматривалась значительно более высокая эффективность - в 2020 и 2021 гг., соответственно, 2,9 тыс.т/скв и 2,1 тыс. т.
На (Рис. 7) приведено распределение общего объема выполненных за последние 2 года мероприятий по видам. Как видно, около половины всех мероприятий выполняется на аварийных либо остановленных скважинах, заключаются они в ликвидации аварий, капитальных ремонтах и изоляционных работах. Другой наиболее многочисленной группой являются мероприятия по интенсификации притока, включающие ГРП и ВПЗ. Таким образом, на месторождении мероприятия проводятся как в работающих скважинах, с целью увеличения , с целью повышения степени использования фонда.Существенная часть проведённых в 2020-2021 гг. на месторождении мероприятий, направленных на интенсификацию притока жидкости к забою скважины и увеличение нефтеотдачи пластов, приходится на гидравлический разрыв пласта. Основная доля фонда, стимулированного ГРП (без учёта совместных), приходится на объект БВ80-1 63 скважины в 2020 г. и 43 скважины в 2021 г., на горизонте БВ10 в 2020 г. гидроразрыв пласта осуществлён в 12 скважинах, в 2021 г. – в 25 скважинах, на ЮВ11-2 в 2014 г. мероприятия не проводились, в 2021 г. ГРП выполнен в 4 скважинах.
На (Рис. 8,9) представлена динамика результативности выполненных на месторождении ГТМ. Приведем оценку выполненных мероприятий по видам.
Рисунок 8 Диаграмма распределения дополнительной добычи нефти по видам ГТМ по итогам 2020 год
Рисунок 9 Диаграмма распределения дополнительной добычи нефти по видам ГТМ по итогам 2021 года ГРП.
Общий прирост добычи нефти (без учёта переходящего эффекта) от реализованной программы ГРП достиг 127,2 тыс.тонн по итогам 2020 года и 125,7 тыс.тонн за 2021 год, что является наилучшим показателем среди всех геолого-технических мероприятий (Рис.8 ,9).