Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

дипломная работа

2.1 Движение фонда скважин по годам и условия их эксплуатации

На месторождении Керновское пробурено 59 скважин, из них одна - параметрическая (скв. 1), одна опорная (скв. 1 - Тимано-Печорская), 13 - поисковых (скв. 71-80, 85, 92, 95), 13 - разведочных (скв. 81, 84, 86-91, 93, 94, 96) и 31 - эксплуатационная (скв. 1-20, 22-32).

Состояние фонда пробуренных поисково-разведочных скважин следующее:

- введены в общий фонд шесть скважин, из них - три в эксплуатационный фонд (скв. 74 - действующая, скв. 83 и 95 - находящиеся в бездействии), две - (скв. 77 и 84) - контрольно-наблюдательные, одна - скв. 96 - пьезометрическая;

- ликвидированы по геологическим и техническим причинам 20 скважин (cкв. 71, 72, 73, 75, 76, 78, 79, 80, 81, 82, 85, 89, 91, 93, 94, 86, 90, 87, 88, 92);

- параметрическая скв. 21, вскрывшая залежь в песчаниках пашийского возраста, введена в основные фонды, находится в консервации.

C 1983 г. опытно-промышленная эксплуатация велась двумя скважинами: 10 и 74. К концу 1985 г. эксплуатационный фонд составил 13 скважин, из них 12 - действующих (в том числе, кроме скв. 74, переведенной из поисковых ранее, переведены из разведочных и поисковых скв. 83 и скв. 95 соответственно) и одна (скв. 5) - контрольно-наблюдательная.

В 1985 г. разведочная скв. 96 после окончания опробования была ликвидирована по геологическим причинам с сохранением ствола. В настоящее время скважина находится на балансе ВГПУ и используется как пъезометрическая.

При составлении технологической схемы ГКМ N в 1985 г. действующий фонд скважин был условно разделен по продуктивности на три группы.

К высокодебитным относились скважины (скв. 12, 15, 16, 17, 74), расположенные, в основном, в сводовой и присводовой частях структуры, в зоне развития максимальных эффективных мощностей с улучшенными коллекторскими свойствами и работающих с дебитом свыше 300 тыс. м3/сут, cреднедебитные скважины (скв. 1, 6, 18, 22, 83, 95) - с дебитом от 100 - до 300 тыс. м3/сут, низкодебитные (cкв. 10) - с дебитом до 100 тыс.м3/сут.

В процессе дальнейшей эксплуатации ряд среднедебитных скважин перешел в разряд низкодебитных, вследствие поступления жидкой фазы в скважины.

C 1987 г. основной фонд (высоко - и среднедебитный) работал без осложнений, а низкодебитные скважины часто выходили из строя. Увеличение коэффициента эксплуатации в этом году достигнуто как за счет сокращения времени на все виды исследований, так и введения с июня газлифтной эксплуатации трех низкодебитных скважин (скв. 9, 10, 22) с подачей газа высокого давления (ГВД) в затрубное пространство cо скв. 74.

В 1987 г. разведочные скв. 77 и 84, находившиеся в консервации, переданы на баланс ГПУ в качестве контрольно-наблюдательных.

Общий фонд на конец 1987 г. составил 25 единиц, одна из которых (скв. 8) ликвидирована 28.11.87 г. в процессе опробования по техническим причинам.

В период 1987-90 гг. пробурено 10 скважин. Из них в пяти скважинах (скв. 23, 24, 25, 27, 29) получены низкие притоки газа (от 3 до 30 тыс.м3/сут), а в остальных (скв. 4, 26, 28, 30, 32) при опробовании лишь накапливались в стволе столбы жидкости. Причинами всего этого является разбуривание в первую очередь сводовой части залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а затем периферийной части, характеризующейся ухудшенными коллекторскими свойствами. Интенсивные отборы газа сводовыми скважинами вызвали значительное снижение пластового давления в залежи, что привело к изменению фазового состояния УВ флюидов, обусловленного ретроградными процессами, происходящими в пласте и призабойной зоне.

Эксплуатационное разбуривание залежи завершено в 1990 г., пробурена 31 скважина и шесть скважин переведены в эксплуатационные из поисково-разведочных. Максимальное количество действующих скважин - 21 было в 1988 г. против 29 по проекту.

В первой половине 1991 г. ряд низкодебитных скважин (скв. 6, 9, 10, 22, 23, 25, 27, 28, 32, 29, 83, 95) был переведен на газлифтный способ эксплуатации с подачей газа из соседних высокодебитных скважин (скв. 13 и 74) и энергетического газа из газопровода. Результаты исследований газлифтных скважин показали, что притоки газа очень низкие (до 5 тыс. м3/сут), а эксплуатация скважин газлифтным способом экономически нецелесообразна, вследствие чего добыча газа по этим скважинам была прекращена.

За период 1992-97 гг. самостоятельно могли работать только семь скважин (скв. 1, 11, 13, 14, 15, 18, 74). За этот период низкодебитные жидкостные скважины (скв. 6, 9, 10, 16, 17, 20, 23, 24, 25, 27, 28, 29, 30, 32, 83, 95) простаивали в ожидании подключения ГВД или работали кратковременно с закачкой газа в затрубное пространство для подъема накопившихся столбов углеводородной жидкости.

Высокодебитные скважины в процессе разработки эксплуатировались по НКТ и ЗТ, в последние годы - только по НКТ, за исключением скв. 1 и 74. Скв. 1 до 1997 г. эксплуатировалась периодически по ЗТ из-за образовавшейся парафиновой пробки в стволе НКТ. Cкв. 74 эксплуатируется по НКТ и ЗТ, вследствие обрыва НКТ.

В процессе эксплуатации скважины простаивали по различным причинам. Так, в длительном капремонте находились скв. 12, 13, 16, 19, 20, 22 по причине извлечения оборванных НКТ и их замены. Cкв. 27 и 29 стояли в связи с подъемом лифтовых труб для перевода скважин на газлифт. По скв. 83 проводилось извлечение оставленных в стволе глубинных приборов.

В процессе разбуривания и разработки, кроме указанной выше скв. 8, были ликвидированы по геологическим причинам, как непродуктивные скв. 2 и 26 (с сохранением ствола) и скв. 31, скв. 12 - по техническим причинам (смятие колонны).

Скважины оборудованы, в основном, лифтовыми трубами диаметром 88,9 мм, а забои - фильтрами (17 скважин), перфорация проведена в 20 скважинах. В процессе эксплуатации в скв. 7, 12, 22 произошло смятие колонны, вследствие горно-геологических причин.

По состоянию на 01.01.99 г. в 12 - ти имеются осложнения в стволах скважин (скв. 1, 6, 7, 13, 14, 16, 19, 20, 22, 29, 74).

В период промышленной разработки месторождения по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин применялись химические методы воздействия, волновой и обработка призабойной зоны углеводородными растворителями.

Прирост дебита до 10 тыс. м3/сут при химических методах воздействия был получен по отдельным скважинам (скв. 10, 11, 15, 18, 22), что показало неэффективность таких методов.

Волновой метод был испытан на скв. 10, дебит кратковременно возрос в три раза, а затем снизился до исходной величины. Из-за низкой эффективности этот метод больше не применялся.

Одной из причин снижения дебитов явилось накопление углеводородной жидкости в призабойной зоне скважин. По условиям накопления жидкости скважины условно разделяются на две группы: расположенные в сводовой и присводовой частях залежи и находящиеся в периферийной зоне.

Для скважин первой группы накопление углеводородной жидкости в призабойной зоне происходило за счет ретроградного конденсата, а второй группы - жидкие углеводороды присутствовали в скважинах в процессе их опробования.

Для изменения характеристики притока к скважине в данной ситуации, необходимо снизить насыщенность призабойной зоны жидкими углеводородными флюидами.

Работы по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин в призабойных зонах и стволах скважин, в которых накопилась ретроградная углеводородная жидкость, выполняются в рамках “Программы по восстановлению продуктивности и реанимации бездействующего фонда скважин ГКМ Керновское на период 1996-2000 гг.”

За период 1993-98 гг. обработка призабойной зоны углеводородными растворителями (ШФЛУ, легкий конденсат) и обработка “сухим” газом проведены по скважинам (скв. 6, 7, 10, 15, 17, 20, 24, 25, 27, 83, 95).

Выполненные филиалом ВНИИГАЗа “Севернипигаз” аналитические исследования показали, что наиболее эффективными обработки будут в скважинах, расположенных в сводовой и присводовой частях залежи. Для скважин, расположенных в периферийной зоне, эффективность обработок будет ниже, вследствие интенсивного повторного накопления углеводородной жидкости в призабойных зонах скважин.

Из числа действующих в настоящее время скважин при существующем технологическом режиме эксплуатации в двух (скв. 11, 18) создаются благоприятные условия для накопления жидкости в стволах. В процессе дальнейшей работы условия эксплуатации будут ухудшаться и эти скважины, возможно, остановятся.

В процессе разработки отмечены водопроявления: незначительное присутствие пластовой воды в продукции скв. 10, 11, 13, 15, 20, 74, 83 и эпизодические проявления в скв. 6, 18, 25, 28, 29.

Появление пластовой воды или ее примеси отмечается также в пробах, отобранных из стволов скважин (скв. 6, 7, 9, 10, 13, 16-18, 23, 74, 95). Таким образом, не исключается внедрение в залежь законтурных вод по отдельным пластам с улучшенными коллекторскими свойствами. К сожалению, ни в одной из скважин, расположенных в приконтактной зоне не выполнялись временные замеры НГК, которые могли бы фиксировать подъем пластовой воды в крыльевых участках залежи по мере ее разработки.

Притоки пластовой воды получены в восьми скважинах (скв. 3, 5, 8, 82, 85, 91, 93, 96), из них три - вскрыли подошвенные воды (скв. 3, 8, 93), в четырех - (скв. 5, 82, 91, 96) - законтурные воды. В скв. 85 пластовая вода поступает из линзы (в поддиабазовой части залежи), расположенной на 29,8 м ниже продуктивного коллектора.

За контуром ГВК пробурено семь скважин (скв. 5, 31, 82, 89, 91, 94, 96).

Пластовые воды, поступающие в вышеперечисленные скважины - хлоркальциевого типа, с минерализацией 86,5-106,7 г/л.

Незначительные притоки пластовой воды (до 10,7 м3/сут) свидетельствуют о низких фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов в приконтурной зоне, что и подтверждается данными разработки: эксплуатационные скважины выносят на поверхность преимущественно конденсатогенные и техногенные воды. Активного внедрения в залежь пластовых вод практически не происходит, за исключением скв. 32, в продукции которой зафиксировано присутствие пластовой воды. Очевидно, внедрение пластовой воды на этом участке происходит из нижезалегающих пластов по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники.

Делись добром ;)