Файл: Частное образовательное учреждение профессионального образования.docx
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 333
Скачиваний: 14
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Вследствие практически стопроцентного охвата действующего фонда гидравлическим разрывом пласта, на объекте БВ10 актуальность приобрело проведение повторных ГРП, успешность которых обоснована анализом результатов работ прошлых лет.
Возвраты и приобщения. Мероприятия по возвратам и приобщению пластов обеспечили дополнительную добычу нефти в 3.8 тыс.тонн в 2020 г. и 23.7 тыс.тонн в 2021 г. Рост эффективности, главным образом, связан с количественным увеличением скважинно-операций, проведённых на месторождении в 2021 г. Наилучшие показатели по возвратному фонду достигнуты на объекте БВ82, прирост дебита нефти по которым варьирует от 2,5 до 24,1 т/сут. Например, максимальные значения как по приросту дебита, так и по доп. добыче отмечены при вскрытии ранее не охваченной выработкой подошвенной части пласта БВ82 в скважинах 1525 и 2138, входная обводнённость продукции по которым не превысила 5%.
В целом же по месторождению увеличение дебита нефти составило 5,1 т/сут. Дополнительная добыча нефти на скважину составляет 0,47 тыс.т.
Наиболее эффективными оказались приобщения пластов БВ82 и БВ5 к объектам БВ80-1 и БВ7. Так, по скважине 1441 прирост дебита нефти вследствие приобщения БВ5 к БВ80-1 достиг 36,3 т/сут, приобщение БВ82 к БВ7 в скважине 2465 сказалось увеличением дебита на 21,8 т/сут. Данные примеры показательны с точки зрения локализации остаточных запасов рассматриваемых пластов, они свидетельствуют об их неисчерпанном потенциале.
Приобщение горизонтов БВ10, ЮВ11-2, БВ80-1 и ЮВ2 с приростом дебита нефти в интервале от 2 до 5 т/сут считается малоэффективным ввиду, как уже отмечалось, низких фильтрационных свойств данных объектов. В дальнейшем представляется целесообразным проведение операций по возвратам и приобщениям на вышеупомянутых пластах с гидроразрывом. Дострелы. Перфорационные мероприятия (дострелы) в количестве 25 скважино-операций дали увеличение дебита нефти в среднем на 2 т/сут и дополнительную добычу в 7,6 тыс.тонн. По сравнению с 2020 годом, доп.добыча по итогам которого составила 7,4 тыс.тонн, в 2021 году произошло существенное снижение эффективности от проведения мероприятий - до 0,2 тыс.тонн. Низкая результативность обусловлена как вскрытием обводнённых интервалов, так и выполнением операций в низкопроницаемых коллекторах, таких как БВ80-1.
Принимая во внимание результаты анализа проведённых мероприятий, в последующем при формировании программы ГТМ на 2022-2023 гг. акцент сделан на объектах БВ6 и БВ5, характеризующихся за 2020 г. эффективностью. В частности, дострел интервала пласта БВ5 в скважине 2711 увеличил дебит по нефти на 12,8 т/сут.
Воздействие на ПЗП. Комплекс работ, направленный на обработку призабойной зоны пласта (воздействие на ПЗП), в значительной степени превысил проектные показатели по числу мероприятий, что в конечном счёте позволило обеспечить дополнительную добычу нефти в 26,2 тыс.тонн: 16,2 тыс.тонн в 2020 г., 10 тыс.тонн в 2021 г. Некоторое снижение эффективности объясняется сокращением общих объёмов скважино-опреаций с 72 до 54, при этом увеличение дебита нефти по итогам проведения ОПЗ в 2021 г. составило 3,5 т/сут, что на 1 т/cут выше результата за 2020 г.
Более 60% эффекта от воздействия на ПЗП (16,6 тыс.т) и третья часть от общего числа мероприятий (42 скважино-операции) приходится на пласт БВ10, средний прирост дебита нефти по которому максимален и составляет 3,1 т/сут. Наибольшая же эффективность отмечается по итогам проведения СКО – доминирующий вид ОПЗ на рассматриваемом горизонте. ГКО, проведённая в скважинах 2828, 2919, 2839, не дала положительного результата.
Гораздо меньшей эффективностью характеризуются мероприятия, проведённые на объектах ЮВ11-2, БВ80-1 и БВ5, доп.добыча по которым составила 1,5 тыс.т., 2,5 тыс.т и 1,3 тыс.т. соответственно. Превалирующая доля операций приходится на соляно-кислотную обработку. Прирост дебита изменяется в интервале от 0,5 до 2,6 т/сут, продолжительность эффекта не более двух-трёх месяцев.
Прочие ГТМ. В группу «прочих» ГТМ отнесены: оптимизация, перевод на мех.добычу, ликвидация аварий, ремонтно-изоляционные работы, прочие КРС. На мероприятия по оптимизации режимов работы скважин приходится основная доля дополнительной добычи нефти, равная 67,3 тыс.тонн или 74%, что в пересчёте на скважину составляет 0,53 тыс.т. Величина прироста дебита по нефти варьируется от 0,2 до 14,7 т/сут и в среднем равна 3,4 т/сут . Несмотря на некоторое снижение доли дополнительной добычи нефти, получаемой за счет оптимизации режимов эксплуатации, с 20% до 12% данное мероприятие представляется перспективным и в последующие годы.
Акцент на увеличение количества скважин, в которых осуществлены мероприятия по ликвидации аварий, способствовал, помимо роста доп.добычи нефти с 5,3 тыс.т. в 2020 г. до 8,2 в 2021 г., увеличению действующего добывающего фонда на месторождении (с 641 скважины на 01.01.2020 г. до 710 скважин на 01.01.2022 г.). Основной объем этого вида ГТМ выполнен на объектах БВ10, ЮВ11-2, БВ80-1, характеризующихся высокой аварийностью фонда. По ним достигнуты наилучшие показатели. Положительная динамика как по объему, так и по эффективности, свидетельствует о перспективах данного мероприятия и в дальнейшем.
Таким образом, на месторождении выполняется объем работ практически втрое больше, чем предусматривалось проектным документом. Однако из-за значительно более низкой эффективности ГТМ объемы дополнительной добычи нефти в два раза ниже. Значительная часть ГТМ приходится на воздействие на ПЗП, оптимизацию режимов эксплуатации, ГРП. Этот факт свидетельствует о том, что недропользователю приходится прилагать большие усилия по поддержанию работы действующего фонда скважин. Низкая эффективность выполняемых геолого-технических мероприятий в значительной мере объясняется структурой остаточных запасов нефти в продуктивных пластах, которая определяется как особенностями геологического строения объектов, так и сложившейся в процессе разработки динамикой фильтрационных потоков пластовых флюидов. Знание структуры остаточных запасов нефти, локализация участков их концентрации должны способствовать повышению эффективности выполняемых ГТМ.
Во многом на эти вопросы призван ответить подготавливаемый недропользователем Проект разработки месторождения. Кроме того, необходимы специальные исследования по локализации остаточных запасов нефти, основанные на детальном геолого-промысловом анализе, литолого-фациальном и гидродинамическом моделировании перспективных участков нефтедобычи. Таким образом, обобщая результаты выполненного анализа, можно сделать вывод об эффективном влиянии гидроразрыва пласта на основные технологические показатели работы скважин.
В 2018 г. на Варьеганском месторождении реализовано 199 геолого-технологическое мероприятие на ранее пробуренном фонде скважин, позволившие получить 500,3 тыс.т дополнительной добычи нефти (13,8% от годовой добычи). Проектом предусматривалось проведение 50 операций ГТМ с эффективностью 65,5 тыс.т нефти. Ниже рассмотрены фактически реализованные ГТМ по видам в сравнении с проектом:
-
ГРП - 93 скв.-опер. (12 опер. на б/д фонде) с добычей 190,5 тыс.т (проект – 30 скв.-опер., добыча 57 тыс.т); -
ЗБС - 2 скв.-опер. (на б/д фонде) с добычей 5,9 тыс. т (проект – 5 скв.-опер., добыча 17,5 тыс.т); -
ОПЗ - 47 скв.-опер. с добычей 16,9 тыс.т (проект – 4 скв.-опер., добыча 1,6 тыс.т); -
перевод с объекта на объект - 4 скв.-опер. (1 скв.-опер. на б/д фонде) с добычей 8,5 тыс.т; -
оптимизация насосного оборудования - 27 скв.-опер. с добычей 38,3 тыс.т; -
гидродинамические методы - 12 скв.-опер.; -
потокоотклоняющие технологии ВПП – 6 скв.-опер., с добычей 6,7 тыс.т.
2.5.Анализ работы УЭЦН в осложненных условиях Варьеганского месторождения
2.5.1 Анализ состояния фонда скважин оборудованных УЭЦ
На Варьеганском месторождении эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН в 2020 году составляет – 624 скважин, действующий фонд - 607 скважин, среднесуточный дебит одной скважины - 4,5 т/сут, обводненость 94,3%, МРП -381, СНО-507 сут. В 2021 году эксплуатационный фонд составил 645 скважин, действуйщий фонд - 627 , среднесуточный дебит одной скважины-4,3 т/сут, обводненость 94,5% , МРП-371, СНО-522сут. В сравнении 2020 года и 2021 года по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, произошли позитивные изменения. Это объясняется тем, что был выполнен значительный объём работ по бездействующему фонду скважин. (22 скважины переведено с УШГН, 59 скважин после проведения ГРП, 74 скважины введено из б/д в 2021 году способом УЭЦН).
Рассматривая динамику состояния фонда скважин, оборудованных УЭЦН, за прошедшие 2020-2021 годы нельзя не отметить, что процентное отношение скважин, дающих продукцию, возросло с 73,6% до 78,8%; простаивающих увеличилось с 0,75% до 1,3%; бездействующих снизилось с 25% до 19,2.
На период с 01.01.2022 г. по 01.04.2022 г. Добыча нефти мех.способом составила 250,530 тыс.т. из скважин, оборудованных УЭЦН -229,619 тыс.т , ШГН-20,911тыс.т, фонтан - 0,695 тыс.т от общей добычи.
На 01.04.2022 г. эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет – 635. Среднесуточная добыча жидкости составляет 46644 м3/сут, нефти - 2633 т/сут , обводненность 94,4%. Среднесуточный дебит скважины, оборудованной УЭЦН составляет 77,1 м3/сут, нефти-4,3 т/сут (таблица 7).
Таблица 7
Эксплуатационный фонд, оборудованный УЭЦН
| Дающих продукцию | Простаивающих | Бездействующих | Фонтан/затруб +ЭЦН |
| 617 | 15 | 18 | 1 |
Распределение фонда скважин оборудованных УЭЦН по типоразмеру
В 2021 г. распределение фонда скважин, оборудованных УЭЦН по типоразмерам произошло следующим образом (таблица 8)
.
Таблица 8
Распределение ЭЦН по типоразмерам
| Типоразмер | Всего | Типоразмер | Всего | Типоразмер | Всего |
| ЭЦН-15 ЭЦН-30 ЭЦН-45 ЭЦН-60 ЭЦН-80 ЭЦН-125 ЭЦН-250 ЭЦН-400 ЭЦН-500 | 15 181 64 54 43 58 33 12 10 | ВНН-30 ЭЦН-20 ЭЦН-25 ЭЦН-35 ЭЦН-50 ЭЦН-40 ЭЦН-200 ЭЦН-160 ВНН-25 | 3 7 8 3 60 1 34 1 1 | RFS-230 RFS-925 RFS-450 DN-800 D285EZ Всего 601 | 7 1 1 1 3 |
Процентное соотношение фонда скважин, оборудованных УЭЦН по типоразмерам представлено на (Рис. 10).
Рисунок 10 Процентное соотношение фонда скважин, оборудованных по типоразмерам.
Анализируя изменение фонда УЭЦН по типоразмерам следует отметить:
-
УЭЦН-30- увеличение данного типоразмера на 9шт объясняется проводимыми деоптимизациями на скважинах после ГРП по причине снижения притока, отсутствием поставок ЭЦН45-1600 производства «Алнас», в связи, с чем данный типоразмер заменялся ЭЦНМ-30-1800. -
УЭЦН-45-1600 уменьшение данного типоразмера на 20 шт. объясняется, отсутствием поставок ЭЦН45-1600 и запасных частей к УЭЦН производства «Алнас» в июне, июле, августе месяце по причине реорганизации на заводе. -
УЭЦН-25-2000- проводятся промысловые испытания на СКВ.2852/104. -
УЭЦН-15-2800- проводятся промысловые испытания на СКВ.4839/230 наработка на 1 октября 2020 года составила 274 сут, режим 17 м3/сут, 12,7 т. -
УЭЦН-15-2000- проводятся промысловые испытания на СКВ.1625/63 наработка на 1 октября 2020 года составила 2 сут, режим 18 м3/сут 10 т, на предыдущей скважине 255/28 УЭЦН наработка составила 84 сут., подъем производился по причине ГТМ оптимизация, после ревизии в ЦЭПУ, УЭЦН был отправлен на скважину 1625/63, износа рабочих органов, пар трения не отмечено. -
УЭЦН-60 увеличение данного типоразмера на 26 шт. объясняется, отсутствием поставок ЭЦН45-1600, увеличение потребности данного типоразмера на скважинах после ГРП. -
УЭЦН-400 увеличение данного типоразмера на 3 шт. объясняется, проведенными оптимизациями режима работы скважин.
По остальным типоразмерам дисбаланс составляет (+-3). Часторемонтируемый фонд УЭЦН увеличился на 11скважин и составляет 38 скв., из них 29 скважины после ГРП.