Оценка потенциального дебита скважины № 866

Для определения потенциала скважины произведём расчёты дебита и коэффициента продуктивности скважины до и после мероприятия интенсификации.

Расчёты осуществлены для условия постоянного давления на контуре питания (ППД). Степень повреждения призабойной зоны пласта определяется величиной скин-эффекта. Расчёт дебита после мероприятия проведён в предположении, что скин-эффект снижается после обработки до нуля (Skin=0).

Таблица 2.11

Исходные данные для расчёта по скважине № 866

Наименование данных	Обозначение	Значения	Ед. измерения
Давление пластовое	Рпл		атм
Давление на забое скважины	Рз		атм
Вязкость нефти		9,85	мПа·с
Объёмный коэффициент нефти	Во	1,04
Радиус дренирования	rд		см
Радиус скважин	rс		см
Скин-фактор Skin	Skin
Проницаемость	K	0,072	Дс
Вскрытая мощность пласта	H	31,5

Для определения потенциала скважины произведём расчёты дебита и коэффициента продуктивности скважины до и после мероприятия интенсификации.

Расчёты осуществлены для плоскорадиальной системы установившегося течения, т.е. условия постоянного давления на контуре питания (существует система поддержание пластового давления). Степень повреждения призабойной зоны пласта определяется величиной скин-эффекта. Расчёт дебита после мероприятия проведён в предположении, что скин-эффект снижается после обработки до нуля (Skin = 0).

Порядок расчёта.

1. Перепад давления (депрессия):

(2.21)

ΔР = 97-58=39 атм

2. Дебит скважины до СКО:

(2.22)

где k – проницаемость пласта, Дс;

h – вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м;

m_н - вязкость нефти, сПз;

В_о - коэффициент пластового объёма нефти, д.е.;

ΔР - перепад давления (депрессия), атм;

r_д - радиус дренирования, см;

r_с - радиус скважины, см;

Skin – скин-фактор.

3. Коэффициент продуктивности до СКО определяется по формуле:

(2.23)

где - дебит скважины, м³/сут

- перепад давления, атм

4. Дебит скважины после СКО:

5. Коэффициент продуктивности после СКО определяется по формуле:

Расчёт потенциального дебита скважины, рассчитанной по формуле притока с использованием геолого-физических характеристик пласта в зоне скважины, показывает, что в результате обработки происходит практически полная очистка призабойной зоны пласта и увеличение дебита скважины по нефти. Что говорит о целесообразности проведения СКО на данном пласте.

ВЫВОДЫ

Месторождение открыто в 1975 г, в 1976 году начата пробная эксплуатация двумя разведочными скважинами на бобриковские отложения, согласно планам пробной эксплуатации, утвержденным Госгортехнадзором.

Действующим последним документом является проект «Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения Оренбургской области», (протокол ЦКР № 5975 от 23.09.2014г.).

Залежь пласта Б2 по типу является пластовой с общими начальными геологическими запасами 2379 тыс. т и извлекаемыми запасами 1190 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 2048 и 1023 тыс. т соответственно).

Залежь пласта Т1 по типу является пластовой сводовой с общими начальными геологическими запасами 1736 тыс. т и извлекаемыми запасами 782 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 1512 и 681 тыс. т соответственно).

В течение 2015 г. на объекте Б2+Т1 добыча велась из 10 добывающих скважин (8 совместных). Средний текущий дебит нефти – 9 т/сут., жидкости – 110,6 т/сут., обводненность продукции – 91,9 %. Годовая добыча нефти в 2015 году составила 32,675 тыс.т., что составляет 1,7 % от НИЗ, числящихся на балансе ПАО «Оренбургнефть». Всего с начала разработки по объекту отобрано 1073,643 тыс.т. нефти (54,4 % от НИЗ). Текущий КИН – 0,231 при утвержденном 0,479.

За весь период разработки в объект Б2+В1 закачано 4151,745 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 88 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 110,7 м³/сут.

На графике показателей разработки (рис. 2.1) видно, что все показатели разработки объекта Б2+В1, начиная с 2002 года имеют тенденцию к возрастанию. Увеличивается и средняя обводнённость добываемой продукции, хотя период 2001-2003 гг. характеризуется относительной стабильностью обводнённости. Стоит также отметить, что внедрение закачки воды в 2003 году сопровождается увеличением объёмов добываемой жидкости и опреснением попутно добываемой воды.

Анализиря энергетичекое состояние объекта Б2+В1 с одной стороны, пластовое давление в зонах отбора добывающих скважин, расположенных вблизи от очагов заводнения, с началом закачки стабилизируется на высоком уровне (выше давления насыщения), с другой, наблюдается преждевременный прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, тем самым значительная часть запасов остается неизвлеченной.

Для расчета перспективного плана добычи нефти объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения используется эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнялся при условии, что месторождение будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых.

Анализируя полученные значения, можно сделать следующие выводы:

- при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,479 не будет достигнут.

Для достижение проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо проведение комплекса геолого-технических мероприятий и бурение новых скважин.

Рассмотрение результатов ГТМ, проведенных на Кушниковском месторождении, показало их достаточно высокую эффективность и они должны использоваться в дальнейшем.

По мере неуклонного роста обводненности добываемой продукции потребуется применение методов ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти из нефтенасыщенных интервалов пониженной проницаемости (по технологии комплексного воздействия на ПЗП).

Отбор жидкости из продуктивного пласта Б₂ бобриковского горизонта осуществляется через 10 действующих скважин, из которых 9 скважин перфорированы совместно с турнейским ярусом, из них две скважины остановлены. Только на бобриковский горизонт работают две действующие скважины.

Разработка залежей фактически ведется совместным фондом скважин, что негативно сказывается на разработке обеих залежей. В скважинах вскрыты два пласта сильно отличающихся по фильтрационно-емкостным свойствам. Результатом этого явились преждевременные прорывы закачиваемой воды к забоям добывающих скважин по наиболее продуктивным высокопроницаемым пропласткам. Происходит опережение процесса обводнения скважин по сравнению с отборами нефти, что приводит к неравномерности выработки запасов из пластов. Кроме того, реализованная на месторождении приконтурная закачка в сочетании с очаговой оттеснила часть запасов в краевые зоны залежей, где нет пробуренных добывающих скважин. Судя по полученным результатам, доразработка месторождения будет сопровождаться отбором большого количества попутно-добываемой воды при высоком водонефтяном факторе продукции длительное время.

Кушниковское месторождение находится на поздней стадии разработки с высокой обводненностью добываемой продукции 93 %. При прохождении добываемой водонефтяной смеси через рабочие полости погружных центробежных насосов образуется высоко дисперсная, стойкая водонефтяная эмульсия с вязкостью кратно превышающей вязкость нефти, что ведет к росту гидравлических сопротивлений, осложняет работу насосов, снижается коэффициенты наполнения и КПД.

Для улучшения работы насосного оборудования в условиях вязких эмульсий необходимо вводить в эмульсию химреагенты для снижения вязкости. Такими реагентами могут быть реагенты – деэмульгаторы типа – дисолван, дауфакс (импортные) и отечественные – ДИН, СНПХИнтенсивность парафиноотложений небольшая, но для предотвращения отложений парафина в глубинно-насосном оборудовании необходимо использовать ингибиторы парафина серии СНПХ, путем закачки их в затрубное пространство с помощью устьевых дозаторов УДЭ – 1,6/6,3.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ