Состояние разработки месторождения - Обоснование экономической эффективности внедрения штанговых винтовых насосов NETZSCH на скважинах Северного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК

Северное месторождение введено в разработку в 1984 г. Проектные уровни добычи не реализовывались с начала разработки, что связано с отличием темпа разбуривания залежей от проектного. (Рисунок 4.1). Планировалось завершить бурение в 1998 году, однако в 1994 году бурение было остановлено, в результате чего проектный фонд не был реализован. В последующие после составления техсхемы годы наблюдается нарастающее отставание годовых отборов нефти от проектных: в 1997 году было добыто нефти в 2.1 раза меньше, чем по проекту. В 1998 году проектные показатели были откорректированы в соответствии с фактическим уровнем добычи, состоянием фонда скважин и утверждены протоколом ЦКР Минтопэнерго № 2425 от 22 сентября 1999 года на срок с 1998 по 2013 г.

сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению

Рисунок 4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению

Проектные показатели Проекта пробной эксплуатации горизонта Ю1 (2002 г.) также не были реализованы.

При составлении действующей технологической схемы 2005 года проектные показатели месторождения были приведены в соответствие с фактической ситуацией, поэтому основные показатели разработки за 2005 год не отличаются от проектных. (Таблица 4.1). В 2006 фактическая добыча нефти составляет 86% от проектной, годовой отбор жидкости выше проектного на 7%, что не превышает допустимого отклонения на 20%. Было запланировано проведение ГТМ по 14 скважинам, фактически на другой пласт переведены 6 скважин, лишь одна скважина введена из категории ожидания ликвидации. Дебиты введенных скважин по жидкости не отличаются от ожидаемых, но по нефти вдвое ниже проектных из-за более высокой обводненности скважин после перевода (67.4% вместо 38% принятой при расчетах). Эксплуатационный фонд, так же как и действующий, не отличается от проектного, но коэффициент использования добывающего фонда в 2006 году составляет 0.71 вместо 0.9 по проекту. Действующий нагнетательный фонд вдвое меньше проектного. Приемистость скважин, в среднем, составляет 262 м3/сут, что в 2.5 раза выше проектной.

В то же время были выполнены незапланированные ГТМ: 3 ГРП, 1 ЗБГС, 3 ОПЗ, в двух скважинах проведена интенсификация добычи, в двух скважинах - ремонтно-изоляционные работы.

Проектные показатели на 2007 - 2009 гг рассчитаны на основе оперативно пересчитанных в 2006 году запасов нефти. Основные проектные решения остались прежними, изменился темп разбуривания.

В 2007 году проектный уровень добычи был перевыполнен на 1.9% по нефти, на 23% по жидкости. Причиной превышения стало проведение ГТМ, не предусмотренных Авторским надзором. На 2007 год было запланировано ограниченное количество мероприятий: перевод трех нагнетательных скважин на другой пласт, а также вывод из бездействия скважины №370, в которой в 2006 году был забурен боковой горизонтальный ствол. В этой скважине был выявлен заколонный переток из вышележащего водоносного пласта. В начале 2007 года заколонный переток был ликвидирован, скважина была введена в работу с дебитом нефти 52.3 т/сут, жидкости - 252.0 т/сут при средней обводненности 79.2%. В течение года за счет ЗБС было добыто 25.2тыс. т.

Прирост добычи нефти от двух незапланированных переводов скважин №№323 и 324 на пласт А2 составил 1.5 тыс. т. В скважине №565 проведено приобщение верхнего пласта Ю11 к пласту Ю12+3 - дополнительно добыто 0.7 тыс. т нефти. В добывающем фонде на конец года находится 73 скважины, что на 2 единицы меньше предусмотренного Авторским надзором. Нагнетательный фонд соответствует проектному, в действующем фонде на 2 скважины больше. Годовой объем закачки превышен на 57%, нагнетательные скважины работали со средней приемистостью 267.6 м3/сут (проектная - 184.9м3/сут).

В 2008 году было добыто 275.4 тыс. т нефти, что составляет 97.3% от утвержденного протоколом. Отбор жидкости на 22% выше проектного значения. Средний дебит по нефти незначительно превысил проектное значение (на 2%) и составил 14.0 т/сут. Дебит по жидкости составил 120.2 т/сут, что выше проектного на 28%. Главной причиной является проведение ГТМ (интенсификация и смена насоса на более производительный, после проведения которых происходил более быстрый рост обводненности, которая составила в 2008 году 88.3% при проектном уровне 85.3%.

Добывающий фонд на конец года меньше проектного на 1 скважину, разница по действующему фонду составляет 11 единиц (16.5%). В Авторском надзоре не было запланировано бурение и ввод новых скважин. Было намечено перевести 3 нагнетательные скважины в добывающий фонд других объектов: скважины №№20 и 30 из нагнетательного фонда Б9 - в добывающий фонд Б7, скважину №347 с Ю1 - на Б7. Кроме этого, в добывающий фонд Б3 должны были перевести скважину №290 из пьезометрического фонда Б4 и скважину №516 из бездействия Б7 + Б9. Намеченные переводы не были выполнены. Вместо 5 перечисленных скважин сделаны переводы в 5 других скважинах: нагнетательная скважина №376 (Б71+2) переведена для добычи из ПК18-20, скважина №6, работавшая совместно на Б7 и Б9 и скважина №313 (из бездействия Б0-1) переведены на А2, скважина №268 из бездействия (Б8 + Б9) переведена на Б4, из консервации Б0-1 В добывающий фонд введена скважина №337. Обводненность скважин после их перевода оказалась втрое выше ожидаемой - 81.6% вместо 27.1%.

Количество нагнетательных скважин на конец года составляет 36 ед., что на 2 скважины больше проектного, действующий нагнетательный фонд на 2 единицы меньше. нефтедобывающий месторождение насос винтовой

Закачка воды в 2008 году составила 1720 тыс. м3, что выше проектного уровня на 73%. Средняя приемистость скважин превысила проектную в 1.7 раза (по проекту - 154.7 м3/сут, факт - 257.7 м3/сут). Одной из причин излишней закачки является то, что часть нагнетательных скважин используются для утилизации подтоварной воды.

В 2009 году отбор нефти вдвое ниже проектного. Главная причина: вместо запланированного бурения 10 добывающих (на Б9 - 1, на ПК18-20 - 1, на А4 - 8 добывающих горизонтальных скважин по 250 м) и 5 нагнетательных скважин, пробурена одна скважина №201Б. Ожидали добычу нефти из новых скважин 136.4 тыс. т, а добыто - 7.3 тыс. т., обводненность новых скважин в среднем по году - 90.9% вместо проектной 12.5%, поэтому дебит новых скважин по нефти в 7.5 раз ниже ожидаемого.

Кроме бурения на 2009 год было намечено большое количество ГТМ, в том числе 19 операций по переводу с пласта на пласт и ввод из других категорий. В течение года переведены с других пластов 4 скважины: скважина №18 - из нагнетательного фонда Б9 в добывающий фонд А2, скважина №39 переведена с Б0-1 На А4, №310 - из фонда Б70+Б71+2 На Б0-1, в скважине №389 объект Б3 приобщен к Б4.

Таблица 4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению

В 2009 году отбор жидкости на 11 % превышает проектный уровень, что связано с более быстрым по сравнению с расчетным ростом обводненности по скважинам переходящего фонда. Из-за отсутствия бурения и меньшего объема ГТМ выросла разница проектного и фактического фонда: добывающий фонд меньше проектного на 20% (18 единиц), а действующий фонд отстает от проектного на 40% (на 34 скважины). Объем закачки превысил проектный на 51%. Количество нагнетательных скважин по месторождению за год осталось прежним, отличается от проектного на 1 единицу. Скважина №18 была переведена из нагнетательного фонда Б9 на А2 для добычи, скважина №337 переведена из добывающего фонда Б0-1 Под закачку по этому же пласту. Текущая компенсация достигла 67.8% при расчетной 51.4%. Отличие связано с ростом объема закачки в предыдущие 2 года, а также с увеличением закачки по пласту А2 в 5 раз. Фактические показатели добычи по пластам не соответствуют проектным в разной степени, для нескольких пластов (Б7, Б0-1, ПК18-20 и ПК13) разница не превышает допустимого 20% отклонения, а для большинства пластов (Б9, Ю1, Б8, Б5, Б4, Б3, Б2, А4, А2) отклонение выше допустимого.

Похожие статьи




Состояние разработки месторождения - Обоснование экономической эффективности внедрения штанговых винтовых насосов NETZSCH на скважинах Северного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК

Предыдущая | Следующая