Выработка остаточных запасов на Самотлорском месторождении объект АВ4-5 путем использования боковых стволов - Дипломная работа

Основные факторы влияющие на это: количество новых крупных месторождений вводимых в разработку и эксплуатацию снижается с 17 до 11%, также обводненность добытой продукции достигает 75-95% с ежегодным ее приростом на 4-5%. Наиболее важным фактором, который вносит наибольшие корректировки в дальнейшем развитии нефтяной промышленности нашей страны в целом, является неизбежное изменение структуры разрабатываемых залежей, в первую очередь это связано с тем, что все большее колво вводимых в разработку продуктивных отложений являются сложно построенными, с плохими ФЕС, также большая часть нефтяных месторождений уже перешли на завершающую стадию разработки, когда основные запасы флюидов является трудно извлекаемыми, а активные запасы составляют ничтожную долю от оставшихся запасов.Выделено два основных объекта: пласты БВ8 - БВ10 и пласты АВ4-5 - АВ2-3. При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22.01.1971 г. было принято решение: · рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки на пласт АВ2-3 и на пласт БВ10 с организацией 3-х и 5-ти рядных блоковых систем разработки; В 1975 г. при составлении Комплексной схемы разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к категории А, В и С1 и только по пласту АВ13 до 35% запасов были в категории С2 . Так, например, в процессе уточнений за период реализации Принципиальной схемы толщины всех пластов претерпевали существенные изменения: по пласту АВ2-3 уменьшились на 12-14%, по пласту АВ13, даже на 100%, соотношение вязкостей нефти и воды по четырем пластам увеличилось на 20-25%, а нефтенасыщенность по всем пластам снизилась на 6-9%. В основу размещения скважин на продуктивных пластах в Комплексной схеме разработки месторождения, исходя из заданной цены на нефть (35 руб/т) и продуктивности пластов, был заложен ограничительный критерий - минимальной нефтенасыщенной толщины пластов, обеспечивающей рентабельный дебит скважин: в чистонефтяной зоне пласта БВ10 - 4 м;Бездействующий фонд вырос с 36 скважин в 1986 г. до 306 скважин в 1996 г. Основная часть фонда (324 скважины - 84% действующего фонда) эксплуатировалась с дебитами нефти менее 10 т/сут, также небольшую группу составляли скважины, дебит нефти которых находится в интервале от 10 до 20 т/сут (45 ед. Около половины скважин (190 скважин - 49,5%) эксплуатировались с дебитами жидкости выше 100 т/сут, доля низкодебитных скважин (дебит ниже 10 т/сут) составила 16,4% (63 скважины) и 34,1% действующего фонда (131 скважина) работает с дебитами от 10 до 100 т/сут. По состоянию на 1.01.2008 года 302 скважины (79%) эксплуатируется с помощью ЭЦН, 46 скважин (12%) - газлифтным способом, 35 скважины (9,1%) - с помощью ШГН. Скважины с накопленной добычей от 10 до 100 тыс.т на скважину составляют 44% (602 скважины), накопленная добыча по ним составила 24,8 млн.т (17,7% от всей добычи).· По состоянию на 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти составила 140,5 млн.т, что составляет 75% от НИЗ, при ВНФ равном 6,1 и текущем коэффициенте нефтеизвлечения - 0,403. Наибольшую озабоченность вызывают низкие темпы выработки остаточных запасов и как следствие значительная величина кратности запасов 63 года; Добывающий фонд - 838 скважин из них: действующих - 384, бездействующих - 236, в консервации - 42, наблюдательно-пьезометрических - 86, ликвидированы - 90 скважин. Нагнетательный фонд 294 скважины, из них: действующих - 181, бездействующих - 44, в консервации - 0, наблюдательно-пьезометрических - 3, ликвидировано - 66 скважин. Все скважины, числящиеся по состоянию на 1.01.2008 г. в неработающем фонде, за всю историю разработки объекта АВ4-5 добыли 64,9 млн.т. нефти.Можно выделить три группы профилей боковых(горизонтальных) стволов (рисунок 3.3): I - трехинтервальный профиль; В практике бурения боковых стволов радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60 - 660 м. Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины - все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины. Если пласты лежащие друг над другом имеют необходимую мощность для вскрытия их горизонтальными стволами, то целесообразно будет использовать бурение нескольких боковых стволов расположенных друг за другом и проведенных из одной скважины.На сегодняшний день скважина № 12203 остановлена, после зарезки горизонтального ствола проработала 17 месяцев, накопленная добыча за этот период составила 4940 т нефти. В мае 1985 г. скважина была введена в работу на пласты: АВ2-3 с обводненностью 5,8% и дебитом нефти 18,7 т/сут; и АВ4-5 с обводненностью 5,8 % и дебитом нефти 42,6. В июне 2002 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 0,7 т/сут (АВ2-3

· По состоянию на 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти составила 140,5 млн.т, что составляет 75% от НИЗ, при ВНФ равном 6,1 и текущем коэффициенте нефтеизвлечения - 0,403. Накопленная добыча жидкости - 996,3 млн.т, накопленная закачка - 1085,8 млн.м3;

· В 2007 году было добыто 744,9 тыс.т нефти, что выше проектного значения на 14,8 тыс.т. или 2%. Годовой темп отбора от НИЗ - 0,4%, от ТИЗ - 1,59%. Дебит нефти и обводненность по сравнению с предыдущим годом изменились не значительно (5,9 т/сут против 6,0 т/сут в 2006 году и 97,4% против 97,6% соответственно). Наибольшую озабоченность вызывают низкие темпы выработки остаточных запасов и как следствие значительная величина кратности запасов 63 года;

· В 2007 году в пласты объекта закачано 29,3 млн.м3 при отборе жидкости 29,1 млн.т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 447,5 м3/сут. Текущая компенсация за 2007 год составила 100,1%, накопленная компенсация - 102,6%;

· По состоянию на 1.01.2008 г. общий фонд объекта - 1132 скважины. Добывающий фонд - 838 скважин из них: действующих - 384, бездействующих - 236, в консервации - 42, наблюдательно-пьезометрических - 86, ликвидированы - 90 скважин. Нагнетательный фонд 294 скважины, из них: действующих - 181, бездействующих - 44, в консервации - 0, наблюдательно-пьезометрических - 3, ликвидировано - 66 скважин. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин - 2,1 : 1;

· Общий фонд неработающих нефтяных скважин на объекте АВ4-5 на 1.01.2008 г. составил 454 единицы. Все скважины, числящиеся по состоянию на 1.01.2008 г. в неработающем фонде, за всю историю разработки объекта АВ4-5 добыли 64,9 млн.т. нефти. Средняя величина накопленного отбора нефти на одну скважину неработающего фонда - 143 тыс.т.;

· В целом, состояние разработки объекта можно считать удовлетворительным.

· В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей - гидратообразование.

За последние годы на месторождении сложилась критическая ситуация. Техническое состояние созданных на месторождении производственных фондов (вследствие длительной их эксплуатации) характеризуется как близкое к аварийному. Это связано с общим закономерным физическим износом и моральным старением оборудования.