Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 213
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Состояние разработки месторождения
Западно-Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения – 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.
С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции – 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м3 растворенного газа. В 2017 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м3, использование попутного газа – 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100,8%.
В 2017 году на месторождении добыто 6023 тыс. т нефти, 27307,9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92,1%.
В период 2017-2019 годов фактическая годовая добыча нефти опережала проектную, причём в 2019 году превышение фактической добычи над проектной составило 43% (5655 тыс. т − факт, 3950 тыс. – проект). Превышение фактической добычи объясняется активной разработкой пласта ЮС2 и вводом новых скважин. В 2020 году фактическая добыча стала меньше проектной, причина – быстрое обводнение скважин и корректировка проектных значений добычи нефти.
Фактическая накопленная добыча нефти за анализируемый период меньше проектных значений, при этом отклонения не превышают 10%, что является допустимым. Сравнение проектных и фактических показателей разработки Западно-Сургутского месторождения приведено в таблице 2.
По состоянию на 01.01.2020 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих – 1501, нагнетательных – 524, контрольных – 1, водозаборных – 44.
Коэффициент использования фонда: добывающих скважин – 0,967, нагнетательных скважин – 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0,983, нагнетательных скважин – 0,989.
В 2020 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости – 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 91,5%.
С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2096 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут – 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).
Таблица 2 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки Западно-Сургутского месторождения за 2017-2020 г.
| Показатели | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | ||||||
| проект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт | |||
| Добыча нефти, тыс. т/год | 3700 | 4109 | 3820 | 5184 | 3950 | 5655 | 6023 | 5583 | ||
| Накопленная добыча нефти, тыс. т | 17704 | 13402 | 21 404 | 18590 | 25 104 | 24246 | 30276 | 29834 | ||
| Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % | 3,4 | 3,8 | 3,4 | 4,8 | 5,3 | 5,6 | 5,11 | 5,15 | ||
В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Всего за 1999-2019 г. зарезка боковых стволов проведена в 283 скважинах. Из скважин с боковыми стволами добыто 5323,4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23,1 тыс. т. В 2020 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31,6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Разработка месторождений с применением заводнения
Движение жидкости по пласту к забоям скважин происходит за счет пластовой энергии, или, иначе, за счёт пластового давления. Чем больше пластовое давление, тем интенсивнее приток жидкости к скважине. При разработке нефтяных месторождений пластовое давление снижается. Темп снижения пластового давления зависит от количества отбираемой жидкости из пласта и от состояния методов восполнения пластового давления.
Для более полного и быстрого извлечения нефти или газа из залежи может быть применена та или иная система воздействия на продуктивный пласт (закачка воды, газа или других агентов), причем эта система будет способствовать поддержанию пластового давления (ППД).
В настоящее время основным способом воздействия является закачка воды в продуктивные пласты. Вода закачивается в нагнетательные скважины, под давлением, превышающим пластовое. Продвигаясь по пласту, вода вытесняет нефть по направлению к добывающим скважинам. Основная задача, которую необходимо решить при заводнении – обеспечить полное и равномерное вытеснение нефти и последующую её добычу.
Преимущества заводнения: доступность воды; возможность регулирования воздействия путём изменения объёмов закачки воды; высокая интенсивность воздействия, что позволяет сократить сроки разработки месторождения.
Недостатки заводнения: вода имеет большую подвижность чем нефть, поэтому при своём продвижении по пласту она прорывается по наиболее проницаемым пропласткам к добывающим скважинам и обводняет их, при этом значительные нефтенасыщенные зоны пласта остаются не охваченные воздействием. Следствием этого является снижение коэффициента нефтеизвлечения – больше половины нефти остаётся в пласте после окончания разработки. Для повышения эффективности заводнения применяют различные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Большинство методов увеличения нефтеотдачи основаны на закачке в пласт вместе с водой различных химических реагентов, которые повышают вязкость воды, снижают проницаемость промытых каналов, направляя воду на неохваченные заводнением участки и т. д. Также применяются гидродинамические МУН, сущность которых заключается в изменении режимов закачки и отбора нагнетательных и добывающих скважин. При этом происходит изменение направление потоков фильтрации воды в пласте и повышается нефтеизвлечение.
2.2 Расположение скважин при различных системах разработки, система разработки Западно-Сургутского месторождения
Сетка скважин должна обеспечивать равномерное и возможно более полное вытеснение нефти водой по направлению от нагнетательных к добывающим скважинам.
Расположение скважин при законтурном заводнении.
Нагнетательные скважины, размещаются за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 400-800 м от него. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.
Применяется при разработке сравнительно небольших по размерам залежей с хорошими коллекторскими свойствами.
В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.
Недостатком законтурного заводнения является повышенный расход воды из-за частичного ухода за пределы линия нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удалённости линия нагнетания от добывающих скважин.
Расположение скважин при приконтурном заводнении (рисунок 2).
Нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем. Применяют на небольших месторождениях при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью. Обладает большей интенсивностью воздействия чем законтурное заводнение.
Расположение скважин при внутриконтурном заводнении.
При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются внутри контура нефтеносности. Представлено целым рядом разновидностей: разрезание рядами нагнетательных скважин; площадное; избирательное; очаговое; головное; барьерное. Выбор той или иной разновидности определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти и т. д.
Рисунок 2 − Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением
Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Позволяет повысить конечное нефтеизвлечение, сократить сроки выработки запасов.
При внутриконтурном заводнении наиболее распространён способ разрезания залежи на отдельные блоки или площади за счёт закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания (блоковое заводнение). Затем эти блоки разрабатываются самостоятельно. При этом разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).
Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади – возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.
При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси, рисунок 3.
Рисунок 3 − Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением: 1 − контур нефтеносности. Скважины: 2 − нагнетательные; 3 − добывающие
При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.
Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.
Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.
Объекты Западно-Сургутского месторождения разрабатываются по трёхрядной блоковой системе (рисунок 4).
