Оптимизация работы скважин на месторождениях НГДУ «Доссормунайгаз»

Программа оптимизации работы скважин

1. Характеристика месторождений «Ботахан» и «ВосточныйМакат»

Месторождение Ботахан открыто в 1980г. По результатам проведенных поисково-разведочных работ в 1981г был выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа. В пробную эксплуатацию месторождение введено в 1981г согласно «Проекту пробной эксплуатации месторождения Ботахан» [1].

В 1982г по результатам бурения 13 поисково-разведочных скважин был выполнен второй оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по состоянию на 01.01.1982г. В1982г была составлена «Технологическая схема разработки Ботахан», в которой нефтяные залежи были объединены в 2 объекта разработки.

• I объект – I среднеюрский горизонт;

• II объект – II среднеюрский горизонт.

В целом пробуренный фонд скважин по месторождению составил 166 ед.

В добывающем фонде числятся 87 скважин.

Из них:

• действующих и дающих продукцию - 86 ед.;
• в бездействии - одна скважина (№39);

В нагнетательном фонде числятся 18 скважин. Из них 17 скважин под закачкой, одна скважина (№104) находится в простое.

В наблюдательном фонде числятся 13 скважин (№№6, 20, 45, 61, 78, 79, 92, 109, 126, 127), 6 скважин пьезометрические (№№1, 2, 3, 4, 5, 6).

В ликвидированном фонде числятся 42 скважины (№№2, 3, 5, 12, 14, 23, 24, 48, 60, 62, 70, 86, 106, 112, 15, 16, 58, 130, 134, 141, 4, 64, 18, 31, 103, 154, 96, 42, 74, 84, 25, 77, 17, 69, 159, 76, 7н, 46, 72, 88, 129, 149наб), которые ликвидированы по геологическим причинам.

Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом.

Месторождение ВосточныйМакат открыто в 1988г. Месторождение вступило в разработку в 1993г, согласно проекту разработки.

В настоящее время недропользователями месторождения ВосточныйМакат являются компании АО «Эмбамунайгаз» и ТОО «Самек Интернешнл».

В 2005г по месторождению Восточный Макат по результатам бурения 64 скважин был утвержден подсчет запасов нефти и газа. Запасы нефти от 18.02.05г составили:

• по категории В+С1: геологические – 7385,4 тыс.т; извлекаемые – 4102 тыс.т;

• по категории С2: геологические – 1197,6 тыс.т; извлекаемые – 683,5 тыс.т.

На дату анализа весь пробуренный фонд составляет 123 ед. Из них эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 88 ед., в том числе действующий – 87 ед., в бездействии – 1 ед. (№75). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 17 ед. В фонде контрольных скважин числится 6 наблюдательных и 2 пьезометрических скважин. Ликвидированный фонд составляет 7 ед. (скв. №3, 9, скв. №13 п - по техническим причинам; скв.№7, 10, 16, 40, 58, 69, 107 - по геологическим причинам), еще 3 скважины находятся в ожидании ликвидации (16, 58, 7н).

В водозаборный фонд входят 7 скважин (№№1рэ,1в,11п,1н, 2н,12в, 2) на альб-сеноманский горизонт, все скважины находятся в бездействии.

Все скважины эксплуатационного фонда добывающих скважин работают механизированным способом и оборудованы ШГН.

В эксплуатационном фонде числятся 4 добывающие и 1 нагнетательная скважины, совместно эксплуатирующиеся на III и возвратный объект (горизонт Ю-III), 2 добывающие и 1 нагнетательная скважины, эксплуатирующиеся совместно на IV объект и возвратный объект (горизонт Т-III).

За период реализации «Анализа разработки месторождения Восточный Макат» (2015г) пробурено 19 новых скважин (№№107, 118, 119, 120, 121, 122, 123, 124, 125, 126, 127, 128, 129, 130, 131, 7д, 8д, 10д, 20д), из них 1 ед. (№107) пробурена как оценочная остальные – как эксплуатационные.

1.1 Обоснование необходимости наличия методического руководства

Рекомендации по оптимизации работы скважин в основном направлены на выявление наиболее благоприятных режимов работы скважины, с целью задействовать потенциал скважины при недопущении преждевременного ее обводнения. Для этого необходимо поэтапное снижение забойного давления с дальнейшей фиксацией показателей ее работы. На тех скважинах, где изменение режима работы затруднительно, по причине несоответствия рабочих характеристик насосного оборудования, необходим дополнительный анализ целесообразности его замены. [2,3]

1.2 Инструментарий подбора скважин-кандидатов на оптимизацию

Инструментарий подбора скважин-кандидатов на оптимизацию был основан на последовательной оценке действующего фонда месторождения на соответствие требованиям отвечающих критериям разработанного методического подхода. Последовательность действий оценки скважин-кандидатов представлены на рисунке 1. Важным условием корректного использования методического документа, является входные данные, полученные непосредственно на промысле.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает, оценку фонда и выявление потенциальных скважин для технологических мероприятий по изменению режимов работы насосных установок, их подбор и практическое применение. [4,5 ]

Проведение оптимизации работы скважины должно проводится ежемесячно, с целью обеспечения максимального отбора нефти при минимальной обводненности.

Рисунок 1. Схема фильтрации скважин на оптимизацию 

1.3 Принцип отбора скважин-кандидатов

Расчет производился на базе стандартного технологического режима, предоставленного НГДУ «Доссормунайгаз», с использованием данных по физико-химическим свойствам нефти и газа. (нижеперечисленные данные берутся из утверждённого проекта): [1]

• Нач. пластовое давление, атм
• Давление насыщения, атм
• Газосодержание, м³/т
• Вязкость пластовой нефти, мПа*с
• Объемный коэффициент нефти, м³/м³
• Пластовая температура, *С
• Плотность пластовой нефти
• Плотность дегазированной нефти

а также на основании данных по замерам пластового давления и динамического уровня по ГДИС (нижеперечисленные данные берутся при проведении соответствующих исследований):

• Р_пл, атм:
• Н_дин, м,

Используя вышеперечисленные данные, проводится расчет следующих основных параметров для начальной оценки скважин:

• Коэффициент продуктивности,

η= м³/сут/атм                                                                          (1)

где: η — коэффициент продуктивности [м³/(с*Па) ]

Q_ж—дебит скважины [м³/сут].

 =Р_пл.-Р_заб.— депрессия [МПа],                                                           (2)

Р_пл.—пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа],

Р_заб.—забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

P_пр. на приеме насоса,

Р_пр=(Н_спск.-Н_дин.)*ρ_{дег.неф}.*g/100                                                             (3)

где: Н_спск.-глубина спуска насоса в метрах.

Н_дин- динамический уровень

ρ_{дег.неф}-плотность дегазированной нефти

• Q_ж целевой (Р_заб=Р_нас), м³/сут,

Q_ж=η* (Р_пл.-Р_заб).                                                                            (4)

• Прирост по нефти (Р_заб=Р_нас), м³/сут,

Q_пр=(Q_ж-Q_ср.с)*(1-W/100)* ρ_{дег.неф}(5)

где: Q_ср.с-среднесуточный дебит жидкости.

W-обводненность

• Максимальные возможности СК

Q_макс.=1440π* d²/4*21                                                                          (6)

• Потенциальный дебит на максимальных значениях текущего оборудования, м³/сут

Q_пот.=Q_мак*К_под.                                                                              (7)

где: К_под.-коэффициент подачи насоса.

• Процент газа на входе в насос из всего объема добываемой жидкости

После расчёта основных параметров, скважины оцениваются по требованиям выдвигаемых разработанными критериями. Ниже приведено более подробное описание каждого критерия.

• Критерий № 1 - Потенциал скважины. Данный фильтр составляет рейтинг приоритетных скважин;
• Критерий № 2 - Наличие подошвенных вод. Данным фильтрам исключается риск конусообразования;
• Критерий №3 - Техническое состояние скважины. Данный фильтр исключает возможные предпосылки обводнения скважины за счет технического состояния скважины; [6,7,8 ]
• Критерий № 4 – Вредное влияние газа. Данный фильтр исключается скважины, которые при текущем режиме работают с большим объемом газа на приеме насоса.

По скважинам, которые не соответствуют условию фильтра «Расчет потенциала скважины», а именно прирост по нефти более 2 тонн/сутки и обводненность более 80%, рекомендуется рассмотреть возможность проведения различных геолого-технических мероприятий.

После оценки всего фонда скважин по двум месторождениям Ботахан и Восточный Макат, по критериям подбора, в конечном счете был сформирован список скважин-кандидатов.

При оценке итоговых показателей по дебитам и обводненности скважин, был проведен расчет результатов. Исторические данные проведённых мероприятий по увеличению отборов, показывают, что изменение обводненности колеблется в пределах 5%. По этим данным была внесена поправка установить обводненность +5%.

Скважины – кандидаты были подобраны с учетом возможностей продуктивности пласта и потенциальной работоспособности текущего оборудования. Для достижения прироста рекомендуется установить режим работы скважин на максимальные возможности станка-качалки, то есть увеличить число качанием на 7, а длиной хода на 3.

Таблица 1.1.

Скважины-кандидаты на оптимизацию с текущими показателями по добыче

Таблица 1.2.

Скважины-кандидаты на оптимизацию с прогнозными показателями по добыче

Таблица 1.3.

Скважины-кандидаты на оптимизацию с прогнозными показателями по добыче с поправкой на обводненность 5%

Выводы: Принимая во внимания рассчитанные прогнозные показатели по скважинам-кандидатам, рекомендуется оптимизировать скважины №80 и 85 (месторождению В.Макат), так как согласно расчетам по ним не наблюдается вредного влияния газа на приёме насоса.

Рекомендации по оптимизации работы скважин в основном направлены на выявление наиболее благоприятных режимов работы скважины, с целью задействовать потенциал скважины при недопущении преждевременного ее обводнения. Для этого необходимо поэтапное снижение забойного давления с дальнейшей фиксацией показателей ее работы. На тех скважинах, где изменение режима работы затруднительно, по причине несоответствия рабочих характеристик насосного оборудования, необходим дополнительный анализ целесообразности его замены.[9,10,11.]

Проведение оптимизации работы скважины должно проводится ежемесячно, с целью обеспечения максимального отбора нефти при минимальной обводненности.