Материал: Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

Большая часть фонда пробурена на месторождении ВК 2, наиболее крупный и освоенный объект месторождения. Показатели добычи и закачки этих скважин определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения.

На дату анализа добывающий фонд месторождения состоит из 712 скважин (включая 83 проектных нагнетательных скважины, находящихся в отработке на нефть), в том числе 447 действующих, 73 бездействующих, 162 в консервации, 20 контрольных и 10 ликвидированных.

Среди добывающих скважин пробурены 4 горизонтальных и 18 боковых стволов. Доля действующего фонда в целом по месторождению составляет 64% от всех добывающих скважин за исключением ликвидированных. Доля пассивного фонда (бездействующие, законсервированные и контрольно-пьезометрические) составляет 36% Из 247 пробуренных и переведенных под закачку нагнетательных скважин на дату анализа в нагнетательном фонде числилось 164 скважины, в том числе 141 под закачкой, 13 бездействующих и 10 ликвидированных. Доля пассивного фонда от числа дееспособных (оборудованных под нагнетание воды за исключением ликвидированных) нагнетательных скважин на месторождении не превышает 8%. В отработке на нефть находятся 83 нагнетательные скважины. Из общего числа потенциальных нагнетательных скважин месторождения 155 (на 30 кустах) оборудованы паропроводами. Под закачкой теплоносителя в пласт на дату анализа находились 87 скважин или 56% от обустроенных.

Специальный фонд скважин состоит из 40 скважин, в том числе 17 контрольных, 20 поглощающих, 2 водозаборных и 1 ликвидированной.

Основными способами эксплуатации действующих нефтяных скважин на месторождении являются установки ЭЦН и ШГН. При этом доля ЭЦН составляет 35% (151 скважин), доля ШГН 65% (349 скважины) действующих скважин. Большая часть накопленной добычи нефти получена за счет ЭЦН (78%) и около 22% за счет ШГН. За декабрь 2010 г. скважины, оборудованные ЭЦН, добыли 56% нефти и 65% воды от всей добычи на месторождении.

Структура действующего добывающего фонда по способам эксплуатации представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Накопленная добыча нефти, жидкости и обводненность продукции по способам добычи.

За исторический период разработки месторождения максимальные значения средних дебитов нефти и жидкости на скважину составлявшие 12,7 т/сут и 19,1 т/сут, соответственно, отмечались в первые годы, когда на месторождении работали не более 50 скважин. В дальнейшем по мере разбуривании месторождения значения средних дебитов нефти и жидкости уменьшались. Минимальное значение среднего дебита нефти - 2,9 т/сут было отмечено в 2000 г. В последующие годы, с увеличением дебитов жидкости возрастали и дебиты по нефти. В 2010 г. средние значения этих параметров составили: 4,5 т/сут и 49,5 т/сут соответственно. По скважинам эксплуатируемым ЭЦН средние дебиты составляли: по нефти - 6,9 т/сут; по жидкости - 160 т/сут. По скважинам эксплуатируемым ШГН средние дебиты составляли: по нефти - 3,6 т/сут; по жидкости - 17,5 т/сут. Основная часть бездействующего (97%) и законсервированного (73%) нефтяного фонда выведены из эксплуатации в период с 2006 по 2014 гг.

Анализ показателей эксплуатации неработающего фонда на дату остановки показал что, все скважины были остановлены с дебитом нефти менее 2 т/сут и большая часть этих скважин (84%) была обводнена свыше 90%. Таким образом, пассивный фонд скважин месторождения характеризуется низкой продуктивностью. Ввод этих скважин в эксплуатацию потребует применения современных технологий по восстановлению подземного оборудования скважин и технологий по воздействию на пласты с целью изоляции водопритоков и интенсификации отборов нефти.

2.3 Анализ выполнения проектных решений

.3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Проектным документом на разработку месторождения является «Технологическая схема разработки Ем-Ёгского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт». Проект составлен коллективами специалистов НПО «Союзтермнефть», ВНИПИтермнефть (г. Тюмень). Документ рассмотрен и принят ЦКР Минтопэнерго РФ в 1993 г. (протокол № 1537 от 13.05.1993 г).

Месторождение разрабатывалось в соответствии с решениями данной Технологической схемы. Однако не все проектные решения удалось реализовать на практике в полной мере.

Фактические объемы добычи нефти, жидкости, закачки воды и теплоносителя отставали от намеченных Технологической схемой, начиная с 1992 г. В 1999 г. протоколом ЦКР №2378 от 29.07.1999 г. были утверждены скорректированные уровни добычи нефти по месторождениям ОАО «ТНК-Нягань» согласно работе «Анализ разработки и прогноз технологических показателей разработки по месторождениям ОАО «ТНК-Нягань» на лицензионный период». Корректировка прогнозных технологических показателей разработки Ем-Ёгского месторождения произведена на основе фактических показателей достигнутых по месторождению к тому моменту времени. Проектные показатели 1999 г. отличались от показателей Технологической схемы 1991 г. и предполагали уменьшение темпов разработки Ем-Ёгского месторождения, обусловленное фактической ситуацией сложившейся на месторождении в то время. В связи с этим, в настоящей работе, в качестве проектных показателей использовались показатели, определенные в работе 1999 г. согласно протокола ЦКР №2378 от 29.07.99 г. Результаты сопоставления проектных и фактических показателей по месторождению в целом приведены в таблице 6. Также динамика основных показателей разработки Ем-Ёгского месторождения представлены на рисунках 8,9. За рассматриваемый период 2006-2014 гг. отмечается превышение фактических показателей над проектными, за исключением количества действующих скважин. Накопленные (с начала разработки) и текущие (годовые) показатели добычи нефти, жидкости и закачки рабочих агентов, дебиты и приемистость скважин, обводненность, все эти параметры по факту превысили прогнозные оценки. Так, текущий годовой отбор жидкости в 2014 г. превысил проектные значения в три раза, добыча нефти - в два раза. При этом фактический фонд добывающих скважин на 16% меньше проектного. Повышенные темпы отборов обеспечены большей производительностью скважин по факту, чем планировалось ранее. Текущие дебиты скважин по нефти выше проекта почти в 2,5 раза, а по жидкости - в четыре раза.

Таблица 6 - . Результаты сопоставления проектных и фактических показателей

Рисунок 8 - Основные показатели разработки Ем-Ёгского месторождения (дебит,фонд)

Рисунок 9 - Основные показатели разработки Ем-Ёгского месторождения (дебит,фонд)

Фактические накопленные показатели добычи нефти и жидкости в 2002 г. превышали проектные на 1-3%, но уже в 2006 г. разница составляла 7% по нефти и 30% по жидкости. В целом по месторождению добыто нефти 17,5 млн.т, жидкости - 65,3 млн.т. Уровень среднегодовой обводненности, достигший в 2014 г. - 90,8% превысил прогнозируемый - 84,1%.

Фонд действующих нагнетательных скважин в период 2011 - 2013 гг. был ниже проектного, несмотря на тенденцию его увеличения. Так в 2011 г. фонд нагнетательных скважин под закачкой составлял только 83 скважин( проект 116) , но уже в 2013 г фонд нагнетательных скважин под закачкой составлял 107 (проект 125). При этом, начиная с 2010 г., объемы годовой закачки агентов по факту стали превышать проектные. Это было вызвано необходимостью компенсировать возрастающие отборы жидкости. Превышение фактических показателей разработки над проектными отмечено по всем трем объектам разработки Ем-Ёгского месторождения.

Таким образом, можно констатировать, что реальное состояние разработки Ем-Ёгского месторождения существенно отстает от проектных показателей Технологической схемы 1991 г., но превышает показатели принятые по протоколу ЦКР №2378..

Следствием отставания фактических показателей от намеченных в Технологической схеме 1991 г. стало невыполнения решений по разбуриванию надгоризонта ЮК 6, отставание в количестве действующего фонда скважин по основному объекту разработки месторождения (ЮК 1), не полное выполнение решений по масштабам и качеству применения тепловых методов воздействия.

Среди причин превышения приятных в 1999 г скорректированных прогнозных показателей является широкомасштабное применение гидродинамических методов воздействия на пласты с целью интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи пластов.

2.3 Анализ выработки запасов абалакского яруса (пласт ВК1)

Для характеристики выработки запасов нефти пластов по разрезу были обработаны результаты 457 исследований потокометрии по 299-ти скважинам за период с 2010 по 2014 гг.. Анализ проводился по пластам объекта ВК1, продуктивным пачкам объекта, с выделением результатов самостоятельного и совместного вскрытия пластов в добывающих и нагнетательных скважинах.

В общем, доля работающих толщин по скважинам изменяется от 3 до 100%, составляя в среднем 36% по добывающим скважинам и 54% по нагнетательным. Наиболее лучшими значениями коэффициента работающих толщин характеризуется средняя часть продуктивного разреза. Кр.т. по пласту ВК1(6) составляет 36% и 57%, соответственно.

Продуктивные пласты ВК1(1-5) кровельной части объекта (верхняя пачка) подключаются в работу в среднем на 35% в добывающих скважинах и 36% в нагнетательных. Самые низкие значения Кр.т. отмечены в нижнем пласта ВК1(7), относящимся к нижней продуктивной пачке: 32% и 48%, соответственно.

Дальнейшее изучение выработки запасов нефти многопластового объекта ВК1 абалакского яруса проводилось на основе данных геолого-гидродинамического моделирования фактической истории разработки объекта. Текущее распределение запасов нефти по ячейкам фильтрационной модели позволяет численно оценить выработку запасов нефти по элементам геологического разреза

В подтверждении результатов промыслово-геофизических исследований скважин и выводов специалистов ОАО «РосНИПИтермнефть» данные моделирования также характеризуют выработку запасов нефти средней пачки более быстрыми темпами, чем в кровельной или подошвенной части объекта. По состоянию на 1.01.2014 г. от НИЗ отобрано: по верхней пачке - 45%; по средней - 85%; по нижней - 60% (перетоки между пачками не учитывались). При этом, годовые темпы отбора от НИЗ по пачкам составляют: 2,2%, 3,1% и 0,8%, соответственно.

С учетом более активной выработки запасов нефти по средней пачке объекта ВК1, структура текущих запасов по разрезу стабилизировалась. На дату анализа остаточные запасы нефти по рассматриваемым пачкам распределены более равномерно, чем вначале.

В верхней пачке сосредоточено 34% остаточных запасов нефти объекта; в средней - 39%; и в нижней - 27%. Характеризуя распределение остаточных запасов нефти объекта ВК1 по площади залежи в целом, можно отметить, повышенную их концентрацию в северной части залежи (см приложение 1). Именно в северной части площади объекта, объемы накопленной закачки рабочих агентов минимальны по сравнению с центральной частью, запас которой выработаны в большей степени. Если говорить о текущей выработке элементов, то 31% элементов, покрывающих 31% площади объекта и содержащих 35% начальных балансовых запасов имеют текущий КИН ниже 0,2. В то же время около 19% элементов с площадью 17% и НБЗ - 11% имеют текущую выработку выше утвержденной.

Таким образом, имеются значительные области, вырабатываемые без видимого участия теплоносителя. С другой стороны выработка по разрезу идет крайне не равномерно, немногим, превышая в среднем треть толщины. Негативным фактором, повлиявшим на полноту выработки запасов нефти объекта, стало раннее выбытие скважин из эксплуатации, чем это предусмотрено проектными показателями.

Тем не менее, наряду с общим отставанием, фактических темпов выработки запасов нефти объекта ВК1 в целом, от намеченных в Технологической схеме, ряд элементов системы разработки, где тепловые методы реализованы в полномасштабных объемах, характеризуется повышенной выработкой запасов нефти, достигнув значений КИН - 0,44, при утвержденном 0,392.

Таблица 7 - Основные показатели разработки и выработки запасов нефти, по состоянию на 2014 г.