Анализ структуры добывающего фонда скважин на Пермяковском месторождении

При анализе структуры добывающего фонда скважин можно выявить довольно много проблем, которые мешают эффективной добычи нефти. В связи с этим данная статья сможет раскрыть некоторые вопросы, связанные с причиной потери добычи нефти. Пермяковское месторождение имеет свои определенные особенности, а особенно скважины и режимы их работы, о чём в дальнейшем пойдет речь.

В центральной части месторождения, находящейся под сильным влиянием системы ППД (62% закачки, 54% скважин), падение пластового давления в I полугодии 2014 года составило 2,5 МПа (12,2%). Отмеча- ется влияние остановки системы ППД на показатели разработки Пермяковского месторождения в целом и по участкам. Из-за остановки закачки наблюдается падение дебита нефти (с 12,9 т/сут до 9,8 т/сут) и дебита жидкости (с 24,6 т/сут до 16,2 т/сут). Явное влияние остановки закачки на снижение обводненности установить не удалось, но заметен резкий скачек обводненности в первые месяцы после включения в работу системы ППД с 46% до 60% при высоком росте добычи жидкости.

На всех участках прослеживается падение дебитов как жидкости, так и нефти, из-за остановки системы ППД. Явное влияние остановки на обводненность установить сложно, но пиковые значения наблюдаются спустя 3-4 месяца после восстановления системы ППД, что указывает на влияние восстановления системы ППД. На южном участке остановка системы ППД привела к снижению дебита жидкости с 31,3 т/сут до 19,5 т/сут и дебита нефти с 5,2 т/сут до 4,7 т/сут. Обводненность снизилась с 83,5% до 75,8%

Анализируя структуру добывающего фонда скважин и показателей их эксплуатации, мы выявили, что добывающий фонд Пермяковского месторождения составляет 204 скважины, в т.ч. эксплуатационный фонд – 167 скважины (по проекту 193). Действующий фонд месторождения составил 120 скважины, в бездействии находится 43 скважины и в освоении 4 скважины.

Основную долю бездействующего фонда составляют скважины с высокой обводненностью продукции – 19 скважин (11,4% от эксплуатационного фонда). По таким скважинам, на наш взгляд, необходимо предусмотреть комплекс геолого-промысловых исследований для определения и изоляции источников обводнения.

В бездействии по техническим причинам находится 14 скважин. Из них по 12 скважинам отмечены аварии повышенной сложности. Потери в добыче нефти по этой группе равны 60.9 тонн в сутки, около 4,5% добычи месторождения.

11 скважин или 5,4% от пробуренного на месторождении фонда бездействуют по другим причинам (отсутствие циркуляции – 7 скважин, отсутствие обустройства – 2 скважины, слабый приток – 2 скважины).

На 01.01.2014 г. действующий фонд Пермяков-ского месторождения составил 120 скважин, что почти на треть меньше предусмотренного проектом – 175 скважин. Коэффициент эксплуатации фонда месторождения за 2014 год близок к проектному значению (0,95) и составляет 0,94.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности видно, что 50 скважин (41,7%) являются малодебитными (дебит нефти <5 т/сут), 37 скважин (30,8%) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут и 33 (27,5%) имеют дебит более 20 т/сут.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности показало, что 61 скважина (50,8%) работают с долей воды в продукции менее 30%, 7 скважин (5,8%) входят в группу с обводненностью от 30 до 50% и 52 скважины (43,3%) об- воднены более чем на 50%. По сравнению с 2013 годом относительное количество высокообводненных скважин (80-100%) выросло на 13,5%, скважин с обводненностью более 50% – на 18,5%.

Перечень высокообводненных скважин, находящихся в действующем фонде, по причинам обводнения можно условно разделить на 4 группы:

Скважины, обводненные за счет подтягивания краевых и подошвенных вод (№№ 103, 105, 118, 142, 187, 224, 233, 251, 255, 268, 226, 241). Эта группа составляет 36,4% от высокообводненного действующего фонда, и в основном эти скважины находятся вблизи внешнего контура нефтеносности.

Скважины, обводненные вследствие выработки и истощения запасов нефти (12,1%). К этой группе относятся скважины №№ 167 (накопленная добыча нефти – 107871 т, обводненность – 98,4%), 188 (накопленная добыча нефти – 153718 т, обводненность – 97,4%), 237 (накопленная добыча нефти – 98208 т, обводненность – 99,3%), 524 (накопленная добыча нефти – 77471 т, обводненность – 99,0%). Характеристики вытеснения в координатах удельной накопленной добычи нефти и жидкости, приведенные к эффективной перфорированной толщине, показывают, что вытеснение осуществлялось постепенно, без резких скачков обводнения

Скважины, обводненные после проведения ГТМ (ГРП на скважинах находящихся в краевых зонах, оптимизации в скважинах, вскрывших водонефтяную зону и т.д.). Эту группу также можно разделить на 2 подгруппы в соответствии с проводимыми на них мероприятиями:

– скважины, обводненные после работ по оптимизации режима работы (№№ 136, 231, 500, 502, 508, 511).

– скважины, обводненные после работ по интенсификации добычи нефти (№№ 117, 386, 502). Несмотря на получение эффекта, продукция начала быстро обводняться, дальнейшая оптимизация усугубила положение и в результате обводненность выросла за год с 39,3% до 86,0%, а после оптимизации в сентябре 2013 года возросла до 99%.

На Пермяковском месторождении добыча нефти в основном осуществляется электроцентробежными и штанговыми насосными установками. Одна скважина оборудована электродиафрагменным насосом, эксплуатация которой продолжается менее года и какие либо выводы о работе этого оборудования в условиях месторождения делать преждевременно.

В целом по месторождению год назад действующий фонд составлял 133 скважины или 71% от эксплуатационного. В настоящее время этот фонд сократился и составляет 120 скважин (в основном сократился фонд ШГН). Бездействующий фонд находится в пределах 27%-26%, в освоении 2-3%.

Электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 7 до 280 м3/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками на Пермяковском место- рождении, на 01.01.13 г. составляет 79 скважин или 52% всего фонда. За год фонд скважин, оборудованный ЭЦН, уменьшился на 5 скважин.

Бездействующий фонд составляет 19% или 15 скважин от эксплуатационного. Снижение эксплуатационного фонда произошло за счет перевода ряда скважин в пьезометрический фонд, который увеличился за год на 15 скважин.

На месторождении применяются в основном установки производительностью 50 м3/сут, их 66%. В периодическом режиме работает 15 скважин или 24% от работающего фонда. Из них одна горизонтальная , 3 пологогоризонтальные.

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,3 до 1,6. В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6-1,2) работает 37 установок или 74% скважин из числа работающих в постоянном режиме.

Анализ структуры добывающего фонда скважин позволяет сделать следующие основные выводы :

Эксплуатационный фонд меньше проектного по причине бездействия скважин (потери от бездействия – 91,2 т/сут).

Основные потери добычи нефти связаны с увеличением процента обводненности продукции скважин. (Количество высокообводненных скважин за 20132014 гг. выросло в 2,5 раза.)

Основные причины обводненности делятся на три группы:

• -   естественное обводнение за счет истощения

запасов;

• -    обводнение вследствие несоответствия вида ГТМ особенностям геологического строения участка залежи;

• -    обводнение по причине нарушения технологических режимов соседних нагнетательных скважин (давление нагнетания Р_наг, приемистость q_пр).

Рекомендации:

• 1.    Необходимо силами КРС проводить работы по выводу скважин из бездействующего фонда.

• 2.    При планировании ГТМ необходимо учитывать геологическое строение залежи (наличие или отсутствие глинистых пропластков, а также их толщину).

• 3.    Необходимо осуществлять регулирование закачки по отдельным скважинам и не допускать отклонений от оптимальных режимов работы, во избежание образования тектонических трещин при Рнаг>Ропт или Рнаг < Ропт недостаточное вытеснение нефти по пласту.