Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 17 из 29)

Классификация бездействующего добывающего фонда по причинам остановок и характеристика добывных возможностей скважин приведены в таблице 4.4.

88

Таблица 4.4

Классификация причин бездействия неработающего фонда

Хохряковского месторождения на 1.01.2005 г.

Категория неработающего фонда	Количество скважин	% от неработающего фонда	Средний дебит нефти, т/сут	Суммарная суточная добыча нефти, т/сут	Средняя обводненность, %
	Бездействующий фонд
По техническим причинам:
Аварии	34	33	7,2	246,0	41,8
Не герметичность Э/К	8	7,7	2,1	16,4	56,1
По обводнению	44	42,7	0,6	27,0	95,7
Ожидание КРС	8	7,7	6,5	51,8	71,4
Слабый приток	9	8,7	1,4	12,9	57,8
Итого по Б/Д фонду	103	100	3,4	354,1	69,6
	Консервация
По техническим причинам	6	25	1,70	10,7	8
По обводнению	18	75	0,25	4,5	93,7
Итого консервация	24	100	0,63	15,2	72,3

Наибольшие потери в добыче нефти приходятся на бездействие скважин по техническим причинам, которые составляют 262 тонны в сутки. Всего в бездействии по техническим причинам находятся 42 скважины (40,7 % от бездействующего фонда), в основном это аварийный фонд (падение ЭЦН (ШГН), заклинивание НКТ, смещение эксплуатационной колонны и порыв). Анализ технического состояния аварийного фонда показал, что 21 скважина (20 % от бездействующего фонда по техническим причинам) находится в бездействии более 3 лет. Такое положение дел определяет необходимость подробного анализа состояния аварийных скважин по видам и сложности ремонтов при сопоставлении с техническим вооружением бригад КРС.

Значительные потери по добыче нефти приходятся на скважины находящиеся в бездействии по причине ожидания КРС. Всего в ожидании КРС находятся 8 скважин, суммарные потери нефти по которым составляют

51,8 т/сут.

По причине высокой обводненности в бездействующем фонде находится 44 скважины, данная категория скважин характеризуется обводненностью на момент остановки более 95 % и средним дебитом нефти – 0,6 т/сут. Ввод этих скважин в эксплуатацию потребует проведения РИР с использованием новых технологий или проведения зарезки бокового ствола. Использование стандартных технологий при проведении ремонтноизоляционных работ в 2000 - 2002 гг. на Хохряковском месторождении показало их низкую эффективность и успешность.

По причине низкого дебита жидкости (слабый приток) в бездействующем фонде находятся 9 скважин. Средний дебит жидкости по этой группе скважин (на момент остановки) составил – 4,3 т/сут, дебит нефти – 1,4 т/сут при обводненности 57,8 %. Суммарные потери по этой группе составляют 12,9 т/сут. Практически все эти скважины могут рассматриваться как кандидаты на ГРП.

Основная часть скважин, находящихся в консервации (18 шт. или 75 %), остановлена по причине обводнения продукции, По этим скважинам так же потребуется проведение ГТМ (РИР или зарезка бокового ствола).

Таким образом, суммарные потери по нефти по неработающему фонду даже без проведения ГТМ составляют не менее 370 т/сут, что составляет около 4% от среднесуточной добычи месторождения.

Реализация программы бурения на месторождении, предусмотренная проектным документом 1976 года [6], фактически началась с 1999 года, на рисунке 4.12 представлена динамика ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин из бурения и дебиты новых скважин.

Всего с 1995 года в эксплуатацию введена 171 скважина, основная часть из которых введена после 1999 года. При этом дебиты новых скважин по нефти менялись в значительном диапазоне от 32 т/сут в 1999 и 2004 году до 22-23 т/сут в 2001-2003 гг.

Максимальные дебиты новых скважин в 1999 году объясняются тем, что в 1999 году из 61 скважины 44 (74%) были пробурены как уплотняющие в центральной части месторождения, характеризующейся максимальными нефтенасыщенными толщинами, а высокий средний дебит скважин введенных в 2004 году определяется вводом скважины № 325Р на Малосикторском ЛУ. Средний дебит по скважине № 325Р в 2004 году составил – 112,3 т/сут.

Рис. 4.12 Динамика ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин из бурения

В целом Хохряковское месторождение разбуривалось вначале основным фондом с последующим уплотнением. Расположение скважин основного и уплотняющего фонда на примере двух блоков представлена на рисунке 4.13, а динамика ввода уплотняющих скважин на рисунке 4.14.

Таким образом, фактическое разбуривание месторождения уплотняющими скважинами можно разделить на 3 этапа:

• 1 этап – бурение 83 скважин первой «змейки» с 700-номерами в

период 1988-1992 гг.

• 2 этап - бурение 78 скважин зеркальной «змейки» с 800-

номерами в период 1990-1995 гг.

• 3 этап - бурение 70 скважин в зонах высокой концентрации

запасов в период 1999-2002 гг.

Для анализа эффективности разбуривания месторождения было проведено сравнение дебитов нефти, жидкости и обводненности по основным скважинам стягивающего и первого рядов, а также по уплотняющим скважинам первой и зеркальной «змейкой».

Рис. 4.13 Расположение скважин основного и уплотняющего фонда на примере двух блоков

Рис. 4.14. Динамика бурения уплотняющих скважин на Хохряковском месторождении

Динамика основных показателей разработки по категориям скважин в целом по месторождению приведена на рисунке 4.15 (а, б, в).

а) дебит жидкости

б) дебит нефти

в) обводненность

Рис. 4.15 Динамика технологических показателей по категориям скважин Хохряковского месторождения: а) дебит жидкости, б) дебит нефти, в) обводненность

Сравнение дебитов нефти, жидкости и обводненности по различным категориям скважин свидетельствует о схожести этих параметров в динамике, за исключением скважин первых рядов. Таким образом, уплотнение сетки на месторождении проводилось успешно. Колебания дебитов в течение разработки связано с проведением ГРП с различным объемом проппанта на 1 скважину и применением оптимизации спуска глубины насосов в последние годы.

Анализ накопленной добычи нефти на 1 скважину (таблица 4.5) показывает, что по скважинам основного и уплотняющего фонда этот показатель близок к 56-72 тыс. т. Исключение составляют скважины, пробуренные в зонах повышенной концентрации запасов (накопленная добыча нефти здесь ниже и составляет 43 тыс.т.), что объясняется более поздними сроками их ввода в эксплуатацию и длительностью работы в 3-4 раза меньше, чем по остальным скважинам.

Таблица 4.5

Сравнение накопленной добычи нефти на одну скважину по основному

и уплотняющему фонду скважин Хохряковского месторождения

Скважины первого ряда, тыс.т.	Зона стягивания, тыс.т.	Уплотнение первой змейкой, тыс.т.	Уплотнение зеркальной змейкой, тыс.т.	Уплотнение в зонах высокой концентрации запасов, тыс.т.
56,1	72,6	71,5	57,2	43,0

Таким образом, результаты уплотняющего бурения свидетельствуют о высоком значении текущей насыщенности в зонах отбора даже после 15 лет эксплуатации месторождения (последний этап бурения уплотняющих

скважин проводился в 1999-2002 году). Об этом свидетельствует входящая обводненность уплотняющих скважин и динамика их обводненности в последние три года. Анализ структуры добывающего фонда и распределения скважин по показателям на Хохряковском месторождении позволяет сделать следующие выводы: