Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

 
 

     Продолжение таблицы 2.1.1

№п/п	Показатели		Ед. изм.	Годы
				2003	2004	2005	2006	2007	2008
11	Фонд  добывающих скважин	проект	ед.	53	52	48	46	44	39
		факт		42	42	42	42	42	43
12	Ввод  новых скважин	проект	ед.
		факт
13	Среднесуточный  дебит   1 скв по нефти	проект	т/сут	7,7	6,6	6	5,3	4,6	4,3
		факт		6,7	6,5	6,6	6	5,7	4,9
14	Среднесуточный  дебит   1 скв по жидкости	проект	т/сут	21,2	19,5	18,9	17,7	16,7	16,3
		факт		14,3	13,3	15,7	24	18,4	19,0
15	Темп  отбора от начальных извлекаемых  запасов	проект	%	1,4	1,16	0,9	0,8	0,6	0,5
		факт		1,12	1,07	1,06	1,03	0,98	0,83
16	Темп  отбора от текущих извлекаемых запасов	проект	%	26,8	30,	37,2	49,8	83,9
		факт		4,5	4,49	4,69	4,77	4,75	2,97
17	Выработанность  запасов	проект	%	95,4	96,8	98
		факт		76,1	77,2	78,28	79,3	80,3	72
18	Коэффициент нефтеизвлечения	проект	д.ед.	0,325	0,329	0,33	0,33	0,33	0,33
		факт		0,263	0,266	0,27	0,27	0,277	0,273

       

Рисунок 2.1.1.2 Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения Ц.В. Прорва

 

     2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки 

     Общий фонд по месторождению  Ц.В. Прорва на 01.01.08 г. составляет 264 скважины, в том числе:

     - эксплуатационный фонд добывающих  скважин - 142;

     - действующий фонд скважин –  135;

     - фонтанный фонд скважин – 44.

     Состояние фонда скважин по состоянию на 01.01.2008г. покажем в таблице 2.1.2.

     По  состоянию 01.01.08г. в эксплуатационном фонде скважин доля действующих скважин – 0,7, бездействующих – 0,3. Основной способ эксплуатации действующих скважин ШГН 47%. 

Таблица 2.1.2 

     Состояние фонда скважин на месторождении  Ц.В. Прорва

Фонд  скважин	Месторождение
	Ц.В. Прорва
Эксплуатационный  фонд	142
Действующий фонд	135
В т.ч. фонтанных	44
ШГН	71
ЭЦН	20
В бездействий	6
В освоении	1
В консервации	11
Нагнетательный  фонд	2
Водозаборный  фонд	1
Поглощающий фонд	12
В ожидании ликвидации	6
Ликвидированный фонд	76
Весь  пробуренный фонд	264

 

     За 2008 год по НГДУ «Прорвамунайгаз» добыто 103,178 млн. м³ попутного газа. Добыча газа по месторождениям распределяется следующим образом:   С. Нуржанова – 77,080 млн.м³ при среднегодовом газовом факторе 204 м³/тн, Актюбе – 3,260млн м³ при среднегодовом газовом факторе 136 м³/тн, Западная Прорва 20,618 млн м³ при среднегодовом газовом факторе 270  м³/тн, Досмухамбетовское – 2,220 млн м³ при среднегодовом газовом факторе 37 м³/тн.  
 

Таблица 2.1.2.1

     Добыча  попутного газа на месторождении Ц.В. Прорва

Место рождение	Объект разработки	Горизонт	Добыто за 2006г.	Утилизация	газ. фактор	Добыто с  начала разработки
Ц.В. Прорва	Объект V	Пермотриас	11264899	497040	228	856191202
	Объект II	VII2 горизонт	5509299	246200	335	1027983466
	Объект III	VII2 горизонт	3844072	168760	372	256660712
		Итого	206180000	312000	270	2140835380

 

     Достаточно  низкие средние значения коэффициентов  использования и эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены  целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.  

     2.1.3 Анализ выработки  запасов нефти  и газа 

     Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Западная Прорва выполнен специалистами, ОАО НИПИ "Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г.

       Подсчет запасов производился  по трем объектам.  По мере  извлечения углеводородов из  залежи естественная энергия,  под действием которой флюид  течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты добывающих скважин. Темп снижения энергии в залежи зависит не только от режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора. В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

     Если  использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи, во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.

     Именно  поэтому в настоящее время  широко применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки  запасов). Принципиально эти методы делятся на методы, реализация которых приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие), и на методы, реализация которых приводит к воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие). 

Таблица 2.1.3

     Запасы  нефти на месторождении Ц.В. Прорва

№№ п/п	Наименование  объекта	Глуб.залегания  горизонта (м)	Нач.запасы нефти по гориз.тыс.тн		Ост.запасы нефти по гориз. . тыс.тн.		Тек.коэф.нефте-извл.от остаточ.  запасов (дол.ед.)
			балансовые	извлекаемые	балансовые	извлекаемые
							баланс	звл.
1	II-объект	2233-2295	6591	2936	3913,5754	258,5754	0,684	00,4
2	III-объект	2256-2314	4186	982	3850,5836	646,5836	0,087	0,5
3	VII-VIII	3127-3248	13462	5265	9862,098	1665,098	0,365	2,2
	Итого:		24239	9186	17626,257	2573,257	0,375	2,6

 

       По состоянию на 01.01.08г прогнозные  запасы нефти категории А+В+С₁ балансовых 104355,894тыс тн, извлекаемых 46175,463тыс.тн.

     Накопленная добыча на 1.04.07г 32404,01тыс тн.

     Выработано 70% извлекаемых запасов, средняя  обводненность 54%,  коэффициент нефтеизвлечения  0,309,темп отбора от НИЗ 1,2%.

     Объем ожидаемой дополнительной добычи нефти  в 2008 году  5,380 тыс.тн, за счет ввода  новых 10 эксплуатационных скважин.  На  2009г согласно расчета запланировано добыть   5,400 тыс. тн. нефти, в том числе добыча из перешедших скважин 5,304тыс. тн и добыча от ввода 10 новых эксплуатационных скважин  7,6тыс. тн., падения  составляет  3,1%.

       По месторождению Ц.В. Прорва  накопленная добыча на 1.04.08г. 6,69 тыс. тн., выработано от извлекаемых запасов  72%, средняя обводненность 45%, темп отбора от НИЗ 0,8%.  Объем ожидаемой добычи нефти в 2008году  7,80 тыс.тн., из них  добыча из перешедших скважин 7,44 тыс. тн. и 3,6 тыс. тн. за счет ввода новых 3 - х эксплуатационных скважин.

  На 2009г. согласно расчета запланировано добыть 7,75 тыс. тн. нефти, из них добыча из перешедших скважин 7,39 тыс. тн. и добыча от ввода  3 новых эксплуатационных скважин  3,6 тыс. тн. падения составляет 6,4%.

     Предлагаемые  скважины к бурению на 2009г предусмотрены  по последнему пересчету запасов  нефти и газа на 01.01.06 года. Ожидаемый  среднесуточный дебит новых скважин  по РТ – 10тн.

      

       
 
 
 

     

     Рисунок 2.1.3  Фактические показатели добычи нефти по горизонтам

 

 

     2.1.4  Характеристика энергетического  состояния месторождения 

     Для изучения и оценки текущего энергетического  состояния эксплуатационных объектов использовались прямые замеры пластовых  и забойных давлений в механизированных, фонтанных скважинах глубинным манометром «Микон-107», а также результаты КВУ выполненных с июля по сентябрь 2005г.

     I объект.

     Начальное пластовое давление по объекту составляло 6.46 МПа.

     Все добывающие скважины расположены на II блоке объекта и эксплуатируются механизированным способом с применением ЭЦН и ШГНУ. Новые скважины введены в конце 2004г. (скв. 211) и в середине 2005 г. (скв. 210) механизированным способом эксплуатации с обводненностью 32-44%.