Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

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

Категория скважин

№№ скважин

Количество скважин

1 Добывающие

2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 121, 122

24

1.1 Действующие

2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 121, 122

24

из них: скважины-дублеры

107, 109, 111, 112, 113, 115, 116

7*

2 Наблюдательные

5-Г

1

3 Ликвидированные

1, 3, 4, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 17, 18

11

Всего

36

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

Показатели

Диапазон дебитов газа, тыс.м3/сут

Итого

до 15

15-40

40-80

>80

Количество скважин

6

10

5

3

24

В % от действующего фонда

25.0

41.7

20.8

12.5

100

Показатели

Диапазон дебитов конденсата, т/сут

Итого

до 1

1-3

3-9

>9

Количество скважин

6

10

7

1

24

В % от действующего фонда

25.0

41.7

29.0

4.2

100

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.

№№ п/п

Скважина

Текущий дебит газа, тыс.м3/сут

Текущий дебит конденсата, т/сут

1

2-Г

56.98

4.08

2

6-Г

60.98

5.01

3

16-Г

18.05

1.05

4

101

10.00

0.90

5

102

25.29

2.08

6

103

27.82

2.23

7

104

107.95

9.33

8

105

3.86

0.20

9

106

17.50

1.31

10

107

45.67

3.45

11

108

74.60

6.58

12

109

99.59

8.69

13

110

8.28

0.67

14

111

3.79

0.20

15

112

22.72

1.71

16

113

38.20

2.08

17

114

18.05

1.44

18

115

15.73

1.32

19

116

31.20

2.23

20

117

15.04

1.30

21

118

4.18

0.20

22

119

3.03

0.10

23

121

65.49

5.43

24

122

96.40

8.64

Среднее значение

36.27

2.93

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.

№№ п/п

№ скважины

Накопленная добыча газа, млн.м3

Накопленная добыча конденсата, тыс.т

1

2-Г

44.685

2.463

2

6-Г

17.656

1.584

3

16-Г

0.433

0.025

4

101

27.475

2.570

5

102

28.927

2.541

6

103

41.076

3.752

7

104

128.574

12.775

8

105

5.165

0.665

9

106

15.572

1.549

10

107

68.689

6.589

11

108

91.948

8.823

12

109

205.200

23.245

13

110

34.069

2.945

14

111

4.358

0.543

15

112

29.900

2.599

16

113

65.086

4.264

17

114

20.233

1.831

18

115

19.476

1.926

19

116

36.438

3.071

20

117

16.705

1.528

21

118

0.750

0.046

22

119

0.079

0.003

23

121

25.064

2.379

24

122

13.682

1.186

всего

941.24

88.902

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.

Делись добром ;)