Фонд свердловин - визначення технологічної ефективності грп на об’єкті усть-Баликское

фонд свердловин

Стан фонду свердловин

На Усть-Баликское (горизонт БС10) родовищі згідно з проектом розробки (1986р.) Затверджено проектний фонд в кількості 1 587 свердловин, в тому числі 1017 видобувних, 460 нагнітальних. 80 резервних та 30 контрольних. Об'єкт разбурена. Експлуатаційний метраж склав 3656 тис. М при середній глибині однієї свердловини 2614 м (таблиця 3.8). Виділено два об'єкти розробки: горизонт БС10. пласти БС16-20 ачимовской пачки.

Пласти ачимовской пачки (БС16-20)

Основний об'єкт розробки горизонт БС10 до моменту складання останнього проектного документа практично був разбурена в зоні спільного залягання пластів БС10 1. БС10 2. БС10 3.

На об'єкт БС10 запроектована самостійна сітка з різною щільністю по ділянках поклади:

У чисто нафтової зоні поклад разбурена по базарною семи точковій системі, сітка 375х325 м, щільністю 12 га / вкв .;

Крайові НЕ разбуренной частини пласта БС10 2 в водонефтяной зоні в проекті рекомендується разбурівать по більш рідкісною сітці свердловин з відстанню між свердловинами 500 м (замість 375), щільністю 21,7 га / вкв. поширення сітки свердловин з щільністю 12 га / вкв. в крайових зонах було економічно нерентабельно;

За весь період розбурювання було пробурено 28 свердловин-дублерів замість 20 свердловин, які були ліквідовані через технічні причини і 8 свердловин, які були ліквідовані в зв'язку з забудовою р Нафтоюганська.

Буріння свердловин об'єкта БС10 проводилося протягом 19 років. Історію разбуривания можна розділити на 3 етапи:

1974 - 1981 рр. буріння основної сітки, проводилося повільними темпами, за 8 років було пробурено близько 180 свердловин. Максимальний обсяг буріння за цей період припадає на 1976 року - 120 тис. М (3%).

1982 - 1986 рр. буріння в основному, ущільнюючих свердловин в зонах присутності всіх трьох шарів БС10 1. БС10 2. БС10 3. Розбурювання проводилося максимальними темпами. За 5 років було пробурено 814 свердловин. Максимальний обсяг буріння доводиться на 1986 р. - 802 тис. М (22%).

Видобувний фонд по об'єкту зменшився на 341 свердловину, тобто на 29%. У зв'язку з цим відбулося розрідження пробуреної сітки свердловин і відповідно скорочення охоплення пласта витісненням.

Найменш змінилася щільність сітки свердловин по блокам 1, 5, 7 в залежності від більш сприятливого залягання пластів і меншою неоднорідності параметрів.

В цілому по об'єкту БС10 величина поточного коефіцієнта нефтеизвлечения істотно залежить від щільності сітки свердловин (ПСС) при її зменшенні до 20 - 25 га / вкв. подальше розрядження ПСС більше 25 га / вкв. відчутно позначається на зниженні охоплення пласта витісненням по площі і отже на досягненні кінцевого КІН. Для різних блоків ця залежність має різний діапазон і характер в залежності від геологічної будови і ФЕС.

Щільність сітки видобувних + нагнітальних свердловин

(Середньозважена за площею)

За проектом (1986р.) Га / вкв.

Кількість дійств. свердловин на 1.01.01г.

Зміна щодо проекту (кратно)

Найбільш однорідним, монолітним є 5 блок, по якому досягнуто максимального поточний КІН і здійснюється більш рівномірна вироблення пластів.

З динаміки фонду видно, що максимальна кількість видобувних свердловин 920 (1989р.) Скоротилася до 584, тобто в 1,6 рази (рис. 3.7). Значне скорочення чинного фонду на більш ніж 330 свердловин (29%) відбулося в останні 4 роки.

Структура фонду свердловин на 1.01.01г.

Разом по родовищу

Фонд видобувних свердловин

В освоєнні після бур.

Фонд нагнітальних свердловин

В освоєнні після бур.

Частка недіючого фонду по об'єкту висока - 38% від видобувних свердловин. Основними причинами бездіяльності 273 свердловин є зупинки свердловин з технічних причин: порушення ізоляції, пов'язане з механічними пошкодженнями і старінням кабелю (125 свердловин), аварії з ЕЦН, УВН, НГН (43 свердловин). З технологічних причин зупинено 2% недіючого фонду.

Кількість скв ажина

Вихід з ладу ЕЦН, УВН, НГН

Обмеження відбору рідини

Чи не розвиває тиск

Політ сторонніх предметів

Негерметичність експлуатаційної колони

Порив нафтопроводу, колектора

Установками ЕЦН обладнані 374 свердловини або 52,2% від фонду, 283 свердловини (39,5%) обладнані установками ШГН, в 4 свердловини спущені насоси УВН. Фонтанні способом працюють 11 свердловин або 1,5% від фонду, 45 фонтануючих свердловин - не діють. Фонд видобувних свердловин практично весь механізований (92% від фонду) (табл.3.11.).

У 1989 році (протокол НГВУ «Юганскнефть» від 9.06.89г. Спільно з ВО «Юганскнефтегаз» і СібНІІНП) прийнято рішення по об'єкту БС10 по переходу з базарною семи точкової системи розробки на блочно-квадратну за рахунок існуючого фонду нагнітальних свердловин. Перехід здійснювався з метою більш гнучкого регулювання обсягами закачування і створення впорядкованих фронтів витіснення нафти, а також для зниження пластового тиску до початкового.

Пропонувалося переходити на блокову систему поетапно. На першому етапі обмежитися зупинкою на тривалий термін всередині блоків 89 нагнітальних свердловин.

У знову формуються розріжуться рядах переводити під закачування видобувні свердловини (за винятком тих районів, де є гостра необхідність) після досягнення граничної обводнення.

перевести під закачування:

27 нагнітальних свердловин вогнищевих і основних розрізають рядів;

106 видобувних свердловин основних розрізають рядів;

Мал. 3.10. Схема переходу з базарною семи точкової системи заводнення на блокову по об'єкту БС10.

Основний об'єкт розробки горизонт БС10 практично повністю разбурена до контуру нафтоносності, за винятком невеликого південно-західної ділянки поклади. За об'єкту не пробурено 61 резервна і 12 контрольних свердловин.

Ущільнюючий фонд об'єкта (886 свердловин) становить 63% від загальної кількості пробурених свердловин. Основна сітка чисто нафтової зони поклади ущільнена в 4 рази з 49га / скв. до 12 га / вкв. Крайові ділянки водонафтових зон разбурена без ущільнення з щільністю сітки свердловин на північній ділянці 28 га / вкв. на південному 19 га / вкв.

Резерву розміщення нових свердловин по горизонту БС10 майже немає. Виняток становить невелику ділянку на південному заході поклади з невеликими нефтенасищенних завтовшки від 6 до 2 метрів.

Пласти ачимовской пачки НЕ разбуріваемая і в розробку не залучаються.

Гострою проблемою по об'єкту БС10 є скорочення видобувного і нагнітального фонду більш ніж на 1/3 свердловин, що призвело до розв'язання сітки свердловин в цілому по площі з 15 га / вкв. до 40 га / вкв. і відповідно до зниження охоплення пласта витісненням.

Не діє з технічних причин 273 свердловини (38% фонду), більшості з яких належить проведення ремонтних робіт обладнання (відновлення кабелю, зміна насоса і ін.).

Законсервовано і передано в пьезометрические, контрольні 27% видобувного фонду через високій обводнення і малодебітних. Використання тривало простоюють нагнітальних свердловин в якості видобувних в зонах стягування збільшить видобувний фонд на 7 свердловин.

Ліквідовано 37 видобувних і 15 нагнітальних свердловин, тобто близько 4% пробуреного фонду.