Файл: Пермский национальный исследовательский политехнический университет.docx

Окончание таблицы 2.2

Показатели		2015	2016
Приемистость		278,608	307
% добычи мех.способом		99,1	99,1
% мех.фонда		92,2	85
Кэкспл		0,910	0,845
Добыча поЭЦН		7148,85	7660,93
Добыча по ШГН		29,133	20,32

Рисунок 2- Динамика добычи нефти и жидкости на Мамонтовском месторождении

С начала разработки на месторождении добыто 650,2 млн.т нефти, извлечено 1468 млн.т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 84 % при обводненности 83 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,318. Накопленный водонефтяной фактор – 1,5. Закачано с начала разработки 1,7 млрд.м³ воды. Компенсация отбора - 117 %.

Основная часть скважин характеризуется средними дебитами жидкости (дебит от 30 до 75 т/сут имеет 53 % скважин) и высокой обводненностью (более

80 % - около 46 % скважин). С дебитами более 120 т/сут работают 13 % скважин. Дебит жидкости менее 15 т/сут характерен для 16 % скважин. Малодебитный фонд в основном расположен на низкопроницаемых и маломощных участках пластов АС₄ и Б_10ТСП. Лишь 5

---

% скважин добывают продукцию с невысокой обводненностью (менее 40 %). 43 % скважин имеют дебит нефти менее 6 т/сут (средний дебит по месторождению – 14 т/сут). Из приведенных данных можно сделать вывод, что структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены основные усилия.

Анализ распределения скважин по накопленным отборам нефти показывает, что значительная часть прибывавших в эксплуатации скважин (37

%) отобрала от 20 до 100 тыс.т на скважину. Наибольшее количество нефти в расчете на одну скважину добыто из объекта БС_10мон, наименьшее - из пласта БС₆. Почти треть (30 %) добывающих скважин отобрали менее 20 тыс.т/скв. Более 300 тыс.т/скв отобрали лишь 8% скважин. В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 100 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

Анализ работы скважин нагнетательного фонда показал, что основная часть (более половины) скважин работают с приемистостью 150-300 м³/сут.

Низкая (менее 100 м³/сут) приемистость характерна для 10 % скважин, высокая (более 300 м³/сут) - для 24 % нагнетательного фонда. В целом по месторождению текущие приемистости скважин при существующих давлениях нагнетания (11-12 МПа на устье скважин) позволяют обеспечивать необходимую компенсацию отборов закачкой.

Основная часть (58 %) скважин эксплуатируются при забойных давлениях от 14 до 20 МПа. С давлением на забое менее 12 МПа работает 7 % скважин, более 22 МПа – 11 %. На скважинах последней группы

---

необходимо

первоочередное проведение работ по оптимизации режимов эксплуатации,

поскольку большая часть из них работает не в оптимальном режиме (при высоких динамических уровнях).

Обращает на себя внимание тот факт, что значительная часть скважин в настоящее время находится в бездействии (41 % добывающих и 49 % нагнетательных). Основной причиной бездействия скважин Мамонтовского месторождения (около трети от общего числа) являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ. Около 150 скважин (13 % неработающего фонда) по состоянию на конец

2015 г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу.

Приблизительно 130 скважин (11 %) ожидают проведения операции по вызову притока. Основную часть этих скважин не удалось освоить после глушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части таких скважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланировано проведение операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).

Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что

---

пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации. Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать:

1. 
   Сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);
   

2. 
   .Оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных
   

режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

3.широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН, ГРП, ИПВ и СКО).

Сопоставление фактических показателей разработки месторождения проведено с проектными показателями технологической схемы и дополнительных записок к ней с учетом уточнения проектных показателей.

---

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. 
   Пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения в целом достаточно эффективно выполняет свое назначение. В среднем на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 100 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.
   
2. 
   В настоящее время значительная часть скважин находится в бездействии. Приоритетной задачей является работа по вводу бездействующих скважин в эксплуатацию.
   
3. 
   Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены значительные усилия.
   
4. 
   Выполнен анализ эффективности ГРП, результаты анализа показали, что скважины были хорошо простимулированы и коэффициент продуктивности увеличился в среднем в 5 раз.
   
5. 
   При дальнейшей разработке месторождения с целью более полного извлечения запасов рекомендуется применять комбинированный метод воздействия на пласт: плазменно-импульсный + закачка НПАВ.
   

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВНК – Водонефтяной контакт ГНК – газонефтяной контакт ЛЭП – Линия электропередач

ММП – Многолетнемерзлые породы МУО – Метод установившихся отборов

НГДУ – Нефтегазодобывающее управление НКТ – Насосно-компрессорные трубы

ОФП – Относительная фазовая проницаемость ПАВ – Поверхностно-активные вещества

ПЗП – Призабойная зона пласта

ЦКР – Центральная комиссия по разработке

ПГИС - Промыслово-геофизические исследования скважин НПАВ - Неионогенные поверхностно-активные вещества

---