По месторождению Узень большинство проектных показателей не выполнено. Отставания фактических показателей из год в год увеличивается, которой представлено в графике 2.5.3

На реализацию новых технологий, предусмотренных в проекте разработки 1995-2003 гг. еще в большей мере, чем в предыдущие годы, повлияло общее состояния экономики отрасли, обуславливающий рост бездействующих и простаивающих скважин по различным причинам (выход из строя оборудования, сокращения восстановительных ремонтов скважин и др.), отставание с вводом новых по месторождению по итогам 2003г. ниже проектной величины на 3873,1 тыс. тн. представлено в таблице 2.5.1

Отставание от проектных показателей по добыче жидкости гораздо больше. Фактическая добыча жидкости в 2003 г. ниже проекта на 31914 тыс. тонн.

Фактическая темпы бурения отстают от проектных, причем расхождение продолжается возрастать из год в год.

В результате фактический фонд добывающих скважин на 01.01.98г. ниже проектного на 879 единиц, разница в действующем добывающем фонде гораздо больше 1905 скважин.

Фактический нагнетательный фонд по месторождению в целом на 01.01.04г. меньше проектного на 618 скважин, действующий нагнетательный фонд отстает от проектного уже на 1083 скважин.

Фактическая дебит жидкости по прежнему ниже проектного и составляет 4,7 т/сут (по проекту 5 т/сут).

Таким образом, невыполнения проектных показателей по добыче жидкости и нефти обусловлено влиянием следующих факторов.

1. Отставание фактического фонда добывающих и нагнетательных скважин от проектного, что связано с меньшим фактическим объемом бурения и большим по сравнению с проектом количеством бездействующих скважин.

2. Более низким значением среднего дебита нефти и особенно жидкости по сравнению с проектом.

3. Меньшим по сравнению с проектным объемом закачки в 1998 г. В отношении объема закачки воды необходимо отметить следующее. Хотя фактический и проектной показатели до 1997 года практически совпадали, закачка воды производилась по графику. В результате достигалось только количественное выполнение проекта по объему закачки за счет увеличения приемистости части существующего фонда нагнетательных скважин, как следствие, закачка распределена по площади неравномерно, фактическая заводнение отличалось от запроектированного.

Увеличивающийся разрыв между фактическим и проектным показателем по добыче нефти и жидкости в значительной степени вызван причинами технического характера: большое количество бездействующих добывающих и нагнетательных скважин простаивает в ожидании ремонтов, низок средний коэффициент эксплуатации из-за многочисленных кратковременных остановок скважин действующего фонда и т.д.

В 1998 г. произошло резкое ухудшение состояния разработки XIII горизонта, что обусловило невыполнения большинства проектных показатели. (график 2.5.4)

Фактическое бурение добывающих скважин производится с отставанием от проектных объемов, причем расхождение постоянного увеличивается, так в 1997 - 98 гг. фактическое бурение составило менее половины проектного.

Фактическая добыча нефти с горизонта ниже проектной цифры на 427,2 тыс. тн. следует отметить, что в 1995-96гг. по этому проекту (соответственно на 1,2 и 2,2%), а в 2003 г. фактическая добыча нефти была меньшее проектной на 4,6%. Фактическая добыча жидкости по горизонту, как и по месторождению в целом за 95-03гг. постоянно ниже проектной, причем отставание фактической добычи возрастает каждый год: 4,5% в 2000 году, 14,2% в 2001 году, 25,2% в 2002 году и 38,8% в 2003 году.

Из-за меньших фактических отборов жидкости обводненность продукции больше проектной в 1998 году обводненность достигло 68,7%. Представлено в таблице 2.5.3

Указанные выше факторы обусловили и более низкую (по сравнению с запланированной) фактическую эффективность от внедрения на горизонте новых технологий.

В создавшейся ситуации при неудовлетворительном состоянии нефтепромыслового оборудования и ограниченном объеме работ по его восстановлению или замене реализации любых рекомендаций технологического плана по совершенствованию разработки месторождений и по горизонту не даст должного эффекта.

Таким образом, результаты анализа текущих фактических показателей и сопоставления их с проектными величинами свидетельствует о том, что состояния разработки месторождения критическая.

Сравнения проектных и фактических показателей разработки месторождения Узень за 1995-1998гг.

Таблица 2.5.1

Сравнения проектных и фактических добычи нефти месторождения Узень.

График 2.5.2

Q_н тыс. т.

годы

Сравнения проектных и фактических показателей разработки по XIV горизонту за 1994-2003гг.

Таблица 2.5.3.1

Таблица 2.5.3.2

Сравнения проектных и фактических показатели добычи нефти по XIV горизонту.

Q_н тыс. т

График 2.5.4

2.6 Характеристика фондов скважин по XIV горизонту 2 а блока месторождения Узень

Общий фонд по месторождениям на 01.01.98 г. составляет 5952 скважин из них эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 3575 скважин: из них 2255-действующие, 1417-бездействующие, 3 скважины находятся в освоении, контрольных - 567, водозаборных - 12, ликвидированных и ожидающий ликвидации - 627 скважин. Фонд нагнетательных скважин составляет 1156 скважин: из них действующие - 531, бездействующие - 623, в обустройстве находятся 2 скважины.

Введено из бурения одна скважина и была переведена на глубинно-насосный способ эксплуатации.

По состоянию 01.01.98г.59,9% действующих и 40,1% бездействующих скважины. Среднедействующий фонд за 1998г. составляет 2250 скважин.

Основной способ эксплуатации действующих скважин ШГН 99,2%. Весь фонд действующих скважин работает с водой, по процентному содержанию воды количество обводненных скважин по состоянию на 1998 г. распределяется следующим образом:

от 2 % до 20% - 3 скважин

от 20% до 50% - 577 скважин

от 50% до 90% - 1180скважин

свыше 90% - 384 скважин

Средняя обводненность скважин - 68,4% в том числе по способом эксплуатации фонтанных скв - 73,5%, ШГН - 68,3%.

За отчетный период добыто 2915 тыс. тн. нефти в том числе 2847 тыс. тн. (97,7%) - глубинно-насосным способом, 68тыс. тн. (2,3%) - фонтанным.

Средне уплотненные дебиты нефти и жидкости на одну скважину составляют соответственно 4,7 и 5,9 т/сутки. Если разработки дебиты нефти неуклонно уменьшились, как преимущественно фонтанным способом, так и при качалочном способе в этом случае решающую и определяющую роль в динамике дебитов играет геологическое строение месторождения. Особенно значительное падение дебита наблюдается в начальной период разработки, когда было отставание закачки воды и наблюдалось падение пластового давления.

В 1998 году дебит составил всего 4,2 т/сутки. При таких дебитах скважины месторождения Узень не работает. Уменьшение продуктивности наблюдается практически по всем скважинам.

Факторы, отрицательно влияющие на дебиты скважин - технологические. Все они уменьшают проницаемость как в призабойной зоне, так и на большем удалении от скважин. К этим факторам относятся такие, как:

проникновение фильтрата бурового раствора.

забивание пор взвесями из жидкости глушения и нагнетаемой воды.

выпадение смол, парафина, а иногда и солей в призабойной зоне и т.д.

На месторождение Узень как и на других месторождениях, бытует убеждение, что продуктивность скважин в процессе разработки уменьшается из-за ряд технологических причин. Уменьшается проницаемость пластов из-за насыщения их водой приглушенная добывающих скважин во время подземного и капитального восстановления (ремонта) призабойной зоны пласта. Такие способы имеются и широко применяются в нефтяной промышленности. Это глубокий гидравлический разрыв (ГРП) с созданием искусственных песчано-гравийных пропластов. Это разбуривание вторых горизонтальных стволов скважин. Другой путь увеличения дебита нефти - это формирование объекта разработки большей толщины, за счёт приобщения, имеющихся в разрезе скважины нефтенасыщеных пластов.

За 1998 г. введено 2 новых добывающих скважин при плане 45 скважин, а 1997 году было введено 31 скважин (16 скважины - добывающих, 15 скважины - нагнетательных). Добыча нефти из новых скважин соответственно составляет за 1998 год - 1,13 тыс. тн. за 1997 год 17,3 тыс. тн.

Распределения фонда эксплуатационных скважин по отдельным продуктивным горизонтам месторождения Узень на 1998 г. большинство скважин - 65% эксплуатирует XIV горизонт.

Эксплуатационный фонд - 728. Действующие - 394, из них фонтанный - 5, газлифтный - 2, ШГН - 387, бездействии 269 скважины. Нагнетательный фонд - 312. Действующие - 161, из них в нагнетаний - 144, бездействии 157. Ожидающий ликвидации 148 скважин.

На 2003 г. по 2 а блоку эксплуатационный фонд составляет - 71 добывающих скважин, из них:

Бездействии 16 скважин. Нагнетательный фонд - 37 скважин, из них: действующие - 12, бездействии - 25 скважин.

Удельный вес в добыче и средние дебиты скважин по способом эксплуатации следующие:

Основной фонд скважин имеет обсадную колонну Д 168 мм х 1859 мм. Среднее значения давления насыщения нефти газом для XIV горизонта 102 кГ/см². Давления насыщения нефти парафином при собственных пластовых температурах для XIV горизонта равно 55 кГ/см². Снижение забойных давлений ниже этих с уменьшением давления от забоя к устью скважины возрастает для отдельных горизонтов до следующих значений (P_у=6 кГ/см², равновесные состояние): XIV = 120⁰С.

Таким, образом, для предотвращения выпадения парафина в насосно-компрессорных трубках нужно было бы не только сохранить пластовую температуру нефти в стволе скважины, но и нагреть нефть на 3-5 ⁰С.

При естественных термодинамических условиях эксплуатации скважин отложения парафина на месторождении Узень начинается в среднем на глубине 700-800 м. Температура застывания нефти равен 28-30⁰С. Температура на забоя эксплуатационных скважин не превышает 57-68⁰С.

Вязкость нефти на приеме глубинных насосов равна 4-6 спз. Важным фактором в оценке условий эксплуатации скважин месторождения Узень является, гидродинамическая характеристика поднимаемой жидкости и, в частности, проявление в процессе ее подъема структурно-механических свойств.

Подъема жидкости по стволу скважины ее структурно-механическая характеристика значительно изменяется и эти изменения находятся вблизи границы существенной потери текучести.

Для других скважин с иными термогидродинамическими режимами возможно улучшение или ухудшение условий эксплуатации скважин.

Здесь рассмотрена характеристика нефти месторождения Узень без свободного газа. Применительно к скважине это не имела смысла, поскольку в подъемной колонке особенно в верхних частях ее, всегда существует сеточный режим движения смеси со значительной длиной жидких пробок, для которых действуют указанные выше зависимости. Установка газовых якорей приближает реальные условия к рассмотренным.

Важным для эксплуатации скважин является не только наличие свободного газа, но и его распределение в потоке.

Опыт показывает, что временная остановка скважин затрудняет последующий пуск их в работу. Объяснить это только изменением температурного режима нельзя. Температура продукции скважин особенно малодебитных, в надземных трубопроводах меньше температуры застывания нефти. Однако подвижность газонефтяного потока сохраняется даже в зимнее время.

Остановка скважин приводит к тому, что распределенный в потоке газ собирается в отдельных местах, а дегазированная нефть, имея высокую вязкость и больше напряжение сдвига, требует для ее перемещения повышенных перепадав давления. Текучесть продукции скважин зависит как от структурно-механических свойств нефти, так и от газосодержания и газораспределения в потоке, являющихся функцией давления и температуры.

Отсюда следует, что все виды забойного оборудования для эксплуатации скважин, которые требуют устранения газа из-за его вредного влияния на их характеристику, с этой точки зрения, являются нежелательными. В противном случае получается противоречие: насос плохо работает на нефти с газом, а удаление газа из лифта приводит к ухудшению текучести нефти в зонах пониженных температур и давлений.

В связи с этим необходимо соизмерять пользу и вред от установки газовых якорей и обоснованно выбирать степень дегазированной нефти.

Существенное влияние вязкости и предельного напряжения сдвига на гидравлическое сопротивление в лифте обнаруживается при весьма больших значениях труб.

Именно такие условия характерны для верхних участков подъемной колонны.

Поскольку от диаметра труб степени, а от вязкости и предельного напряжения сдвига как корень четвертой степени, то главное причина возникновения больших гидравлических сопротивлений состоит в запарафинивании труб и углубляется проявлением вязкопластичных свойств жидкости.

Однако как видно из ежемесячных рапортов, в этот фонд вошли 625 скважин имеющих дебит жидкости 4 м³/сутки и 531 нагнетательных скважин с приемистостью 15 м³/сутки. Контрольных 567 скважин. Бездействующих добывающих скважин с приемистостью 15 и менее м³/сутки.

Эти скважины, несомненно, находятся в простое. Бездействующих добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатационного фонда (вместе с контрольными). Бездействующий фонд составляет 40,1%. Это значит, что каждая вторая скважина стоит ясно, что при таких катастрофических простоях системы разработки. На картах текущего состояния разработки выделены зоны, не находящиеся в нормальной разработке, в зоны вошли скважины, из которых отбирают нефть без поддержания пласта. Очевидно, что по мере ухудшения работы скважин, зоны будет расширяться и появляться новые. По отдельным зонам этих горизонтов были по скважинам намечены восстановительные работы и бурения новых скважины с целью локального восстановления системы разработки и оценки эффективности таких работ, ограниченных объемов. За счет намеченных мероприятий увеличить отбор нефти с 4 т/сут до 6 т/сутки, т.е. в 2 раза. Этот отбор предполагается обеспечить поддержание пластового давления за счет увеличения закачки воды.

В результате выполнения предполагаемых мероприятий будет восстановлена активная разработка выбранных первоочередных локальных участков.

2.7 Оптимизация работы скважин