2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации, описание оборудования для фонтанной эксплуатации

2.3.1 Фонд скважин на месторождении Тенгиз

На дату анализа на месторождении Тенгиз пробурено 106 скважин. При этом эксплуатационный фонд составляет 61 скважину, из них дающих продукцию 44 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее производительными. Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50 МПа. Ввод добывающих скважин в эксплуатацию существенно отстает от запроектированного количества.

Анализ изменения фонда скважин, дающих продукцию, выявил рост фонда с 1991 г. до 1992 г., снижение фонда в 1993, 1994 гг., стабилизацию фонда скважин в 1995 г. и рост в 1996 и 1997 годах.

Отработанное время на действующую скважину также практически постоянно возрастало, кроме 1993 г. Средний дебит действующих скважин по нефти колеблется от 350.60 до 602.22 т/сут. Самое низкое значение по промыслу отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита действующих скважин по нефти. В 2002 году происходит интенсивное разбуривание месторождения.

Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй – отношение фактически отработанного времени к календарному времени.

Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.809 (1997 г.) в среднем за все время разработки составил – 0,639. На сегодняшний день его величина составляет 0,721.

Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,913 (1997 г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,802. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами.

Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 500-600 т/сут.

2.3.2 Выбор способа эксплуатации скважин

Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, то есть на режиме максимального к.п.д.

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. На месторождении Тенгиз на 01.04.02, зафиксирован максимальный дебит у скважины Т-102, он составляет 2200 т/сут. Минимальный дебит на скважине Т-107 – 60 т/сут.

Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и фонтанного подъемника. Причем, законы, управляющие процессом движения газожидкостной смеси в фонтанных трубах, одни, а законы, управляющие работой пласта, - другие. Совершенно очевидно, что увеличение давления на забое Р_з снижает приток жидкости из пласта. С другой стороны то же увеличение Р_з увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если пропускная способность фонтанного подъемника меньше притока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине. В результате Р_з будет расти. Это повлечет за собой увеличение подачи подъемника, с одной стороны, и снижение притока – с другой. Установившаяся работа этой системы пласт – скважина наступает тогда, когда приток сравняется с отбором. Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника на месторождении были рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье и диаметре труб.

Для обеспечения фонтанирования все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (соляно-кислотные обработки, гидроразрыв пласта), замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой жидкости и другие операции, необходимость в которых возникает на разных этапах эксплуатации данной скважины и месторождения в целом. Диаметр НКТ принимается почти всегда без расчета, но вопрос о пропускной способности НКТ или подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины остается интересным и требует своего ответа.

Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования на месторождении Тенгиз проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно-промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей.