Анализ разработки продуктивного пласта Ю3-4 Тямкинского месторождения. Анализ основных неисправностей и отказов электроцентробежных погружных насосов в процессе добычи углеводорода

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное

Учреждение высшего образования

«НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет Экологии и Инжиниринга

Кафедра нефтегазового дела

Курсовой проект по дисциплине: «Основные технологии и технологические комплексы нефтегазового производства»

На тему: «Анализ разработки продуктивного пласта Ю3-4 Тямкинского месторождения. Анализ основных неисправностей и отказов электроцентробежных погружных насосов в процессе добычи углеводорода»

Руководитель: ст. преп. кафедры НД Кревер А.С.

Разработчик: студент группы 9772 Шарапова Ю.Ш.

Нижневартовск, 2020

Содержание

Введение

1. Характеристика Тямкинского месторождения

• 1.1 Географическое расположение Тямкинского месторождения
• 1.2 История освоения Тямкинского нефтяного месторождения
• 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского нефтяного месторождения
• 1.4 Свойства и состав пластовых флюидов объекта Ю_3-4 Тямкинского месторождения

2. Анализ состояния разработки Тямкинского нефтяного месторождения

• 2.1 Основные этапы проектирования и разработки Тямкинского месторождения
• 2.2 Анализ текущего состояния разработки Тямкинского месторождения
• 2.3 Анализ показателей работы фонда скважин Тямкинского месторождения по объекту Ю_3-430

2.4 Анализ разработки продуктивного пласта Ю_3-4 Тямкинского месторождения

2.5 Анализ основных неисправностей и отказов ЭЦН в процессе добычи УВ

3. Специальная часть

3.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов Тямкинского месторождения

3.2 Предлагаемые варианты разработки Тямкинского месторождения

3.3 Технологические показатели разработки по вариантам

Заключение

Список использованных источников



Введение

В настоящее время показатели объемов добычи нефти в Российской Федерации и странах мира характеризуются постепенным снижением добычи. Данная тенденция появилась в конце 80-х годов. Так, в Российской Федерации в 1992 году было добыто 383 миллионов тонн нефти. К настоящему времени тенденция к снижению сохраняется.

Падение годовой добычи нефти по различным причинам является характерным для 12 из 16 стран, входивших в течение тридцати лет в число лидирующих по нефтедобыче. В течение некоторого периода в мире наблюдалась некоторое постоянство у лидирующих нефтяных компаний, которое сменилось падением добычи, за исключением Китая, где сохраняется небольшое стабильное повышение объема нефтедобычи. Максимум мировой добычи нефти наблюдался в 1979 году.

В 1997-2002 годах некоторым нефтедобывающим компаниям удалось увеличить и стабилизировать объем добычи. Тем не менее, сохраняется общее понижение добычи - например, в России за первые шесть месяцев 1999 года было добыто 143 млн. тонн нефти и газоконденсата - это на 9,3 % меньше добытого за первые шесть месяцев 1998 года.

Утвержденная Правительством РФ в 2003 г. новая Энергетическая стратегия России на перспективу до 2020 г., определила долгосрочные ориентиры развития нефтегазового комплекса страны, дав четкий анализ ситуации, использовав комплексный и обоснованный подход к постановке ближайших и перспективных задач, признавая при этом определяющую роль ТЭК в экономике страны и приветствуя активный рост нефтедобычи при условии рационального недропользования.

В настоящее время средний показатель выработки месторождений в стране составляет 45 %. Как следствие, ухудшается сырьевая база, в особенности это касается крупных месторождений, находящихся в длительной разработке. Например, выработка по Самотлорскому месторождению составляет 63 %, по Ромашкинскому - 85 %, Мамонтовскому - 74 %. Доля месторождений с выработкой свыше 80 % составляет более 25 % запасов, находящихся в разработке нефтяными компаниями страны.

Согласно данным Министерства энергетики РФ известные на данный момент запасы нефти при сохраняющихся темпах добычи будут полностью выработаны к 2040 г. Около 14% запасов являются тяжелыми и высоковязкими нефтями, 19% располагаются в подгазовых зонах нефтегазовых залежей. Доля активных нефтяных запасов у большинства нефтедобывающих компаний составляет порядка 45%, и этот показатель имеет тенденцию к снижению. Свыше половины неосвоенных запасов находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, существенная часть -- в арктических широтах. Их освоение и разработка невозможны без обеспечения транспортными коммуникациями. Запасы перспективных дальневосточных нефтегазоносных провинций, а также севера Европы и Восточной Сибири существенно меньше, чем западносибирские.

В период 1994 г. - настоящее время коэффициент восполняемости составляет 81,6 % (при добыче 2489,3 млн. т прирост запасов нефти и нестабильного конденсата до 2001 г. - 2030,1 млн. т).

Число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.

Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а с дебитами до 10 т/сут - 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию на начало 2008 г. число неработающих скважин около 33 тыс., т.е. 24,6 % добывающего фонда скважин.

В сложившейся ситуации, новая Энергетическая стратегия России сформулировала стратегические цели и основные задачи в развитии нефтегазового комплекса.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т к 2020 г.

Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются: обеспечение добычи; последовательное увеличение объемов добычи без его снижения, обеспечение стабильного объема добычи на возможно длительное время; учитывая потребности и интересы последующих будущих поколений.

Добыча нефти будет осуществляться, и развиваться в России в известных нефтедобывающих регионах, а также в новых нефтегазоносных районах на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, на юге России и Европейском Севере.

Главным добывающим регионом и нефтяной базой остается Западная Сибирь, в котором добычу нефти необходимо увеличить, и довести к 2020 г. До 290-315 млн. т.

Такие объемы добычи и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании технологии бурения, методов воздействия на пласт, увеличении степени извлечения углеводородов из недр и внедрении других прогрессивных технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти.

Лидирующее положение в добыче нефти и газа по России занимает Тюменская область на территории, которой промышленная добыча ведется с 1964 года, максимальный объем добычи нефти был, достигнут в 1988 году, и составил 408,6 млн. тонн. На Западную Сибирь, по прогнозам, приходится около 52% неразведанных ресурсов углеводородов страны.

Не явилось и исключением дочернее общество ООО "РН-Уватнефтегаз". Было принято решение сократить добычу по "молодым" месторождениям. Так как остановка нефтяных добывающих скважин пройдет с меньшим ущербом для коллекторских свойств пластов и вывода скважин на режим после расконсервации (в случае необходимости). Сокращение уровня добычи, также рассматривается и по такому нефтяному месторождению ООО "РН-Уватнефтегаз" как Тямкинское. Поэтому важно оценить перспективы дальнейшей разработки месторождения.

Данное месторождение юга Тюменской области - Тямкинское, расположено в Уватском районе и было введено в промышленную эксплуатацию и разработку только лишь в 2010 году. Поэтому оно относится к молодым месторождениям. У него нет богатого опыта его разработки и такой глубокой изученности как у месторождений "ветеранов" Тюменской области и ХМАО в частности.

Поэтому проведение анализа разработки и просчета дальнейших его вариантов очень значимо для ООО "РН-Уватнефтегаз" и для дальнейшей судьбы месторождения.



1. Характеристика Тямкинского месторождения

1.1 Географическое расположение Тямкинского месторождения

Как уже говорилось, Тямкинское нефтяное месторождение находится на Юге Тюменской области (рисунок 1.1) в Уватском районе не далеко от Государственного природного заповедника "Юганский".

Рисунок 1.1 - Тямкинское нефтяное месторождение Тюменской области. Географическое расположение

Тямкинское месторождение нефти относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и территориально относится к Пихтовому ЛУ. Лицензией на разработку данного месторождения имеет компания ПАО "НК-Роснефть", а именно дочернее общество ООО "РН-Уватнефтегаз". Обзорная карта района работ по Тямкинского месторождению нефти представлена на рисунке 1.2.

Ближайшие населенные пункты - это поселок Уват - находится на расстоянии 175 километров от Тямкинского месторождения. Месторождения соседи - это: Кальчинское месторождение, Северо-Демьяновское месторождение, Северо-Качкарское месторождение.

Рисунок 1.2 - Тямкинское нефтяное месторождение Западной Сибири. Район работ. Обзорная карта

Тямкинское месторождение геологоразведочные партии открыли только 2004 году, его нефтеносность установили в Тюменской свите по продуктивному пласту, относящемуся к юрской эпохе: Ю3-4. В промышленную разработку и в промышленную эксплуатацию Тямкинское нефтяной месторождение Западной Сибири ввели только в 2010 году. Согласно последнему подсчету запасов от 2016 года геологические запасы нефти по Тямкинскому месторождению, которые числятся на балансе ГКЗ характеризуются величиной 25619 тыс. т (20662,88 тыс. тонн по категории С₁ 4056,12 тыс. тонн категории С₂). Извлекаемые запасы нефти составляют 7748 тыс.т (6282 тыс. тонн категории C₁, 1466 тыс. тонн категории С₂).

Инфраструктура Тямкинского месторождения в настоящее время не сильно развита, так как месторождение молодое. Автомобильная инфраструктура Тямкинского нефтяного месторождения: на месторождении отсутствуют асфальтобетонные дороги, имеются только грунтовые. Также в зимнее время функционируют зимники. Трубопроводный транспорт: через территорию Тямкинского месторождения проходит магистральный нефтепровод. Рядом с Тямкинским месторождением ведется разработка месторождений по добычи горных пород - строительных материалов.

Площадь Тямкинского месторождения с точки рения геоморфологии представляет собой озерно-аллювиальную заболоченную равнину, как и многие другие месторождения Тюменской области. Рельеф Тямкинского нефтяного месторождения сильно расчленен эрозионной деятельностью рек месторождения. Рельеф Тямкинского месторождения: абсолютные отметки находятся в пределе от 95,5 до 112,8 метров.

Гидрография Тямкинского месторождения. Основным объектом гидрографии Тямкинского месторождения является река Демьянка (рисунок 1.3). Река Демьянка имеет большое количество мелких и средних притоков, таких как: река бол, река Кеум, река Куньяк, река Тегус и река Имгыг. Данные реки относятся к бассейну реки Иртыш и берут свой начало в соседнем государстве - в Казахстане. Демьянка берёт исток с болот Васюганья Омской области.

Рисунок 1.3 - Гидрография Тямкинского месторождения. Река Демьянка

На территории Тямкинского нефтяного месторождения преобладают смешанные леса, которые располагаются в основном в долинах рек, и представлены следующими породами деревьев: береза, кедр, ель, осина, сосна, пихта. Территория Тямкинского нефтяного месторождения сильно заболочена, поэтому в этих областях лес угнетен и его высота составляет не более трех метров.

Климат Тямкинского месторождения резко континентальный. Продолжительность зимних морозов составляет 148 дней. Среднемесячная температура в зимние месяцы в среднем суточно составляет от минус 20,3 °С до минус 19,2 °С. месторождение скважина флюид тямкинский

Тямкинское месторождение приурочено к южной части ЗападноСибирского артезианского бассейна. Основной источник водоснабжения для осуществления бурения параметрических и геологоразведочных скважин это воды рек, ручьев и озер. Но так как вод данных объектов гидрографической сети Тямкинского месторождения сильно загрязнены, то для проведения данных буровых работ требуется проведение очистки воды. Также на территории Тямкинского месторождения нефти находится большое количество пресноводных озер.

1.2 История освоения Тямкинского нефтяного месторождения

Данное нефтяное месторождение было открыто в 2004 году. И после этого началось освоение перспективной территории центрального Увата (рисунок 1.4).

В короткие сроки на Тямкинском месторождении были проведены масштабные работы по созданию всей необходимой наземной инфраструктуры, для того чтобы полноценно и бесперебойно осуществлять процесс промышленной добычи углеводородов. Он был построен на территории Тямкинского месторождения, включая пункт сдачи добытой нефти товарного качества. В настоящее время близится к завершению строительство вахтового жилого комплекса - поселка для для сотрудников ООО "РН-Уватнефтегаз" на 420 мест.

Ввод в разработку Тямкинского нефтяного месторождения был неслучаен, а запланирован в рамках масштабной программы по освоению Уватского проекта, который включает в себя запуск нескольких новых месторождений.

Рисунок 1.4 - Тямкинское месторождение. Быстрое освоение и развитие наземной инфраструктуры.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского нефтяного месторождения

Тямкинское месторождение заключается в пределах Демьянского района Каймысовской нефтегазоносной области, который характеризуется средней плотностью потенциальных запасов жидких и газообразных углеводородов. На исследуемом Тямкинском месторождении нефти продуктивность установлена по продуктивным пластам Ю3-4, которые объединены в один разрабатываемый объект и приурочены к верхней подсвите тюменской свиты. Структурная карта кровли продуктивного резервуара Ю3-4 Тямкинского месторождения западной Сибири изображена на рисунке 1.5.

Продуктивный разрез Тямкинского месторождения нефти имеет очень сложное геологическое строение из-за фациальной изменчивости. Также сложность строения Тямкинского месторождения связана с литологической неоднородностью всего геологического разреза, так как отмечается та особенность строения, как неравномерное историческое и территориальное формирование осадков.

Горные породы на Тямкинского месторождении и соседних территорий накапливались за счет приливно-отливных процессов. протекающих в озерно-пойменной долине и прирусловых валов.

Рисунок 1.5 - Тямкинское месторождение. Структурная карта кровли основного продуктивного резервуара Ю_3-4

Продуктивные пласты Ю₃, Ю₄ и частично (локально) продуктивны пласт Ю₂ сложены алеврито-песчаными минералами и горными породами. Эти продуктивные пласты, объединены в один объект разработки на Тямкинском месторождении и являются наиболее перспективными к разработке.

По результатам проведения поискового и геологоразведочного бурения скважин (а также первых эксплуатационных скважин) было обнаружено, что в юрском интервале разреза песчано-алевритовые тела ограничены по площади распространения не только в региональном плане, но ив пределах месторождения.

Это связно с аллювиальным генезисом отложений. Характерные процессы многократного переотложения ранее накопившихся толщ за один цикл осадконакопления зачастую приводят к объединению проницаемых прослоев. Тямкинское месторождение яркое тому подтверждение. Глинистая перемычка между пластами во многих скважинах опесчанена.

Разделение пластов Ю₃ и Ю₄, согласно основному проектному документу проведено условно, поэтому они объединены в один гидродинамический объект Ю_3-4 Тямкинского месторождения.

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского нефтяного месторождения Западной Сибири изображена на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 - Тямкинское нефтяное месторождение Западной Сибири Тюменской области.

Карта нефтенасыщенных толщин оновного продуктивного резервуара нефти Ю_3-4

Основной продуктивный объект Тямкинского нефтяного месторождения Ю_3-4 вскрыт скважинами, все из которых находятся в пределах Тямкинской структуры. Данные скважины залегают на глубинах 2794,1-2906,0 м (а.о. -2701,0-2810,3 м).

Основной продуктивный объект Тямкинского нефтяного месторождения Ю_3-4 очень выдержан по своей площади. Мощность (толщина) его изменяется от 43,85 м (скважина 206Р) до 60,25 м (скважина 155Э). Касательно границ данного продуктивного объекта, они у сопоставляются с уже пробуренными скважинах по соседним площадям (скважины 200П, 201Р). Их суммарная эффективная толщина горных пород находится в интервале: от 31,65 м в скважине 313Э, до 4,1 м в скважине 206Р. На рисунках 1.7 и 1.8 изображены геологические разрезы продуктивных пластов Ю₃ и Ю₄ Тямкинского месторождения.

Рисунок 1.7 - Продуктивный пласт Ю₃ Тямкинского месторождения нефти. Его геологический разрез

Залежь продуктивного объекта Ю3-4 относится к пластово-сводовому типу, и данная залежь сильно осложнена зонами замещения. Размеры залежи продуктивного объекта Ю3-4 составляют: 8,46 км на 7,15 км, высота залежи продуктивного объекта Ю3-4 достигает до 160 метров по отдельным зонам объекта. Залежь продуктивного объекта Ю3-4 контролируется мощной глинисто-аргиллитовой толщей отложений горных пород пласта Ю2 баженовской свиты и абалакской свиты.

Рисунок 1.8 - Продуктивный пласт Ю4 Тямкинского месторождения нефти. Его геологический разрез

В настоящее время ВНК (водонефтяной контакт) по продуктивному резервуару нети Ю3-4 установлен на абсолютной отметке -2861 метр, эти данные были получены при испытании разведочной скважины номер 204Р, которая находится в паре километров на Запад от основной зоны разработки Тямкинского месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивного объекта Ю_3-4 оцениваются как низкие. Характер коллектора продуктивного объекта Ю_3-4 гидрофильный.



1.4 Свойства и состав пластовых флюидов объекта Ю_3-4 Тямкинского месторождения

Физико-химические свойства нефти и газа Тямкинского месторождения изучены по данным лабораторных исследований поверхностных и глубинных проб. Поверхностные пробы отбирались при ПГИ скважин из сепараторов, после отделения газовой фазы пластовых флюидов.

В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, сжимаемость, плотность и вязкость нефти при пластовых условиях и различных давлениях и температуре, газосодержание при стандартной сепарации, объемный коэффициент, компонентные составы газовой и жидкой фаз.

Ступенчатая сепарация нефти объекта Ю_3-4 на Тямкинском месторождении проводится обычно по стандартной схеме обустройства месторождений (трёхспупенчатая сепарация) при условиях. Первая ступень сепарация нефти осуществляется при давлении 0,852 МПа при температуре 200 °C. Вторая ступень нефти осуществляется при давлении 0,353 МПа и при температуре 200 °C. Третья ступень сепарация нефти осуществляется при давлении 0,112 МПа и при температуре 200 °C.

Все лабораторные исследования поверхностных проб нефти и газа Тямкинского месторождения производились по методикам госстандартов.

Физико-химические свойства пластовой нефти продуктивного объекта Ю_3-4 исследовались методами: однократного дифференциального разгазирования и ступенчатого. Результаты исследования проб методом дифференциального разгазирования принимались как результаты ступенчатого разгазирования.

На Тямкинском месторождении за всего период всего было отобрано 10 глубинных проб пластовых флюидов из трех пробуренных скважин: пять проб было отобрано из разведочной скважины номер 202Р, три пробы было отобрано из разведочной скважины номер 209Р и две пробы было отобрано из разведочной скважины номер 300. Семь поверхностных проб пластовых флюидов было отобрано из следующих скважин: 204Р, 300 и 312).

Свойства нефти Тямкинского месторождения, определенные при ступенчатом разгазировании имеют следующие показатели: у - 0,847 г/см , b - 0,809, газовый фактор - 94,1 м/т. Эти значения приняты в расчет запасов нефти и растворенного газа. Свойства пластовой нефти продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского месторождения по проведенным результатам исследований и отобранным глубинным пробам из скважин приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Тямкинское нефтяное месторождение. Продуктивный резервуар Ю_3-4. Свойства отобранной пластовой нефти

Наименование параметра пластовой нефти продуктивного объекта Ю3-4	Величина показателя
	Диапазон значений	Принятые значения
Пластовое давление объекта Ю3-4, МПа	26,15-29,12	28,10
Пластовая температура объекта Ю3-4, °С	92 - 94	93
Давление насыщения нефти объекта Ю3-4, м3/т	10,39-14,34	13,45
Газосодержание пластовой нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях объекта Ю3-4, м3/т	88,95-121,76	98,45
Плотность нефти объекта Ю3-4 в пластовых условиях, кг/м3	0,742-0,781	0,764
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,105-1,885	1,352
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при температуре 200 °С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,874-1,149	1,060
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	0,812-0,984	0,954
Плотность дегазированной нефти продуктивного объекта Ю3-4, кг/м3, при 200 °С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,871-0,876	0,875
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	0, 862-0,868	0,866

Результаты лабораторных исследований физико-химических свойств дегазированной нефти продуктивного объекта Ю_3-4 по результатам изучения отобранных поверхностных проб изложены в таблице 1.2.



Таблица 1.2 - Тямкинское месторождение. Физико-химические характеристики дегазированной нефти продуктивного объекта Ю_3-4 по результатам отобранных поверхностных проб нефти.

Наименование параметра пластовой нефти продуктивного объекта Ю3-4	Количество проведенных исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность нефти при 20 °С, кг/м	3	7	0,861-0,878	0,872
Вязкость, мПа*с
при температуре 20 °С	3	7	11,31-21,49	17,04
при температуре 50 °С	3	6	4,98-7,54	6,56
Молярная масса дегазированной нефти, г/моль	-	-	-	-
Температура застывания дегазированной нефти, °С	3	7	-14 -5	-9
Массовое содержание, %
серы в нефти	3	7	0,748-1,112	0,862
смол силикагелевых в нефти	3	6	7,659-8,882	8,44
асфальтенов в нефти	3	6	1,03-4,98	1,880
парафинов в нефти	3	7	2,72-3,68	3,22
воды в нефти	3	4	33,78-60,92	44,94
механических примесей в нефти	-	-	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадия	3	-	-	-
никеля	3	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	3	7	56,56-61,44	58,60
Температура начала кипения, °С	3	7	43-91	57
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих),%
до 100 °С	3	7	2,42-6,64	3,26
до 150 °С	3	7	8,78-13,96	10,1
до 200 °С	3	7	17,48-22,46	18,86
до 250 °С	3	7	25,42-32,64	28,22
до 300 °С	3	7	36,54-40,8	39,60

Нефть по продуктивному объекту ^Ю_3-4 Тямкинского месторождения по своим свойствам: парафинистая, смолистая и очень сернистая. Поэтому частым осложнением при работе эксплуатационных добывающих скважин встречается образование АСПО, так как очень активно откладываются парафины. Температура застывания нефти продуктивного резервуара Ю_3-4 составляет 90 °С, температура начала кипения нефти продуктивного резервуара Ю_3-4 составляет 57 °С. В пластовых условиях плотность нефти характеризуется величиной 0,871-0,876 г/см³, давление насыщения характеризуется величиной 10,39-14,34 МПа. Газосодержание нефти изменяется от 91,56 до 119,84 м³/т.

Растворенный в нефти газ, анализируемый по результатам ступенчатой сепарации имеет метановый состав (уровень CH₄ составляет в среднем примерно 63 % молярной массы). Содержание тяжелых углеводородов этана составляет примерно в среднем 14,8% молярной массы, пропана в составе находится около 13,2 % молярной массы, бутана в составе растворенного газа находится в среднем 2,68 % молярной массы, пентанов содержится в среднем 0,67 % молярной массы, гексанов содержится в растворенном газе по пласту Ю_3-4 в среднем 0,62 % молярной массы. Углекислого газ в нефти содержится около 1,92 % молярной массы, азота содержится в среднем 0,85 % молярной массы.



2. Анализ состояния разработки Тямкинского нефтяного месторождения

2.1 Основные этапы проектирования и разработки Тямкинского месторождения

Тямкинское месторождение было открыто в 2004 году на Увате в результате работы Правдинской геологоразведочной экспедиции. Тямкинское месторождение положило начало освоению нефтяных залежей Центрального Увата. При изучении залежей и строения Тямкинского месторождения Тямкинская структура была закартирована по результатам сейсморазведочных работ МОВ ОГТ, выполненных в центральной части Пихтового ЛУ (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Проведение геологоразведочных работ при изучении Тямкинского месторорждения

В период 2006-2008 годы на Тямкинской площади были выполнены сейсморазведочные работы 3Д (сп21/2006-2008).

По результатам интерпретации материалов 3Д и проведения в 2011-2012 годы геологоразведочных работ по пласту Ю_3-4 произошли изменения в геологической модели месторождения. Основные из них связаны с выделением в южной части литологического экрана, отделяющего залежь пластов Ю_3-4 от одновозрастных залежей Косухинского месторождения, уточнения линий глинизации в районе скважины 207Р, изменениями структурного плана, уточнения эффективных нефтенасыщенных толщин в северной части залежи.

Построения модели залежи была проведена детальная корреляция всех пробуренных на месторождении скважин. Выделение региональных и локальных реперов осуществлялось с учетом увязки сейсмических горизонтов с геологическими на основе установленных закономерностей геологического строения, характера насыщения коллекторов по данным ГИС и результатов испытания скважин. Структурные построения по продуктивным пластам выполнены с учетом сейсмической поверхности по опорному отражающему горизонту ТЮ2 и результатов бурения.

Тямкинское месторождение было введено в промышленную разработку и в промышленную эксплуатацию в 2010 году. При этом очень активно стала развиваться наземная инфраструктура месторождения (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 - Освоение и развитие инфраструктуры на Тямкинском месторождении

В 2004 году впервые оперативная оценка состояния запасов нефти на Тямкинском нефтяном месторождении Уватского района была выполнена по результатам буренияскважин и при проведении испытаний одной пробуренной скважины сейсморазведочными работами 2Д.

Второй оперативный подсчет состояния запасов углеводородов по Тямкинскому месторождению был проведен в октябре 2009 года. Следующее изменение запасов произошло в 2011 г. (протокол Роснедр №18/901-пр от 19.12.2011 г., ЭЗ №343-11 оп).

Последнее изменение запасов произошло в 2014 году. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин 2013-2014 года было уточнено геологическое строение и выполнен пересчет с переводом части запасов нефти из категории С₂ в С_ь (протокол Роснедр №18/953-пр от 17.12.2012 г., ЭЗ №411-12 оп).

Первым проектным документом является «Проект пробной эксплуатации Тямкинского месторождения», выполненный в 2007 году ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (протокол № 4105 от 03.10.2007 года).

Действующим технологическим документом является «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Тямкинского месторождения», выполненная ООО «Тюменский нефтяной научный центр» в 2010 году (протокол ЦКР Роснедра №4978 от 17.12.2010г.).

2.2 Анализ текущего состояния разработки Тямкинского месторождения

На Тямкинском месторождении выделен один эксплуатационный объект - пласт Ю_3-4, который объединяет продуктивные пласты Ю₃ и Ю₄. Тямкинское месторождение в настоящее время находится в стадии пиковой добычи нефти с общей тенденцией на понижение. Создание системы разработки ведётся в соответствии с действующим технологическим документом.

На данный момент реализовано 52% проектного фонда. По состоянию на 01.01.2016 года эксплуатационный фонд насчитывает 48 скважин, из которых: 34 добывающих (32 действующих) и 14 нагнетательных (11 действующих).

Помимо этого, для нужд системы ППД пробурено три водозаборных скважины, бездействующие в настоящий момент.

На 01.01.2016 года накопленная добыча нефти на Тямкинском месторождении достигла 1131 тыс. тонн, жидкости - 1245 тыс. т. За 2013-й год отобрано 339,7 тыс. т нефти. Текущая обводнённость продукции - 15,2 %. Добывающий фонд скважин отработал последний год со средним дебитом жидкости 35,6 т/сут, нефти составляет 30 т/сут.

С 2011-го года на месторождении формируется система ППД. К настоящему времени нагнетательный фонд состоит из 14 скважин. Накопленная закачка достигла 1101 тыс. м³, текущая и накопленная компенсация - 102,5 и 63,03 % соответственно. В качестве источников используется как подтоварная, так и вода сеноманского горизонта.

Сравнение фактических показателей с проектными показателями по Тямкинскому нефтяному продуктивный объект Ю_3-4 Тямкинского нефтяного месторождения разрабатывался на основании двух проектных документа:

-в 2009 году согласно документу «Проект пробной эксплуатации Тямкинского месторождения» (протокол № 4105 от 03.10.2007 г.);

-на период 2010-2013 гг. согласно документу «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Тямкинского месторождения» (протокол №4978 от 17.12.2010 г.).

В течении последних пяти лет разработки Тямкинского месторождения проводилось широкомасштабное бурение новых скважин.

На сегодняшний день по Тямкинскому месторождению отмечается, что фактический эксплуатационный фонд скважин соответствует проектным значениям показателей фонда, несмотря на то, что в 200-2013 годы проводилось активное разбуривание площади Тямкинского месторождения.

В эксплуатационном фонде скважин находится 34 добывающие скважины (по проекту величина составляет 30 скважин) и 14 нагнетательных скважин (по проекту величина составляет 14 скважин).

Текущая ситуация по величине текущих и накопленных отборов пластовых флюидов продуктивного пласта Тямкинского месторождения изображена на графиках рисунка 2.3.

Рисунок 2.3 - Сравнение проектных и фактических показатели добычи нефти, добычи жидкости и обводненности скважинной продукции на Тямкинском месторождении по объекту Ю3-4

Процессом разработки охвачена центральная купольная часть залежи Тямкинского месторождения с наибольшими нефтенасыщенными толщинами. Система разработки, согласно проекту разработки, является семиточечной с расстоянием между скважинами 500-550 метров.

Проектные и фактические показатели фонда скважин Тямкинского месторождения изображено на диаграммах рисунка 2.4.

Рисунок 2.4 - Сравнение проектных и фактических показателей фонда скважин Тямкинского месторождения

В 2012 году добыча нефти на Тямкинском месторождении достигла максимального уровня и характеризуется величиной 402,3 тыс. тонн нефти. В 2013 году отмечается начало снижения добычи нефти по Тямкинскому месторождению по продуктивному разрабатываемому объекту Ю_3-4, и на конец года ее величина составила 328,86 тыс. тонн нефти, при плановом уровне в 556,5 тыс. тонн. То есть недостижение по уровню добычи нефти на Тямкинском месторождении составляет 39 %. Накопленная добыча нефти 1 января 2014 года характеризуется величиной 1129,5 тыс. тонн нефти (что составляет 14,6 % от начальных извлекаемых запасов).

Добыча жидкости на Тямкинском месторождении по разрабатываемому продуктивному объекту Ю_3-4 в 2013 году составила 400,7 тыс. тонн нефти, закачка жидкости посредством системы ППД в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления объекта Ю_3-4 характеризуется величиной 563,0 тыс. м³. Среднегодовые дебиты нефти и жидкости на Тямкинском месторождении в два раза ниже запланированных (61,0 и 65,8 т/сут) и характеризуются величиной 29,86 т/сут и 35,58 т/сут соответственно (рисунок 2.5). При обводненность скважинной продукции составляет 15,18 %. Работа нагнетательных скважин характеризуется средней приемистостью 124,86 м³/сут (рисунок 2.6). На Тямкинском месторождении текущая компенсация по основному объекту разработки составила 102,48 %, а накопленная компенсация характеризуется величиной 62,98 % (рисунок 2.7).

Рисунок 2.5 - Тямкинское месторождение. Сравнение проектных и фактических показателей дебитов нефти добывающих скважин по объекту Ю_3-4

Рисунок 2.6 - Тямкинское месторождение. Сравнение проектных и фактических показателей приемистости нагнетательных скважин по оснвному объекту разработки

Рисунок 2.7 - Проектные и фактические показатели значения объемов закачиваемо воды и компенсации

Накопленная добыча нефти на Тямкинском нефтяном месторождении Западной Сибири Тюменской области по основному объекту разработки характеризуется величиной 1131 тыс. тонн, что составляет 17,95 % от НИЗ по месторождению в целом. При этом текущая обводненности добываемой скважинной продукции составляет 15,2 %. Текущий коэффмцмент извлечения нефти (КИН) по Тямкинскому месторождению характеризуется величиной 0,052, а утвержденный КИН характеризуется величиной 0,290.

Основные характеристики и показатели выработки запасов углеводородов на Тямкинском месторождении по разрабатываемому продуктивному объекту Ю_3-4 приведены в таблице 2.1.

В целом показатели выработки выглядят на данный момент немного хуже ожидаемых. Текущая обводнённость объекта Ю_3-4 15,2 % при отборе от НИЗ 14.6% (С1+С2). Но следует учитывать, что на текущий момент разбурена только восточная часть объекта.

По состоянию на 01.01.2014 г. система разработки формируется по факту в целом, согласна предписаний действующего документа. Намеченный на текущую дату проектный фонд реализован с небольшим перевыполнением. В эксплуатационном фонде числятся 48 скважин против запланированных 34. Состав фонда также практически соответствует ожидавшемуся: 34 добывающих и 14 нагнетательных (по проекту 30 и 14 соответственно).

Таблица 2.1 - Характеристика текущей ситуации выработки запасов нефти на Тямкинском месторождении по продуктивному резервуару Ю_3-4

Показатели выработки запасов по объекту Ю3-4 Тямкинского месторождения	Объект Ю3-4
Начальные геологические запасы по объекту Ю3-4, тыс.т	21663
Начальные извлекаемые запасы по объекту Ю3-4, тыс.т	6282
Действующий фонд добывающих скважин на объекте Ю3-4	32
Действующий фонд нагнетательных скважин на объекте Ю3-4	11
Годовая добыча нефти по объекту Ю3-4, тыс.г	339,72
Годовая добыча жидкости по объекту Ю3-4: тыс.т	400,73
Годовая закачка воды по объекту Ю3-4, тыс. м3	563,01
Компенсация отбора закачкой текущая по объекту Ю3-4, %	92,2
Накопленная добыча нефти по объекту Ю3-4, тыс.т	1131
Накопленная закачка по объекту Ю3-4, тыс.м3	1101
Компенсация отбора закачкой накопленная по объекту Ю3-4, %	56,31
Отбор от НИЗ по объекту Ю3-4, %	17,98
Текуший КИН по объекту Ю3-4, д.ед.	0,052
Утвержденный КИН по объекту Ю3-4. д.ед.	0,290
Кратность запасов по объекту Ю3-4, лет	18

В настоящее время на Тямкинском нефтяном месторождении полностью разбурена ЧНЗ залежи пласта Ю_3-4. Расположение скважин соответствует принятым проектным документам. Система расположения скважин на Тямкинском месторождении организована как площадная треугольная сетка с расстоянием между скважинами 500 метров с обращённой семиточечной системой заводнения.

В большей части добывающего эксплуатационного фонда скважин Тямкинского месторождения при вводе их в эксплуатацию сразу освоен ГРП. Нереализованным решением на текущий момент остаётся бурение горизонтальных скважин.

За последние несколько лет на Тямкинском месторождении отмечается весьма значительное падение дебитов добываемой пластовой жидкости по основному объекту разработки Ю_3-4, также отмечается и падение добычи. Поэтому в последние годы отмечается недобор нефти и не выполнение запланированного бизнес-плана по добыче жидких углеводородов на Тямкинском месторождении.

Причина снижения технологических показателей заключается в худших коллекторских свойствах в краевых зонах продуктивного пласта, чем предполагалось. Это подтверждается данными гтжродинамических исследований скважин. Энергетическая подпитка продуктивного пласта за счёт законтурной области не достигается. Пластовое давление в зоне отбора снижено на 39,85 %. Процесс падения пластового давления на основном объекте разработки Тямкинского месторождения удалось приостановить за счёт того что вовремя были предприняты меры по организации системы ППД объекта Ю_3-4.

Но также следует отметить, что эффективность системы поддержания пластового давления на разрабатываемом объекте Ю_3-4 и сеть нагнетательных скважин нельзя оставлять на прежнем уровне и необходимо развивать за счет ввода дополнительных нагнетательных скважин (ввода новых скважин после бурения), а также необходимо проводить геолого-технические мероприятия, направленные на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, а также на обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин. данные мероприятия позволят поддержать падающую энергетику пласта и усилить фронт нагнетания жидкости к добывающим скважинам по объекту Ю_3-4 Тямкинского месторождения. Стабилизация дебитов жидкости скважин Тямкинского месторождения в настоящий момент стабилизировались, но отмечается постепенный рост обводненности добываемой скважинной продукции (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Тямкинское месторождение. Технологические показатели разработки продуктивного объекта Ю_3-4

2.3 Анализ показателей работы фонда скважин Тямкинского месторождения по объекту Ю_3-4

Эксплуатационный фонд скважин основного и единственного продуктивного резервуара - продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского месторождения пласта характеризуется количеством скважин - 48 штук. Из данного фонда скважин: добывающих скважин 34 (32 действующие и 2 скважины находятся в бездействующем фонде) и 14 нагнетательных скважин (11 действующих и 3 скважины находятся в бездействующем фонде). Три добывающие скважины законсервированы, одна добывающая скважина находится в ликвидации. Для обеспечения нормальной работы системы поддержания пластового давления рабочим агентом пробурены три водозаборные скважины. На сегодняшний день данные ВДЗ скважины они находятся в бездействующем фонде.

Анализ структуры фонда скважин Тямкинского месторождения по единственному объекту разработки Ю_3-4 приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Анализ структура фонда скважин Тямкинского нефтяного месторождения по разрабатываемому объекту Ю_3-4

Категория фонда скважин	Характеристика фонда скважин Тямкинского месторождения	Объект Ю3-4
Фонд добывающих скважин	Пробурено скважин	36
	Возвращено с других объектов скважин	0
	Нагнетательные скважины в отработке	0
	Всего	36
	В том числе
	Действующие:	32
	из них фонтанные	0
	ЭЦН	32
	ШГН	0
	безкомпрессорный газлифт	0
	внутрискважинный газлифт	0
	Бездействующие	2
	В освоении	0
	В консервации	1
	Пьезометрические	0
	Переведено под закачку	0
	Переведено на другие объекты	0
	В ожидании ликвидации	0
	Ликвидированные	1
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	14
	Возвращено с других объектов	0
	Переведено из добывающих	0
	Всего	14
	В том числе:
	Под закачкой	11
	Бездействующие	3
	В освоении	0
Фонд Нагнетательных скважин	В консервации	0
	Наблюдательные	0
	В отработке на нефть	0
	Переведены на другие объекты	0
	В ожидании ликвидации	0
	Ликвидированные	0
Фонд Водозаборных скважин	Пробурено	3
	Возвращено с других объектов	0
	Всего	3
	В том числе:
	Действующие:	0
	Бездействующие	3
	В консервации	0
	Наблюдательные	0
	Ликвидированные	0
Всего		53

Всего под добычей за всю историю промышленной разработки Тямкинского месторождения, начиная с 2010 года пребывало 42 скважины. Данные скважины отобрали 925 тыс. тонн нефти 81,8 % от общей добычи отобрали 19 скважин. Менее 5 тыс. т нефти добыли 5 скважин. На текущий момент удельная добыча нефти составляет 27,12 тыс. т/скв.

2.4 Анализ разработки продуктивного пласта Ю_3-4 Тямкинского месторождения

Применение геохимических методов на стадии поисковых и разведочных работ на нефть и газ уже давно подтвердило свою эффективность. Материалы геохимических съемок привлекаются при обосновании нефтегазоносности как на региональном уровне, так и на отдельных структурах. С увеличением плотности пробоотбора и детальности получаемых геохимических распределений становится возможным их использование для решения сугубо нефтепромысловых задач, начиная от доразведки разрабатываемых месторождений и оптимизации размещения кустов добывающих скважин и заканчивая мониторингом состояния залежи в процессе добычи нефти.

Разработка залежи, как правило, ведется с учетом модели, опирающейся на данные сейсморазведки и материалы ГИС. Постепенное разбуривание залежи добывающими скважинами показывает зачастую ощутимые расхождения в прогнозируемых сейсморазведкой и реально зафиксированных параметрах нефтяного пласта. Использование результатов геохимических съемок на подготавливаемых к эксплуатационному бурению участках месторождения, позволяет улучшить прогноз нефтеносности и тем самым оптимизировать расположение забоев скважин.

Геохимическая съемка на Тямкинском месторождении проводилась в 2007 г. по сети сейсмических профилей 3D. Шаг съемки составлял 300 м с разрежением до 600 м в северо-западной части месторождения. На момент проведения геохимической съемки по результатам испытаний разведочных скв. 202 (нефть - 81 м3/сут), 204, 205 (вода) и 207 ("сухо") в пластах Ю3-4 установлена нефтеносность структуры. После проведения геохимических исследований были пробурены скв. 206 (нефть - 0,5 м3/сут) и 209 (нефть - 12,9 м3/сут), а в 2010 г. начата эксплуатация месторождения.

Концентрация аренов в юго-западной части значительно выше, чем в северо-восточной. Граница между этими зонами хорошо прослеживается не только в распределениях геохимических показателей, но и на структурных картах (структурном плане по отражающему горизонту А и карте толщин юрских отложений) и в особенностях заложения современной речной сети. Это позволяет предположить здесь наличие разломной зоны и связанной с ней интенсивной миграции углеводородов от залежи к дневной поверхности.

Проведено сопоставление геохимических показателей и нефтепромысловых данных - эффективных нефтенасыщенных толщин, средних дебитов скважин в течение 3 мес. работы в разные периоды: в начале работы, через 6 и 12 мес.

Отмечается зависимость между эффективными нефтенасыщенными толщинами пласта Ю3-4, измеренными в добывающих скважинах, и их средними дебитами. При этом коэффициенты корреляции между выборками составляют 0,6…0,7. Изменение дебитов нефти в скважинах в процессе эксплуатации происходит в целом равномерно. Во всех добывающих скважинах был проведен гидроразрыв пласта, притоки нефти в естественных условиях не измерялись. Эффективные нефтенасыщенные толщины на месторождении изменяются в интервале от 0 до 33 м, в среднем составляя 18 м. Дебиты нефти за первые 3 мес. эксплуатации скважины составляют в среднем 70 м3/сут.

С ростом толщин и дебитов скважин отмечается некоторое увеличение температуры на дневной поверхности (по данным наземных тепловых измерений в 2-метровых скважинах). Как видим, при разбросе значений температуры подпочвенного грунта в пределах месторождения в диапазоне от 4 до 6 С отмечается ее рост в 0,5 С от минимальных до максимальных эффективных толщин нефтенасыщенного пласта. Фактически масштабы изменения температуры, связанные с увеличением толщин, составляют 25 % от флуктуаций теплового поля, вызванных другими факторами. Рост температур, сопровождающий рост дебитов скважин, более значимый и составляет примерно 1 С.

Кроме этого с увеличением эффективных нефтенасыщенных толщин и дебитов скважин отмечается незначительное снижение гамма-радиации на уровне 20 % от естественного разброса значений. Несмотря на то, что основные природные факторы были учтены при обработке данных, сохраняются значительные флуктуации гамма-радиоактивного поля, не связанные с нефтеносностью, которые могут быть обусловлены случайной погрешностью газоразрядного датчика. Увеличение точности измерений возможно при использовании сцинтилляционного счетчика г-квантов, обладающего более высокой чувствительностью.

Сравнивая содержание легких аренов (бензола и толуола) с эффективной толщиной нефтенасыщенного пласта Ю3-4, можно отметить их слабую взаимосвязь. Коэффициент корреляции между выборками составляет 0,4. С увеличением толщин возрастает нижняя граница возможных значений концентраций аренов, что свидетельствует о наличии зависимости. Сверху значения концентраций аренов не ограничены и, скорее всего, обусловлены другими факторами, отвечающими за состояние залежи и условия миграции, такими, как пластовое давление, пористость, проницаемость нефтенасыщенных пластов и перекрывающих отложений и т. п. Более явно прослеживается взаимосвязь между концентрациями аренов на дневной поверхности и дебитами добывающих скважин. Выделяются два типа зависимости концентраций аренов от дебитов нефти. Зависимость первого типа отличается относительно меньшим увеличением концентраций аренов. При изменении дебитов от 0 до 180 м3/сут концентрации аренов увеличиваются от 0,1 до 0,5 отн. ед. Во втором случае увеличение дебитов от 0 до 100 м3/сут сопровождается аномальным ростом концентраций аренов от 0,1 до 1,5 отн. ед.

На площади скважины аномального типа расположены преимущественно в западной части месторождения, в зоне высоких концентраций аренов. Скважины 1-го типа - в восточной и центральной частях Тямкинской структуры, в зоне фоновых и повышенных концентраций аренов. Различия между обычной и аномальной зависимостями хорошо отображаются в распределении отношения концентраций аренов и дебитов скважин Саром./Деб. Особенностью распределения является его бимодальность с наиболее вероятными значениями 0,005 и 0,015, которые отражают точки 1-го и 2-го типов зависимости.

Основываясь на вышеизложенном, можно предположить, что причиной возникновения аномальной зависимости концентраций аренов от дебитов скважин является снижение проницаемости перекрывающих залежь отложений, что благоприятно сказывается на интенсивности субвертикальной миграции УВ. Как следствие - скопления нефти отображаются на дневной поверхности высокими ("ураганными") концентрациями УВ, в частности аренов. На участках залежи, характеризующихся низкой проницаемостью перекрывающих отложений, миграция УВ затруднена, следовательно, зависимость концентраций аренов на дневной поверхности от дебитов нефти выражена не так ярко (зависимость 1-го типа).

Параметр Б/Т*, согласно принятой модели, характеризует проницаемость отложений, сквозь которые идет миграция УВ. Предполагается, что участки высоких значений этого параметра над залежью нефти свидетельствуют о хороших экранирующих свойствах флюидоупоров и благоприятных условиях для сохранности залежи. Низкие значения Б/Т* в совокупности с высокими концентрациями аренов приурочены к зонам трещиноватости и разломов, контактирующих с залежью. На Тямкинском месторождении с ростом эффективных нефтенасыщенных толщин и дебитов скважин отмечается увеличение Б/Т*. Наиболее высокие значения Б/Т* фиксируются в центральной части месторождения и убывают со снижением отметок глубин нефтенасыщенного пласта.

В районе Тямкинской структуры вдоль одного из сейсмопрофилей 3D б...