Анализ текущего состояния разработки по состоянию на 31.12.06 г. Характеристика фонда скважин - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Структура фонда скважин по состоянию на 31.12.06 г. следующая: 30 скважин эксплуатационного и контрольного фондов неисправны, в том числе из-за неисправности:

    - скважин - 16 (15 - МКД, 1 - нарушение эксплуатационной колонны); - подземного оборудования - 14.

Продолжительность периода с момента окончания скважин бурением на 01.01.06 находится в пределах 3,3 - 16,5 лет. Распределение скважин по этому показателю приведено в таблице 1.2.1, из которой видно, что количество скважин, законченных строительством 5-10 лет назад, составляют 56%, а более 10лет - 41% фонда.

Техническое состояние существующих скважин определяется их способностью выдерживать с заданными коэффициентами запаса прочности все нагрузки, возникающие при эксплуатации продуктивных объектов на режимах, предусмотренных Технологической схемой разработки месторождения.

Таблица 1.2.1

Продолжительность периода с момента окончания строительства скважин

Продолжительность периода с момента окончания бурения,

Всего

В том числе

Эксплуатационные

Контрольные

В консервации

Действующие

Бездействующие

>15

6

3

3

15-10

66

19

26

4

17

10-5

98

15

26

5

52

<5

5

1

1

3

Итого

175

35

56

12

72

Все не ликвидированные скважины переведены на вышезалегающие пласты, либо - в категорию контрольных и наблюдательных.

По состоянию на 31.12.06г. на месторождении Карачаганак пробурено 311 скважин, в том числе 222 скважины вскрыли залежь.

На балансе АОЗТ "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б. В." находится 240 скважин. 37 скважин ликвидировано по геологическим и техническим причинам, из них: разведочные - 31 скважина, эксплуатационные - 4 скважины, специальные - 2 скважины. 34 скважины находятся на балансе других организаций. Из них:

    1. На балансе Института ядерной физики Национального ядерного центра РК (Аксайский филиал) 18 скважин. 2. На балансе АО "Аксайгазсервис" - 6 скважин. 3. На балансе АО "Казбургаз" - 9 скважин во временной консервации. 4. На балансе АО "Конденсат" - 1 скважина (№149).

В таблице 1.2.2 приведена динамика фонда скважин на Карачаганакскому месторождению по годам разработки. Как видно из таблицы 1.2.2, в первые годы разработки месторождения в эксплуатационном фонде преобладали скважины эксплуатирующие I объект. Начиная с 1991 г. в эксплуатацию вводятся, в основном, скважины на II и III объекты разработки.

Скважины эксплуатируют как один объект, так и два и три объекта одновременно. В течение 1984-1998 гг. не было скважин, эксплуатирующих только объект III. Скважины в центральной зоне месторождения, где отмечаются пониженные эффективные мощности нефтяного объекта и малые дебиты нефти, вскрывают совместно II газоконденсатный и III нефтяной объекты. Та же картина наблюдалась и в действующем фонде. Начиная с 1995 г. количество совместных скважин уменьшается, вследствие вывода скважин, эксплуатирующих несколько объектов в бездействующий фонд по различным техническим и технологическим причинам, в то время как в действующий фонд возвращаются из бездействия и вводятся из консервации скважины эксплуатирующие один объект.

По состоянию на 12.12.06г. эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 29 cкважин, фонд газовых скважин - 68 скважин. Из них в действующем фонде находится 38 скважин и составляет 41% от эксплуатационного фонда и 22% от общего количества скважин без учета специальных скважин. Причем I объект эксплуатируется в 35 скважинах, II объект - в 46 скважинах, III объект - в 16 скважинах. Из скважин, эксплуатирующих III объект, только одна скважина (№ 905) эксплуатирует только объект III, остальные пятнадцать скважин - в совместной эксплуатации.

Таблица 1.2.2

Динамика фонда скважин

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

31.12.06.
    1. Эксплуатационные 1.1.Действующие

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект
    7 6 5 1
    17 17 12 3 1 1
    22 20 11 6 1 2
    29 20 10 6 2 2
    47 27 11 7 4 4 1
    55 24 7 5 4 4 4
    47 32 6 7 4 10 5
    56 35 7 5 5 12 6
    52 36 7 5 5 12 7
    38 29 3 3 6 9 8
    66 19 2 4 3 4 6
    73 36 8 3 9 9 6
    76 31 9 4 9 4 5
    81 36 10 3 11 6 6
    91 35 8 3 13 5 5 1
    92 38 11 5 12 5 4 1
    1.2.Бездействующие 1.2.1. KPC и ожидаемые KPC

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

1
    2 1 1
    9 5 4 1
    20 7 5 1 1
    31 9 4 3 1 1
    15 11 4 1 2 4
    21 16 6 3 2 5
    16 9 4 1 3 1
    9 9 5 1 1 2
    47 26 12 3 2 6 2
    37 25 9 6 2 5 3
    45 27 8 5 2 9 2 1
    45 28 8 6 4 8 2
    56 25 9 6 3 4 3
    54 32 14 7 3 4 4

1.2.2. Остановленные по технологическим ограничениям и техническим причинам

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект
    3 1 1 1
    21 6 5 3 6 1
    12 5 4 3
    12 1 4 3 3 1
    11 1 5 3 2
    17 1 8 3 1 3 1
    2 1 1

1.2.3.В обустройстве и освоении после КРС

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект
    1 1
    1 1

4

    2 1 1

13

    2 1 1

3

5

1
    22 5 3 3 8 3
    4 1 2 1
    5 1 2 2
    6 2 1 3

6

    1 1

14

    1 1

1

11
    20 2 6 12

2. В консервации

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект
    6 1 2 1 2
    19 5 3 1 5 2
    37 6 4 3 14 6 4
    75 13 5 8 23 11 15
    83 11 5 7 31 11 18
    84 11 5 8 31 11 18
    91 14 5 7 36 10 19
    92 11 6 8 38 10 19
    85 9 5 5 37 10 19
    83 8 5 4 37 10 19
    82 6 8 3 39 11 15
    72 8 6 3 39 10 6
    67 8 5 5 34 9 6

3. Контрольные

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

Пьезометрические
    3 1 2
    6 1 2 3
    4 1 3
    9 1 2 5 1
    23 1 9 6 1 6
    29 1 10 9 9

39

1

13

9

    1 1

14

46

1

13

12

1

3

    1 1

14

53

1

16

13

2

5

    1 1

14

11

5

4

    1 1

11

5

4

    1 1
    12 5 4 1 2
    12 5 4 1 2
    12 5 4 1 2
    12 5 4 1 2
    4. Специальные 4.1. Наблюдательные 4.2. Промсточные 4.3. Разгрузочные
    1 1
    1 1
    12 1 11
    16 1 15
    22 1 21
    36 3 33
    43 3 40
    44 3 41
    47 6 41
    60 6 13 41
    60 6 13 41
    60 7 12 41
    61 7 13 41
    61 7 13 41
    61 7 13 41

5. Ожидание ликвидации

2

2

2

2

2

4

4

6

5

5

5

5

8

ВСЕГО

7

21

29

53

93

139

189

223

230

233

235

234

236

241

241

240

В таблице 1.2.3 представлена динамика коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин.

Таблица 1.2.3

Динамика коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин

Год

Коэффициент использования фонда скважин

Коэффициент эксплуатации

Фонда скважин

1991

0,86

0,362

1992

1,00

0,471

1993

0,91

0,623

1994

0,69

0,652

1995

0,57

0,667

1996

0,44

0,861

1997

0,68.

0,684

1998

0,63

0,737

1999

0,69

0,809

2000

0,76

0,911

2001

0,29

0,591

2002

0,49

0,515

2003

0,41

0,537

2004

0,44

0,575

2005

0,38

0,528

31.12.06.

0,41

0,510

Как видно из таблицы 1.2.3, начиная с 2001 г. значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин уменьшаются. В действительности же значения коэффициентов в период с 1995 по 2000 гг. ниже представленных в таблице, так как до 2002 г. скважины, остановленные по технологическим ограничениям, переводились из эксплуатационного фонда в контрольный. Низкие значения этих коэффициентов обусловлены большим количеством бездействующих скважин и частыми остановками скважин действующего фонда вследствие технологических ограничений и различных технических причин. Коэффициент использования фонда скважин в 2006 г. на 31.12.06г. составил 0,41, коэффициент эксплуатации - 0,510.

Основными причинами выхода скважин из действующего фонда являются наличие межколонного давления (МКД) в скважинах и снижение пластового давления ниже давления начала конденсации. За весь период разработки месторождения по условию Рпл<Рн. к. было остановлено 60 скважин.

В консервации находится 67 скважин. Из них 51 скважина перфорирована, 6 перфорированы и ожидают освоения, 10 закончены бурением не перфорированы. Как видно из таблицы 1.6, начиная с 1995 г. скважины, находившиеся в консервации, постепенно переводятся в эксплуатационный фонд.

Контрольный фонд составляет 12 скважин, из которых 7 скважин находится в ожидании КРС по различным причинам.

Специальный фонд представлен 61 скважиной, в том числе: 13 промсточных скважин, предназначенных для утилизации промышленных стоков с УКПГ. Сточная вода сбрасывается через поглощающую скважину 1-рп в верхнепермские отложения. Остальные 12 скважин - контрольные за продвижением промстоков. 41 разгрузочных скважин, предназначенных для дегазации техногенно насыщенных газом водоносных залежей. Насыщение газом произошло вследствие аварии на скважине. 7 наблюдательных скважин на триасовые (Т) и верхнепермские (Р2) отложения. Предназначены для контроля за возможным появлением техногенного газа из продуктивной толщи.

В ожидании ликвидации находится 8 скважин, в том числе 7 скважин из эксплуатационного фонда (№№ 100, 114, 327, 212, 424, 333, 237) и 1 скважина из специального фонда, в основном по техническим причинам (смятие, нарушение эксплуатационной колонны - №№ 100, 424, 114, 237, 212, 327; МКД - 333) и геологическим причинам (низкодебитность - 327). Из семи эксплуатационных скважин - 4 скважины (№№ 237, 424, 333, 212) в эксплуатацию не вводились, 3 скважины (№№ 100, 114, 327) проработали от 2 до 4,5 лет.

По состоянию на 31.12.06г. на месторождении Карачаганак ликвидировано 37 скважин - 31 разведочная скважина, 2 специальные (№№ 9ртк, 12ртк) и 4 эксплуатационных скважин по техническим причинам (№№ 115, 305, 427, 431). Из них две скважины (№№ 427, 431) не вводились в эксплуатацию. Скважина 427 ликвидирована из-за некачественной проходки и аварии в процессе строительства, а скважина 431 - из-за смятия эксплуатационной колонны вместе с НКТ. Эксплуатация же скважин 115, 305 велась недолго. Продолжительность работы этих скважин колеблется от 2.8 (скв.115) до 4 лет (скв.305). Как видно из таблицы 1.2.4, факторы, влияющие на срок работы скважин, носят технический характер (негерметичность или смятие эксплуатационной колонны и т. д.).

Средняя продолжительность жизни проработавших скважин, выбывших по техническим причинам на месторождении составляет 41 месяц.

Таблица 1.2.4

Выбытие эксплуатационных скважин по техническим причинам

Похожие статьи




Анализ текущего состояния разработки по состоянию на 31.12.06 г. Характеристика фонда скважин - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая