Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 1.01.2008 г. общий фонд объекта составляет 1132 скважины. В добывающем фонде числится 838 скважин. Относительно проекта фонд реализован на 94,5%. Характеристика пробуренного фонда приведена в таблице 3 (см. приложения).

Эксплуатационный добывающий фонд пласта АВ4−5 состоит из 838 скважин, из них: действующих — 384 ед., бездействующих — 236 ед., в консервации — 42 ед., наблюдательных — 7 ед., пьезометрических — 79 ед., ликвидировано — 90 ед. Распределение добывающих скважин по категориям приведено на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 — СНГДУ-2.Объект АВ4−5. Распределение добывающего фонда по категориям на 1.01.2008.

Эксплуатационный добывающий фонд пласта АВ4−5 (620 скв.) ниже показателя, утвержденного в «Авторском надзоре…» (649 скв.) на 4,5% за счет меньшего бездействующего фонда. Действующий добывающий фонд (384 скв.) на 2 скважины превышает проектный. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин 2,1:1 соответствует проекту.

Средний дебит нефти за 2007 год составил 5,9 т/сут, жидкости — 231,5 т/сут. 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. — 12%). Доля скважин с дебитами нефти более 20 т/сут составляет 4% действующего фонда — 15 скважин.

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.

Основная часть действующих скважин (77,3% - 297 ед.) на дату анализа работала с обводненностью более 90%, доля скважин дававших продукцию с содержанием воды от 50 до 90% составляла 15,9% (61 ед.) и только 26 скважин (6,8%) характеризовались обводненностью менее 50%. По сравнению с состоянием на 1.01.2007 года распределение скважин изменилось незначительно.

В 2007 г. в 18 скважинах объекта АВ4−5 отмечен рост обводнения на величину свыше 20% .Основной причиной роста обводненности продукции скважин является работа ближайших нагнетательных скважин, подтягивание конуса воды из нижних водонасыщенных интервалов пласта, проведение ГТМ. В настоящее время практически весь фонд объекта АВ4−5 эксплуатируется механизированным способом (исключение составляет одна фонтанная скважина — 0,3% действующего фонда). 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. Распределение действующего фонда по применяемому оборудованию представлено на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 — СНГДУ-2. Объект АВ4−5. Распределение действующего фонда скважин по способу эксплуатации на 1.01.2008 г.

Распределение дебитов нефти и жидкости по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.4.

Рисунок — 2.4 — СНГДУ-2. Объект АВ4−5. Распределение действующих добывающих скважин по дебитам, обводненности и по способам эксплуатации Максимальный дебит жидкости и нефти отмечен по скважинам, эксплуатируемым с помощью газлифта, 452 т/сут и 8,4 т/сут соответственно при обводненности 98%. Скважины, оборудованные ЭЦН, имели дебит нефти и жидкости несколько ниже 6,0 т/сут и 222,4 т/сут соответственно, при этом их обводненность в среднем по году составила 97%. В 35 скважинах, оборудованных ШГН, среднегодовой дебит нефти составил 1,8 т/сут, дебит жидкости — 6,2 т/сут, обводненность — 71%.

Скважины, оборудованные ЭЦН в 2007 году обеспечили 77,7% добычи нефти (579 тыс. т), газлифтные скважины — 141 тыс. т (19%), с помощью ШГН добыто 22 тыс. т (3%). Скважины, оборудованные ГСН, в 2007 году в эксплуатации не участвовали. В 2007 году фонтанным способом эксплуатировалась 1 скважина, которая добыла 2,7 тыс. т нефти или 0,4% от общей добычи по пласту. За всю историю разработки 42,2% добычи нефти обеспечили фонтанные скважины — 59,3 млн. т, газлифтные скважины добыли 42,2 млн. т (30,1%), скважины, оборудованные ЭЦН добыли 37,1 млн. т (26,4%), ШГН — 1,8 млн. т (1,3%). На долю скважин с ГСН приходится 18,7 тыс. т накопленной добычи нефти (0,01%). Динамика доли добычи нефти по способам эксплуатации представлена на рисунке 2.5., распределение накопленной добычи по способам эксплуатации — на рисунке 2.6.

Рисунок — 2.5. СНГДУ-2. Объект АВ4−5. Динамика доли добычи нефти по способам эксплуатации.

Рисунок — 2.6 СНГДУ-2. Объект АВ4−5. Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации на 1.01.2008 г.

Общий фонд неработающих добывающих скважин на объекте АВ4−5 на 1.01.2008 г. составил 454 единицы, аналогичный фонд нагнетательных скважин — 113 единиц. 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, пребывавшую в эксплуатации, составляет 143 тыс.т.

Бездействующий фонд скважин характеризуется высокой обводненностью на дату остановки, так скважины с обводненностью более 98% составляют 56% от бездействующего фонда (133 скважины). В то же время у небольшой группы (42 скважины — 17,8%) дебит на дату остановки был выше 5 т/сут.

Основной причиной остановки законсервированного фонда является высокая обводненность продукции — 38 скважин (90,5%), находящиеся в консервации, имели на момент остановки обводненность выше 98%.

Большинство скважин пьезометрического и наблюдательного фонда (78 ед. или 90,7% группы) имели дебит нефти на момент остановки менее 5 т/сут, причём 57 скважин (73%) имели обводненность выше 98%.

Среди ликвидированных скважин отмечается высокая доля скважин, дебит нефти которых на момент остановки был более 5 т/сут — 36 скважин (40% ликвидированного фонда), все они были ликвидированы по причине сложных аварий.

На рисунке 2.7 представлено распределение бездействующего фонда добывающих скважин по причинам остановок на 1.01.2008 г.

Рисунок — 2.7 СНГДУ-2. Объект АВ4−5. Распределение добывающих скважин по причинам бездействия Основную группу составляют скважины, бездействующие по причине аварий (падение оборудования на забой, заклинивание насоса и др.) — 58,1% от всего бездействующего фонда. Высокая обводненность явилась причиной бездействия 21,6% скважин. По причине отсутствия циркуляции бездействуют 3,4% скважин. По причине малодебитности остановлено 5,5% скважин, проведения мероприятия ожидает менее 1% скважин.

За всю историю разработки объекта АВ4−5 в добыче нефти участвовало 1369 скважин.

Накопленная добыча в среднем составляет 102,6 тыс.т. на скважину, пребывавшую в эксплуатации. Около трети скважин (443 скважин — 32%) имеет накопленную добычу менее 10 тыс. т на скважину, накопленная добыча по этой группе составляет 1,38 млн.т. (1% от накопленной добычи по объекту). 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). Доля скважин с накопленной добычей более 100 тыс.т. на скважину составляет 23,7% (324 скважины), накопленная добыча по ним составила 114,3 млн.т. (82%).

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.

Мехпримеси.

В настоящее время существует широкий спектр технологий и технических решений, направленных на снижение влияния мехпримесей на работу внутрискважинного насосного оборудования. На рис. 2.8 представлена их классификация. Данная классификация охватывает практически все методы и способы предупреждения выноса мехпримесей из пласта и борьбы с этим осложнением, разработанными научными организациями и испытанными с различной степенью успешности в отечественной практике нефтедобычи.

Рисунок 2.8 — Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования Солеотложения.

Наиболее прогрессивным методом борьбы с солеотложением является химический метод с использованием ингибиторов солеотложений.

В настоящее время разработано большое количество ингибиторов солеотложений, лучшие из них прошли испытания на месторождениях Западной Сибири.

Для предупреждения отложения солей выбраны ингибиторы типа ПАФ. Разработаны летняя и зимняя формы реагентов, физико-химические свойства которых отвечают предъявленным требованиям к ингибиторам.

Распределение солепроявляющих скважин по пластам представлено на рис 2.9.

Рисунок 2.9 — СНГДУ-2. Распределение осложненных солеотложениями скважин по пластам Выпадение асфальтеносмиолопарафиновых веществ.

В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям.

В скважинах Самотлорского месторождения данные виды отложений встречаются, однако не оказывают существенного влияния на процесс нефтедобычи.

На 1.01.2004 г. фонд скважин, осложненный асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО), представлен следующим образом:

СНГДУ-2 — ЭЦН-305 скв., ШГН-427 скв., КГ-4 скв., СН-15 скв.;

В настоящее время известны четыре направления по предупреждению и борьбе с АСПО: технологические, тепловые, химические, магнитные.

Фактически борьба с АСПО на Самотлорском месторождении ведется следующими методами:

• — промывка горячей нефтью комплексами АДП;
• — химическая защита подземного оборудования ингибиторами парафиноотложений с применением глубинных дозаторов;
• — удаление парафиноотложений в НКТ спуском скребка ручными и автоматическими лебедками;
• — защита скважин магнитными активаторами.

Основным методом защиты скважин от парафиноотложений являются промывки горячей нефтью. Периодичность промывок изменяется от 1 раза в месяц до разовой (температура плавления парафинов 60−76 С).

Гидратообразование.

В условиях Самотлорского месторождения рекомендуется использовать при глушении скважин растворы неорганических ингибиторов гидратообразований, а для удаления их, в основном, применять тепловые методы.

На Самотлорском месторождении для ликвидации гидратопарафиновых пробок применяют тепловые методы — прогрев ТЭНами. В основном прогрев осуществлялся на пьезометрическом фонде скважин. Эффективность мероприятий составила 100%.

Коррозия.

В противокоррозионной защите нуждается следующее нефтепромысловое оборудование:

подземное оборудование добывающих скважин, оборудованных ШГН, имеющих искривление колонны и добывающих высокообводненную продукцию;

трубопроводы системы нефтесбора, транспортирующие продукцию в расслоенном или расслаивающемся режиме, либо в эмульсионном режиме с внешней водной фазой. Режим течения для каждого направления должен уточняться расчетным путем не реже одного раза в квартал с использованием программных комплексов «OIS PIPE», «ЭКСТРА» или аналогичных, а также инструментальным путем с применением зондов, позволяющих отбирать пробы с разных уровней по сечению трубопровода;

трубопроводы системы ППД, транспортирующие минерализованные сточные воды (окончательное решение принимается после соответствующего ТЭО);

отстойники, дегидраторы, резервуары и другое оборудование, контактирующее с подтоварными водами.

Способы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования разделяются на 4 группы:

механические;

магнитные;

химические;

биологические.

На 1.01.2004 г. коррозионный фонд скважин Самотлорского месторождения представлен следующим образом:

СНГДУ-2 — ЭЦН-917 скв., ШГН-157 скв., КГ-105 скв., СН-2 скв.;

Борьба с коррозией оборудования заключается в основном в применении оборудования в коррозионностойком исполнении (насосы, НКТ, штанги, мандрели и т. д.). Иные средства и методы борьбы с коррозией скважинного оборудования на Самотлорском месторождении не применяются.

На сегодняшний день основным видом защиты является ингибирование.

Окончательный выбор эффективного реагента для конкретных нефтепромысловых сред и объектов следует производить с использованием стендовой (пилотной) установки для испытаний ингибиторов коррозии.

Выбор технологии применения ингибитора зависит от экономических и технических возможностей, а также физико-химических свойств самого реагента.

Перспективно использование металлических труб с внутренним покрытием, а также неметаллических труб. [2].