Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

дипломная работа

2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи

Согласно Проекту ОПЭ [3] по состоянию на 01.07.2007г. на Амангельды в опытно-промышленной эксплуатации находится газоконденсатная залежь.

Характеристика фонда скважин нижневизейского горизонта Амангельды по состоянию на 01.07.2007 г. приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Характеристика фонда скважин

Как видно из таблицы, по состоянию на 01.07.2007 г. эксплуатационный фонд нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составлял 36 скважин, из которых 24 скважины - действующие добывающие фонтанные, 1 - наблюдательная, 11 - ликвидированных.

Из 36 пробуренных скважин - 17 пробурены в период разведки, в т.ч.9 поисковых (1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 13) и 6 разведочных скважин (6, 11, 15, 16, 17, 18) и 21 - в период ОПЭ, в т.ч. 6 разведочных (102, 103, 106, 109, 113, 115) и 15 эксплуатационных (101, 104, 105, 107, 108, 110, 111, 112, 114, 116, 117, 118, 119, 121, 122).

При пуске месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию (октябрь 2003 г.) было введено 5 скважин (101, 103, 109, 110, 113), в 2004 г. - 10 скважин (102, 105, 106, 107, 108, 111, 112, 114, 115, 116), в 2005 г. - 3 скважины (104, 117, 2-Г), в 2006 г. - 3 скважины (6-Г, 118, 121) и в первом полугодии 2007 - 3 скважины (16-Г, 119, 122).

Поисковая скважина 2-Г и две разведочные скважины 6-Г и 16-Г были восстановлены и введены в эксплуатацию дополнительно к Проекту ОПЭ, согласно рекомендациям, предложенным в Авторском надзоре за 2004-2006 гг. [5-7]. Также, согласно рекомендациям, восстановлена поисковая скважина 5-Г, для использования её в качестве наблюдательной.

Согласно рекомендациям, предложенным в Авторском надзоре за 2004 г. [5], дополнительно к Проекту ОПЭ были пробурены и введены в эксплуатацию четыре скважины (118, 119, 121, 122), одна скважина (120) находилась на дату анализа (01.07.2007 г.) в завершающей стадии бурения.

При этом, скважина 107 является скважиной-дублёром скважины: 16-Г, 109 - 5-Г, 111 - 2-Г, 112 - 1-Г, 113 - 6-Г, 115 - 8, 116 - 18, из них 5 пар скважин: 107 и 16-Г, 109 и 5-Г, 111 и 2Г, 112 и 1-Г, 113 и 6-Г пробурены в непосредственной близости друг к другу (см. приложение 2).

Характеристика начальных и текущих дебитов скважин

Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам газа и конденсата приведено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Распределение скважин по дебитам газа и конденсата

Как видно из таблицы 2.2, на 01.07.2007 г. большая часть скважин в количестве 10 единиц, что составляет 41.7 % от действующего фонда, эксплуатировались с дебитами газа от 15 тыс.м3/сут до 40 тыс.м3/сут. С минимальными дебитами газа до 15 тыс.м3/сут работали 6 скважин, что составило 25 % от действующего фонда. Пять скважин месторождения эксплуатировались с дебитами в диапазоне 40-80 тыс.м3/сут, что составляет от действующего фонда 20.8 %. Оставшиеся 3 скважины, составляющие от общего количества действующего фонда 12.5 %, работали с более высокими дебитами, более 80 тыс.м3/сут.

По фактическим данным эксплуатации на 01.07.2007 г. добывающие скважины месторождения Амангельды работали с текущими дебитами: газа - от 3 тыс.м3/сут (скважина 119) до 108 тыс.м3/сут (скважина 104) и конденсата - от 0.1 т/сут (скважина 119) до 9.3 т/сут (скважина 104). В целом по месторождению на 01.07.2007 г. текущие среднесуточные дебиты по газу составили 36.3 тыс.м3/сут и 2.9 т/сут по конденсату.

Как видно из таблицы 2.3, добывающие действующие скважины месторождения условно делятся на 4 группы: высоко-, средне-, мало- и низкодебитные.

Так к группе высокодебитных скважин можно отнести 3 скважины (122, 109, 104), характеризующихся среднесуточными дебитами по газу: 96.4, 99.6, 108.0 тыс.м3/сут, соответственно.

К среднедебитным относятся пять скважин (107, 2-Г, 6-Г, 121, 108) со средними дебитами по газу 45.7, 57.0, 61.0, 65.5, 74.6 тыс.м3/сут, соответственно.

Таблица 2.3 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Характеристика текущих дебитов скважин по состоянию на01.07.2007 г.

Десять скважин (117, 115, 106, 16-Г, 114, 112, 102, 103, 116, 113) входят в группу малодебитных скважин и характеризуются средними дебитами от 15.0 до 38.2 тыс.м3/сут.

Низкодебитными являются шесть скважин (119, 111, 105, 118, 110, 101) с дебитами газа 3.0, 3.8, 3.9, 4.2, 8.3, 10.0 тыс.м3/сут, соответственно.

За время эксплуатации почти во всех скважинах месторождения наблюдается снижение среднесуточных дебитов по газу и конденсату.

Наиболее интенсивное снижение дебитов наблюдается в 3-х скважинах: 104, 109, 110.

Скважина 104, введена в эксплуатацию в марте 2005 года, со средним начальным дебитом газа 180.8 тыс.м3/сут, который увеличившись в следующем месяце до своего максимума в 196.6 тыс.м3/сут, снизился до минимума 107.95 тыс.м3/сут (на 01.07.2007 г.). Накопленная добыча скважины составила: газа - 128.57 млн.м3, конденсата - 12.78 тыс.т.

Таблица 2.4 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.07.2007 г.

Заметное снижение дебита газа отмечается в скважине 109, эксплуатирующейся с ноября 2003 года. Дебит скважины, составляя на начало эксплуатации 104.5 тыс.м3/сут, в мае месяце 2004 г. достиг максимального дебита в 208.3 тыс.м3/сут, после чего снизился до 98 тыс.м3/сут в мае 2007 г. Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 99.6 тыс.м3/сут, накопленная добыча газа и конденсата - 205.2 млн.м3 и 23.25 тыс.т, соответственно.

Также снизился дебит газа в скважине 110, введенной в эксплуатацию в ноябре 2003 г. Если в начале эксплуатации он составлял 80.0 тыс.м3/сут, увеличившись в следующем месяце до 87.0 тыс.м3/сут, затем начал интенсивно снижаться, составив на 01.07.2007 г. 8.3 тыс.м3/сут. Всего с начала эксплуатации скважины добыто 34.07 млн.м3 газа и 2.95 тыс.т конденсата.

Менее интенсивное снижение среднесуточных дебитов газа наблюдается в десяти скважинах (101, 102, 103, 107, 108, 113, 117, 121, 2-Г и 6-Г):

Эксплуатация скважины 101 началась в декабре 2003 г. Начальный дебит газа данной скважины составил 38.3 тыс.м3/сут. С февраля 2004 г. началось интенсивное снижение дебита, который на 01.07.2007 г. составил 10.0 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа скважины составила 27.48 млн.м3, конденсата - 2.57 тыс.т.

Скважина 102 эксплуатируется с ноября 2004 года. Дебит скважины составлял на начало эксплуатации 10.2 тыс.м3/сут, который в следующем месяце увеличился до 39.5 тыс.м3/сут, а с января 2005 года начал снижаться, составляя на 01.07.2007 г. 25.29 тыс.м3/сут. Всего, с начала эксплуатации, добыча газа и конденсата составила: 28.93 млн.м3 и 2.54 тыс.т, соответственно.

Скважина 103 вошла в эксплуатацию в ноябре 2003 г. с начальным дебитом 55.3 тыс.м3/сут, который в процессе эксплуатации снижался и на 01.07.2007 г. составил 27.8 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 41.08 млн.м3 и 3.75 тыс.т, соответственно.

Эксплуатация скважины 107 началась в марте 2004 г. Начальный дебит скважины составлял 80.98 тыс.м3/сут, который в процессе эксплуатации снизился почти в 2 раза и составил на 01.07.2007 г. 45.67 тыс.м3/сут. Добыча газа и конденсата за весь период эксплуатации составила 68.69 млн.м3 и 6.59 тыс.т, соответственно.

Начальный дебит скважины 108, введенной в эксплуатацию в сентябре 2004 г., составил 102.4 тыс.м3/сут. С марта месяца 2005 г., дебит газа данной скважины начал постепенно снижаться, составив на 01.07.2007 г. 74.6 тыс.м3/сут. За время эксплуатации скважины всего добыто 91.95 млн.м3 газа и 8.82 тыс.тонн конденсата.

Скважина 113 начала эксплуатироваться с ноября 2003 г. с начальным дебитом 58.8 тыс.м3/сут, который в дальнейшем снизился до 34.3 тыс.м3/сут (апрель 2007 г.). Текущий дебит газа данной скважины составил 38.2 тыс.м3/сут. Добыча с начала эксплуатации скважины составила: газа - 65.09 млн.м3, конденсата - 4.26 тыс.т.

Дебит скважины 117, вступившей в эксплуатацию в марте 2005 г., с начальным дебитом 32.0 тыс.м3/сут, в процессе добычи снизился до 13.3 тыс.м3/сут (сентябрь 2006 г.), затем немного увеличившись, составил на 01.07.2007 г. 15.0 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа и конденсата скважины с начала ее эксплуатации составила 16.71 млн.м3 и 1.53 тыс.т, соответственно.

Добывающая скважина 121 введена в эксплуатацию в августе 2006 г., с начальным средним дебитом 76.8 тыс.м3/сут, который в следующем месяце увеличился до 100.2 тыс.м3/сут, в дальнейшем постепенно уменьшаясь, на 01.07.2007 г. составил 65.5 тыс.м3/сут. За время эксплуатации скважины всего было отобрано 25.06 млн.м3 газа и 2.38 тыс.т конденсата.

Скважину 2-Г ввели в эксплуатацию в апреле 2005 г., после восстановления ее из ликвидации, со средним начальным дебитом 71.4 тыс.м3/сут. В следующем месяце того же года среднесуточный дебит газа увеличивается до 75.8 тыс.м3/сут, после чего начинает интенсивно снижаться до 45.8 тыс.м3/сут (октябрь 2006 г.). В ноябре месяце 2006 г. в скважине проводят КРС по изоляции притока воды с вышележащих водоносных пластов установкой пакера. После успешно проведенного капитального ремонта скважины (КРС) среднесуточный дебит увеличился до 99.9 тыс.м3/сут. Проработав декабрь месяц, скважину опять остановили на КРС, по причине негерметичности пакера. После проведенных ремонтных работ в скважине, дебит ее не увеличился, наоборот снизился до 55.7 тыс.м3/сут (февраль 2007 г.). Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 56.98 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 44.69 млн.м3 и 2.46 тыс.т, соответственно.

Снижение дебита также наблюдается в восстановленной скважине 6-Г. Скважина введена в эксплуатацию в ноябре 2006 г. с начальным дебитом газа 82.9 тыс.м3/сут, который постепенно снижаясь, составил на 01.07.2007 г. - 60.98 тыс.м3/сут. Всего, за время эксплуатации данной скважины, отобрано: газа - 17.66 млн.м3, конденсата - 1.58 тыс.т.

Небольшое снижение дебитов газа наблюдается в семи скважинах (105, 106, 111,112, 114, 115, 118):

Скважина 105 эксплуатируется с апреля 2004 г. с начальным дебитом 13.4 тыс.м3/сут, который уменьшился в декабре 2006 г. до 1.7 тыс.м3/сут, составив на 01.07.2007 г. 3.9 тыс.м3/сут. Добыча скважины с начала эксплуатации составила: газа - 5.17 млн.м3, конденсата -0.67 тыс.т.

Начальный дебит скважины 106, введенной в эксплуатацию в мае 2004 года, составил 9.0 тыс.м3/сут. После КРС, проведенного в скважине с июля по август месяцы 2005 г., с целью зарезки бокового наклонного ствола, дебит газа увеличился с 9.9 тыс.м3/сут (июнь 2005 г. -перед КРС) до 25.7 (октябрь 2005 г. - после КРС), после чего произошло снижение дебита. Средний дебит скважины по состоянию на 01.07.2007 г. составил 17.5 тыс.м3/сут, за время ее эксплуатации всего добыто: газа - 15.57 млн.м3, конденсата - 1.55 тыс.т.

Скважина 111 дважды осваивалась и вводилась в эксплуатацию в марте и мае 2004 г., с дебитами 5.7 тыс.м3/сут и 10.2 тыс.м3/сут, соответственно. С марта 2005 г. среднесуточный дебит скважины стал снижаться и в июне 2006 г. дошел до минимума - 1.02 тыс.м3/сут. После проведенного в декабре месяце 2006 г. КРС, дебит скважины немного вырос, составляя на 01.07.07 3.79 тыс.м3/сут. Всего с начала эксплуатации из скважины 111 отобрано: газа - 4.36 млн.м3, конденсата - 0.54 тыс.т.

Скважина 112 вошла в эксплуатацию в феврале 2004 года с начальным дебитом 30.1 тыс.м3/сут, который в дальнейшем постепенно снизился до 19.7 тыс.м3/сут (май 2006 г.) и составил на 01.07.2007 г. - 22.72 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 29.9 млн.м3 и 2.6 тыс.т, соответственно.

Снижение дебита также произошло в скважине 114, вступившей в эксплуатацию в октябре 2004 года. Средний дебит скважины на начало эксплуатации составлял 26.2 тыс.м3/сут, увеличившись до 27.9 тыс.м3/сут в декабре месяце 2004 г., стала снижаться. Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 18.05 тыс.м3/сут, накопленная добыча газа и конденсата -20.23 млн.м3 и 1.83 тыс.т, соответственно.

Скважина 115 вступила в эксплуатацию в июле 2004 года, с начальным дебитом 15.1 тыс.м3/сут, который в ноябре месяце увеличился до 20.9 тыс.м3/сут, а затем постепенно снизился до 14.3 тыс.м3/сут (июнь 2006 г.), составив на 01.07.2007 г. 15.73 тыс.м3/сут. Из скважины с начала эксплуатации всего отобрано: газа - 19.48 млн.м3, конденсата - 1.93 тыс.т.

Скважина 118, введена в эксплуатацию в июне 2006 г. с начальным дебитом 2.0 тыс.м3/сут, который в августе снизился до 1.3 тыс.м3/сут, а на 01.07.07 составил 4.18 тыс.м3/сут. Добыча газа и конденсата за время эксплуатации скважины составила 0.75 млн.м3 и 0.05 тыс.т, соответственно.

С небольшим увеличением дебита по газу работали скважины 116 и 122.

Скважина 116 эксплуатируется с мая 2004 года, с начальным дебитом 28.1 тыс.м3/сут. Текущий дебит на 01.07.2007 г. составил 31.2 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа и конденсата на 01.07.07 составила 36.44 млн.м3 и 3.07 тыс.т, соответственно.

В феврале 2007 года в эксплуатацию ввели скважину 122, с начальным дебитом 90.3 тыс.м3/сут. В процессе эксплуатации дебит скважины постепенно увеличивался и составил на 01.07.2007 г. 96.4 тыс.м3/сут. За пять месяцев эксплуатации всего добыто: 13.68 млн.м3 газа и 1.19 тыс.т конденсата.

Среднесуточный дебит скважины 119, введенной из бурения в эксплуатацию в июне 2007 г. составил 3.03 тыс.м3/сут. Добыча скважины за месяц эксплуатации составила: газа - 0.08 млн.м3, конденсата - 0.003 тыс.т.

Восстановленная из ликвидации разведочная скважина 16-Г была введена в эксплуатацию в июне 2007 г. Дебит скважины составил 18.05 тыс.м3/сут. Всего, за месяц эксплуатации скважины добыто: газа - 0.433 млн.м3, конденсата - 0.03 тыс.т.

Режим работы газодобывающих скважин устанавливается по заданному давлению на устье [3]. Принятое Проектом ОПЭ [3] ограничение по устьевому давлению не ниже 6.15 МПа, на дату анализа снижено в среднем по месторождению до 5.46 МПа. Это значение соответствует уровню устьевого давления (5.1 МПа) в уточненных технологических показателях на 2007 г. [7].

В процессе эксплуатации почти во всех скважинах наблюдается снижение дебитов газа и конденсата. Основные причины снижения дебитов скважин: во-первых, геологические причины - низкая проницаемость коллекторов; во-вторых, технологические причины - накопление жидкости на забое скважин, о чем свидетельствуют ГИС [5-7].

Мероприятия по оптимизации фонда скважин

АО "НИПИнефтегаз" в рамках "Авторских надзоров за 2003-2006 гг." [5-7] с целью увеличения добычи газа давались рекомендации по оптимизации фонда скважин. Рабочая программа и План мероприятий по оптимизации фонда скважин включали в себя восстановление разведочных и поисковых скважин, дополнительное бурение скважин, в т.ч. бурение двуствольной скважины.

Согласно Рабочей программы с целью увеличения уровня добычи газа по месторождению и выполнения решений Технического Совещания Комитета геологии и охраны недр, заседания Научно-технического Совета (НТС) ТУ "Южказнедра", а также на основании решения НТС ТУ "Южказнедра" от 27 мая 2004 г. АО "НИПИнефтегаз" был разработан "Проект по восстановлению поисковой скважины 2 месторождения Амангельды" [22], в котором определен порядок работ по восстановлению скважины, даны рекомендации по интенсификации притока газа. Работы дали положительные результаты. Поисковая скважина 2-Г восстановлена в апреле 2005 г., средний дебит по газу за анализируемый период составил 67.5 тыс.м3/сут, по конденсату - 3.1 т/сут. На дату анализа (01.07.07) скважина эксплуатируется со средними текущими дебитами: газа - 57 тыс.м3/сут и конденсата - 4.1 т/сут. В соответствии с "Авторским надзором за 2005 г." [6] и согласно Рабочей программе с целью увеличения уровня добычи газа по месторождению АО "НИПИнефтегаз" также были разработаны Программы работ по восстановлению поисковой скважины 5 и разведочной скважины 6-Г, в которых определен порядок работ по их восстановлению, даны рекомендации по интенсификации притока газа в скважине 6-Г. Работы по восстановлению разведочной скважины 6-Г и вводу ее в эксплуатацию дали положительные результаты. Скважина 6-Г восстановлена в ноябре 2006 г., средний дебит по газу за анализируемый период составил 83.2 тыс.м3/сут, по конденсату - 7.6 т/сут. На дату анализа скважина эксплуатировалась со средними текущими дебитами: газа - 83.6 тыс.м3/сут и конденсата - 7.4 т/сут. В декабре 2006 г. восстановлена поисковая скважина 5 для использования в качестве наблюдательной.

Делись добром ;)