Материал: Ватьеганское месторождение

Создание системы поддержания пластового давления отставало с точки зрения ввода под закачку новых нагнетательных скважин. Ежегодно вводили всего от одной четвертой до двух третей от запроектированного количества нагнетательных скважин, в результате чего к концу 1991 года под закачкой находилось всего 215 скважин вместо 282 по проекту (пласт АВ1-2). Несмотря на это, объемы закачки воды в пласты горизонта АВ1-2 были постоянно близки к проектным или превышали их вплоть до 1991 года, когда эти показатели практически сравнялись на уровне порядка 14,5 млн. м³ в год. Фактически средняя приемистость скважин в первые годы в два с половиной раза превышала проектную и составляла по пласту АВ1-2 в 1985 году 333 м³/сут и в 1986 году - 272 м /сух. В дальнейшем величина среднегодовой приемистости постепенно снизилась до 216 м /сут. в 1991г. Согласно последней уточненной разбивке пластов АВ1-2 и АВЗ все нагнетательные скважины оказались освоенными в интервале пласта АВ1-2, то есть непосредственно в пласт АВЗ закачки не было. Текущая и накопленная компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях в 1991 году по горизонту АВ1-3 в целом составила 119 и 120 % соответственно.

К концу 1991 года в целом по горизонту АВ1-2 в эксплуатационном фонде числилось 1416 добывающих и 215 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составила 29,5 млн. тонн. Накопленное водонефтяное отношение 0,3. В последующие 3 года (1992 - 1994 гг.) произошло резкое падение добычи нефти до 6140 тыс. т/год в 1994г., добыча жидкости поддерживалась на постоянном уровне 10,2 -13,0 млн. т/год. Главными причинами снижения отборов нефти являлись: более низкие, чем по проекту, дебиты скважин по жидкости (до 1991г.); нарастание обводненности, которая достигла в 1994 году 43,4 %; отставание в темпе ввода новых скважин с 1990г. и ускоренное выбытие скважин добывающего фонда. На конец 1994 года общий добывающий фонд составил 1616 скважин вместо 1930 по проекту. Дебиты новых скважин по нефти были до 1997г. постоянно на 5 - 70 % ниже запроектированных. Годовой объем закачки воды, составивший в 1992 году 14,9 млн. м³, был резко снижен до 11,4 млн. м³ в 1994 году (59 % от проектного), что не компенсировало отбора жидкости в пластовых условиях (текущая компенсация 91 %, накопленная 113,9 %).

Затем, начиная с 1994 года и до 1998 г., вследствие наращивания добывающего фонда, увеличения объемов нагнетания воды и проведения геолого-технических мероприятий отборы жидкости постоянно увеличивались при более интенсивном нарастании обводненности. Отмечался рост уровней добычи нефти с 6140 тыс. т в 1994 году до 6848 тыс. т в 1998 году. В то же время, по ряду основных показателей даже проектные цифры, скорректированные в сторону уменьшения Протоколом ЦКР 1995 г. , как правило, не выполнялись. Уровни добычи нефти составляли 95 - 97 % от проектных, количество введенных новых добывающих скважин - от 40 % до 93 %, объемы нагнетания воды составляли в среднем 90 %.

За 1998 год по пласту АВ1-2 в целом было добыто 6848 тыс. тонн нефти (96 % от проекта) и 19352,7 тыс.т. жидкости. Годовой темп отбора нефти составил 2.4 % от начальных извлекаемых запасов (по проекту 3,1 %. протокол ЦКР 1954 от 01.12.95). Среднегодовая обводненность продукции достигла 64,6 % против 56,8 % по проекту (по АВЗ - 79,8 % против 87,9 %). Объем закачки воды - 18,966 млн.м³/год (88 % от проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях-90,2 %.

В 1999 г. были пересмотрены и утверждены новые проектные показатели до 2015г. (протоколы ЦКР №2462 от 27.10.99г. и №2401 от 26.08.99г.). Пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались в этих проектных документах как единый объект. Фактические уровни добычи нефти в течение 1999-2001г.г. составляли около 94% проектных уровней, и в 2001 г. добыча нефти составила 6465 тыс.т. против 6818 тыс.т. по проекту. Годовая добыча жидкости также превышает проект. Превышение фактических показателей над проектными обусловлено более высокой производительностью новых скважин, чем по проекту (2000-2001г.г.), хотя ввод новых добывающих скважин в 1999г. и 2000г. был ниже проектного на 15%. Только в 2001г. объемы эксплуатационного бурения были увеличены и фактический ввод новых скважин превысил проектный на 20%. Среднесуточные годовые дебиты нефти и жидкости и дебиты новых скважин в течение 1999-2001г.г. были выше проектных, кроме 1999 г., когда дебиты нефти новых скважин были на 30% ниже проекта. Среднегодовая обводненность продукции в 2001г. достигла 76,7 % против 70,7 % по проекту. Объем закачки воды составил 29354,4 тыс.м³/год (на 35 % выше проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях -100,4 %.

На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти составила 96693 тыс.т. (99% от проекта). Водонефтяной фактор составил 0,5, накопленная компенсация отбора закачкой -102 %. Действующий фонд добывающих скважин составил 1681 скважину (86% от проектного), в том числе 280 нагнетательных в отработке на нефть, действующий фонд нагнетательных скважин составил 419 скважин (на 7 % выше проектного).

Таким образом, в настоящее время разработка залежей горизонта АВ1-3 в целом находится во второй стадии, характеризующейся постоянной добычей нефти. Текущая и накопленная добыча нефти близки к проектным, тогда как фонд добывающих скважин был ниже проектного, а обводненность продукции - выше. Объемы закачки воды и нагнетательный фонд скважин выше проектных значений. Принимая во внимание текущую высокую обводненность продукции и быструю динамику ее нарастания, следует ожидать в ближайшие годы начала падения добычи нефти, то есть перехода к третьей стадии разработки горизонта.

До 1995 года, то есть момента создания компаний СП "Ватойл" и ЗАО "Еганойл", разработку всего Ватьеганского месторождения вело ООО "ЛЗС". После выделения самостоятельных участков деятельности двух новых предприятий в ведении ООО "ЛЗС" осталась площадь цехов 1, 2, 3, 5 и 6, на которой было расположено около 82 % от общих начальных геологических запасов и где в 1994 году было добыто 77 % от годовой добычи нефти из горизонта АВ1-3. Геологические запасы на участке цеха 4, отошедшего к СП "Ватойл", составляют порядка 18 % от общих по объекту, на участке ЗАО "Еганойл" - менее 1 %. Ниже дается краткий анализ процесса разработки объекта после 1995 года отдельно по площадям, разрабатываемым тремя компаниями.

Участок ООО «ЛЗС»

По площади характер изменения добычи нефти был неодинаков: в центре и на юго-восточной периферии (цеха 1 и 5) уровни добычи в течение нескольких последних лет падали, на севере (цеха 2 и 6) поддерживались примерно на постоянном уровне, а на западе и юго-западе (цех 3) - возрастали.

Анализ динамики добычи по группам скважин с разной величиной накопленной добычи нефти на одну скважину на 01.01.2002г. показал, что темпы добычи нефти из скважин, отобравших более 100 тыс.т нефти (222 скв.), в последние годы снизились из-за резкого обводнения продукции, тогда как среднегодовой действующий фонд оставался постоянным и составлял от 90 до 100 % от общего числа скважин в группах. В группах с добычей от 20 до 100 тыс.т/скв в последние годы число действующих скважин увеличивалось благодаря проводимым геолого-техническим мероприятиям, а обводненность нарастала с небольшим темпом. Текущая добыча из скважин в группах со средним накопленным отбором от 50 до 100 тыс.т/скв была примерно постоянной, а с пониженным отбором от 5 до 50 тыс.т/скв - заметно увеличивалась как следствие того, что именно на этих скважинах проводилось большинство ГТМ. В группах с добычей от 5 до 10 тыс.т/скв и менее 5 тыс.т/скв число работающих скважин снижалось вследствие остановки низкодебитного высокообводненного фонда. Участие групп скважин в текущей добыче нефти характеризовалось возрастанием доли средне- и низкопродуктивных скважин.

За 2001 год на площади ООО "ЛЗС" из пластов объекта АВ1-3 было добыто 4370,2тыс.т нефти и 13663.3 тыс. т воды. Среднегодовая обводненность продукции достигла 75,8%, объем закачки воды - 19,219 млн.м³/год, текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях 100.9 %.

5. Технология и техника добычи нефти и газа

Ватьеганское нефтяное месторождение освоено путем кустового бурения. Сложившаяся система сбора и промысловой подготовки продукции скважин на участках всех недропользователей практически одна и та же.

5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

За прошедший период эксплуатации объектов месторождения основной объем добычи нефти обеспечен механизированными способами (табл.5.1): электроцентробежными насосами (ЭЦН), штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками ЭЖЕ (струйные насосы), диафрагменными насосами (ЭДН) и винтовыми насосами (ЭВН).

Таблица 5.1 Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации.

5.1.1 Фонтанная эксплуатация

Добыча нефти фонтанным способом осуществлялась в начальный период разработки месторождения отдельными скважинами. Всего этим способом эксплуатировалось около 200 скважин (около 6 % фонда), в последующем переведенных на механизированную добычу. Фонтанные притоки обеспечили добычу нефти на одну скважину в среднем около 1000 т (табл.5.2). Суммарная добыча нефти по месторождению фонтанным способом составила всего 176 тыс.т или менее 1 % от всего накопленного объема. На 01.01.02 г. этим способом эксплуатировались две скважины (скв.2806 и 5793).

Таблица 5.2 Средняя добыча нефти на одну скважину.

Таблица 5.3 Расчет минимального давления фонтанирования.

При поддержании пластового давления (на уровне начального) фонтанирование скважин разных пластов возможно при депрессиях от 0.9 до 4.8 МПа. Однако, проектные уровни добычи могут быть обеспечены при дебитах скважин, полученных в условиях депрессий величиной 7.3-12.6 МПа. Соответственно, забойные давления должны быть существенно ниже предельных минимальных Рзаб фонтанирования, что и обусловило перевод основного фонда скважин на механизированную добычу с начала их эксплуатации.

5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

За прошедший период на месторождении скважины эксплуатировались электроцентробежными насосами, штанговыми глубинными насосами, установками ЭЖЕ, диафрагменными и винтовыми насосами. Практически вся добыча обеспечена скважинами, оборудованными ЭЦН и ШГН (см. табл.5.1). Другие способы, испытывавшиеся в ООО «ЛЗС» (66 скважин) и СП «Ватойл» (22 скважины) не показали преимуществ перед ЭЦН и ШГН из-за высоких требований к условиям эксплуатации.

В 2001 г. 45 % скважин, дававших нефть, были оборудованы ЭЦН, 55 % оборудованы ШГН. Доля среднесуточной добычи нефти скважин, оборудованных ЭЦН, составила 84%, а скважин, оборудованных ШГН - лишь 16 %.        

При анализе технических возможностей применения ЭЦН и ШГН по состоянию на 01.01.02 г. были использованы данные, приводимые в технологическом режиме на каждый месяц недропользователями. При анализе общий объем составил 1893 скважины, из них 927 ШГН и 966 ЭЦН.

Основным параметром, характеризующим эффективность использования глубинных насосов, является коэффициент подачи - отношение дебита (реальной подачи насоса) к теоретической при оптимальных условиях эксплуатации. Для установок ЭЦН условно под коэффициентом подачи далее будем понимать отношение дебита к паспортной подаче насоса.

Основным фактором, влияющим на эффективность работы глубинных насосов в условиях Ватьеганского месторождения, можно считать разгазирование нефти и попадание газа в насос. При анализе рассмотрена взаимосвязь коэффициента подачи и погружения насоса под динамический уровень, определяющего давление на приеме насоса.

Давлению на приеме насоса, равному давлению насыщения, при котором происходит выделение газа из нефти, соответствует высота столба жидкости над насосом от 900 м (с учетом затрубного давления и плотности пластовой нефти) до 720 м (также с учетом затрубного давления и плотности водонефтяной смеси). При таком погружении обеспечивается попадание в насос водонефтяной смеси без газа. Реально на месторождении погружение насоса под уровень изменяется от куля (уровень на приеме насоса - по 3 скважинам, оборудованным ШГН) до 2800 м (высокопродуктивные скважины, оборудованные ЭЦН).

При анализе по способам эксплуатации четкой взаимосвязи коэффициента подачи и погружения под уровень не прослеживается. Однако при отдельном рассмотрении выборки по скважинам с низкими коэффициентами подачи (менее 0.5 для ШГН и 0.8 для ЭЦН) может быть отмечена тенденция к снижению коэффициента подачи при уменьшении погружения под уровень для ШГН - при погружениях менее 400 м, для ЭЦН - при погружениях менее 600 м.

Для подъема жидкости используется широкий спектр насосов отечественного и -импортного производства. Доля импортных штанговых насосов составляет 12%, ЭЦН - 18% (87 из 927 и 182 из 966 соответственно).

В среднем при больших глубинах спуска насоса импортные ШГН имеют несколько лучшие показатели по сравнению с отечественными (коэффициент подачи на 25% выше - 0.52 и 0.44 соответственно), что, возможно, объясняется их большей степенью погружения под уровень (538 и 483 м соответственно).

По сравнению с ШГН глубина спуска ЭЦН на 20% больше. По максимальной глубине спуска отечественные и импортные ЭЦН практически не различаются (около 2300 м). Коэффициент подачи отечественных и импортных ЭЦН также близки по значениям. Однако наработка на отказ импортных установок примерно вдвое выше, чем у отечественных

В промысловой практике на Ватьеганском месторождении приняты в качестве минимально допустимых погружений насоса под уровень: ШГН - 300 м, ЭЦН - 600 м. С учетом того, что ЭЦН эксплуатируют в основном скважины со значительной обводненностью, можно считать, что для этих условий выделение газа не ухудшит существенно показатели работы насоса.

Исходя из этих величин, произведена оценка технической возможности увеличения добычи жидкости. Результаты приведены в табл.6.7. При этом предельно допустимый динамический уровень рассчитан исходя из принятого для месторождений Западной Сибири допустимого забойного давления на уровне 0.8 от давления насыщения.

Как видно, условия работы глубинно-насосного оборудования допускают увеличение депрессий в среднем в 1.7-2.3 раза. Такое изменение условий работы глубинно-насосного оборудования в первую очередь возможно в 17% фонда скважин, оборудованных ЭЦН, и в 26% фонда скважин, оборудованных ШГН. В целом это может обеспечить прирост добычи жидкости в 1.7 раза.

Результаты оценки технической возможности увеличения дебитов скважин использованы при формировании предложений по оптимизации работы скважин Ватьеганского месторождения.

При прогнозировании на перспективу использованы оценки дебитов жидкости, полученные с использованием гидродинамической модели по рекомендуемому варианту разработки, и принятые при этом темпы ввода скважин в эксплуатацию.

Как видно, прогнозируется увеличение фонда скважин, оборудованных ЭЦН, который и станет основным способом механизированной добычи на проектный период.

5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Основные осложняющие факторы при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения связаны с отложениями в НКТ асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПО) и солей. Общее количество скважин с осложнениями оценивается на уровне 20% от действующего фонда. Для примера в табл.6.9 приведено распределение скважин по видам осложнений по ООО «ЛЗС». Как видно из данной таблицы, в 93 % случаев осложнения связаны с АСПО и только в 7 % - с солеотложениями.

Четких зависимостей осложнений от условий эксплуатации скважин и закономерности в расположении этих скважин по площади месторождения не выявлено.