Библиографическое описание:

Ашурова Л. В., Косимова А. Я. Северный Уртабулак по снижению темпов падения добычи нефти // Молодой ученый. — 2016. — №11. — С. 267-270.



Узбекистанский северной Уртабулак введен в разработку в 1974 году. Начальные балансовые запасы (НБЗ) нефти составляли 15283 тыс. т (пересчитанные в 1995 г. — 18157 тыс. т.), извлекаемые 7183 тыс. т (пересчитанные — 9041 тыс. т).

Суммарная добыча нефти (на 01.05.08 г.) из месторождения достигла: нефти — 7249996 т (80, 26 % от пересчитанных начальных извлекаемых запасов нефти), жидкости — 11163636 т. Остаточные извлекаемые запасы 1783004 т. Начальное пластовое давление — 290,3 ат; текущее на уровне 169,0 ат. С целью поддержания пластового давления ведется закачка воды под контур нефтеносности в объеме — около 2440 м3 в сутки (суммарный объем закачиваемой воды — 15398197 м3).

Анализ промыслового материала показал, что из 36 скважин, эксплуатируемых УДП “Мубарекнефтегаз” в мае текущего года добывается 275 т/сут нефти (таблица 1), из 24 скважин, переданных фирме Беккер Хьюз — 212 т/сут.

По сравнению с показателями прошедшего месяца (апрель с. г.) имеют место падение суточного уровня добычи нефти (на 19.05.08 г.) на 28,9 т, в том числе по скважине:

№ 3 — на 5,0 т

№ 91–4,0 т

№ 105–1,2 т

№ 43–6,0 т

№ 93–1,0 т

№ 107–0,2 т

№ 47–1,0 т

№ 99–0,5 т

№ 109–0,6 т

№ 61–2,0 т

№ 100–0,8 т

№ 110–0,5 т

№ 82–3,0 т

№ 101–0,7 т

№ 111–0,6 т

№ 86–2,0 т

№ 103–1,5 т

№ 114–0,4 т

Вместе с тем, отмечается увеличение дебитов нефти по скважине № 11 — на 2 т/сут, № 104 на 0,2 т/сут и № 113 на 0,2 т/сут. Падение добычи по скважинам № 82 и № 91 объясняется переводом их с газлифтного на глубинно-насосный способ эксплуатации: по скважинам № 3, 43, 48, 61, 86, 93, 99, 101, 103, 109, 110, 111 — нарушением технологического режима их эксплуатации в результате имевшего место переключения газлифтный скважин.

В последующем, в результате стабилизации подачи газа в газлифтные скважины, дебиты последних восстанавливаются (например по скважине № 3 до 21,3 т/сут (+5,9 т/сут), по скважине № 43 — до 12,9 т/сут (+8,5 т/сут)).

Естественно, сравнение дебитов за конкретные сутки со среднемесячными показателями за апрель не совсем корректно. Впоследствии сопоставление среднесуточных дебитов позволит внести необходимые коррективы.

Для увеличения уровня добычи нефти целесообразно оперативно:

‒ по скважине № 48 провести изоляционные работы (+2 т/сут);

‒ по скважине № 60 закончить капитальный ремонт в июне тек. г. (5 т/сут);

‒ по скважине № 61 восстановить технологический режим (+ 2 т/сут);

‒ по скважине № 86 провести соляно-кислотную обработку для очистки забоя (после его значительного загрязнения);

‒ по скважинам № 100, 101, 103, 109, 110, 111 увеличить подачу газа для газлифта (+ 6 т/сут);

‒ по скважине № 105 сменить насос на 57 мм (+ 2,5 т/сут).

Кроме того, имеется возможность помимо действующих скважин за счет проведения соответствующих мероприятий по скважинам 21, 22, 23, 49, 76, 85, 94, 114 увеличить эксплуатационный фонд. Указанное позволит увеличить суточную добычу нефти до 31,3 т/сут и перекроет образовавшийся дефицит.Анализ показывает, что площадь залежи охвачена наводнением неравномерно. Хотя за последние годы объемы закачки воды увеличиваются, компенсация отбора жидкости остается практически неизменной (таблица 3) — на уровне 1,2. Учитывая стадию разработки залежи, предлагается:

‒ более равномерный охват пласта наводнением (фонд нагнетательных скважин 14–16) путем ввода дополнительных скважин и доведения годовой компенсации отбора до 1,4–1,5 и таким образом интенсифицировать систему наводнения, особенно на секторах II и IV;

‒ регулирование фронта вытеснения нефти водой путем перехода на циклический режим работы нагнетательных скважин. Предполагается останавливать 2–3 скважины на 5–10 дней при работе оставшихся 12–14 нагнетательных скважин. Для стабильной работы этих скважин должны вестись параллельные поисковые работы совместно с кафедрой геологоразведки Каршинского инженерного экономического института.

Таблица 1

Основные показатели разработки месторождения Северный Уртабулак c 2002–2015г.г.

Годы

Годовой отбор нефти, тыс, т

Отбор нефти с начала разработки, тыс, т

Обводнен­ность,%

Годовая закачка воды, тыс, т

Закачка воды сначала разработки, млн, т

Годовая компенсация отбора закачкой

Годовой отбор жидкости, тыс, т

Фонд добы­вающих скважин, шт

1

2002

201,530

5714,00

54,4

570,1

10007,8

1,29

440,0

44

2

2004

231,039

5945,00

57,0

645,7

10653,5

1,20

537,3

46

3

2008

223,232

6168,00

60,1

690,7

11344,0

1,23

559,5

50

4

2010

205,439

6373,40

59,1

717,6

12061,6

1,43

502,3

51

5

2011

193,696

6567,13

60,1

684,9

12746,0

1,41

485,4

54

6

2012

171,427

6739,00

62,5

734,9

13481,0

1,60

457,1

51

7

2013

221,048

6960,00

65,5

772,0

14253,0

1,20

640,7

54

8

2014

221,600

7181,70

70,9

902,0

14155,6

1,18

761,6

69

9

2015

65,347

7247,00

71,7

296,0

15451,6

1,28

230,9

60

Закачка

Рис. 1. Предлагаемая модифицированная система заводнения (на 19 мая 2015 г.)

Современное состояние месторождения характеризуется:

‒ снижением пластового давления за счет неполной компенсацией отбора жидкости закачиваемой водой;

‒ в большинстве эксплуатационных скважин практически перфорирована вся продуктивная часть разреза;

‒ относительно низкими динамическими уровнями жидкостями;

‒ высокой степенью обводнения продукции скважин;

‒ неравномерной выработкой запасов нефти и неравномерным охватом различных частей залежей процессом заводнения.

Стратегическими рекомендациями по успешному завершению разработки месторождения и достижению запланированных ее показателей следует признать:

‒ увеличение объема закачиваемой воды;

‒ форсирование отбора жидкости из залежи для более полного дренирования всех частей залежи;

‒ эффективность использования нерегулируемой системы газлифта низка. Для увеличения добычи нефти из месторождения Северный Уртабулак можно увеличить объем подаваемого газа из месторождения Умид. Однако лучшим решением является реализация автоматической подачи газа с последующей его утилизацией;

‒ бурение дополнительных добывающих скважин на малодренируемых участках залежей (например в районе скважины № 23 и в рапоносном участке) или зарезку вторых стволов (например в скважине № 104);

‒ массовую зарезку вторых стволов с целью более полного дренирования остаточных извлекаемых запасов. Наряду с реализацией мероприятий по бесперебойной эффективной работе скважин действующего эксплуатационного фонда, указанные рекомендации позволят извлечь оставшиеся в залежи запасы нефти.

Литература:

  1. Материалы технический архив Северный Уртабулак 2002–2015 гг.
  2. Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии Москва», «Химия»,1973г.
  3. Мурзаков В. В. Горючие газы и их свойства Л». Недра» 1970г. 128 ст.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle