Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геологическая характеристика месторождений

Краткое сведение о месторождении

В административном отношении Средне-Нюрольское нефтяное месторождение расположено в западной части Каргасокского района Томской области Районный центр - поселок Каргасок расположен в 310 км к востоку от района работ, ближайшее село Средний Васюган находится в 45 км от месторождения.

Поверхность рельефа изрезана глубокими долинами крупных и мелких рек, абсолютные высотные отметки меняются от 60 м до 120 м, относительные превышения - 60 метров.

Гидрографическая сеть района образована реками Салат и Нюролька с ее многочисленными притоками - рр. Тухсигат, Комунеган, Окуневка, Ай-Кагал, Малый Коленсал, Пуглалым. Русла рек сильно меандрируют. Берега крутые, сильно залесенные. Вдоль правого берега реки Нюролька узкой полосой тянется надпойменная терраса, ограниченная крутой и высокой ступенью. Все это создает дополнительные трудности при переправах.

Растительность представлена большими лесными массивами и смешанными видами кустарников в пойме рек.

Заболоченность района работ составляет 30%. Болота непроходимые летом, с торфяным покровом до 8 м, не промерзают даже в сильные морозы.

Климат района континентальный, характеризуется холодной продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Средняя температура зимой -25⁰С, в декабре-феврале она может снижаться до -45-55⁰С. Снежный покров на открытых участках достигает 30 - 60 см, в лесных массивах - до 180 см. Ледоход начинается в конце апреля - начале мая. Начало ледостава приходится на конец октября - начало ноября. Самая высокая температура +33⁰С наблюдается в июле и значительная часть осадков, в размере 450-500 мм, выпадает летом и осенью.

Населенные пункты в районе работ отсутствуют. Плотность населения низкая. Основной деятельностью коренных жителей района являются лесоразработки, рыбная ловля и охота.

На месторождении имеются автодороги, нефтепровод, линии электропередач.

На территории месторождения других полезных ископаемых не обнаружено, кроме строительного леса.

2. Геолого-физическая характеристика продуктов пласта

Район исследований расположен (по доюрскому фундаменту) в пределах южной части Центрально-западно-сибирской складчатой системы, которая представлена рядом субмеридиональных антиклинорных зон, разделенных межгорными прогибами и внутренними впадинами.

Крупнейшей структурой Центрально-западно-сибирской складчатой системы, проходящей непосредственно через район работ, является положительная мегаструктура, представленная Васюган-Пудинским антиклинорием. В рельефе складчатого фундамента структура мегаантиклинория выражена крупной зоной поднятий с относительным превышением сводовой части в 500-800 метров. С северо-запада и юго-востока Васюган-Пудинский антиклинорий ограничивают Колтогорский и Усть-Тымский грабен-рифты.

Согласно тектонической карте юго-востока Западно-Сибирской плиты (под ред. К.И. Микуленко, 1967 г.), исследуемая территория расположена в центральной части Средневасюганского мегавала, который представляет собой одну из положительных структур I порядка. В плане мегавал имеет неправильную форму субмеридионального простирания. С юга и юго-востока мегавал граничит с однопорядковой отрицательной структурой - Нюрольской впадиной. На западе он ограничивается Колтогорским мегапрогибом, с востока и северо-востока - Усть-Тымской впадиной.

Средневасюганский мегавал осложнен структурами II порядка: Северо-Васюганским, Новотевризским куполовидными поднятиями и Мыльджинским валом.

Район работ расположен в пределах юго-западной части Новотевризского к.п. и непосредственно включает Средненюрольскую и Пуглалымскую структуры III порядка, а также отроги Пологой, Торфяной, Среднепуглалымской структур.

Существенную роль в формировании тектонического облика района исследований играют дизъюнктивные нарушения. Здесь, как и на всей территории мегавала, можно выделить две основные системы их северо-западного и северо-восточного простирания.

Изученность сейсморазведочными работами. Региональные сейсмические исследования начались с 1948 г. Площадные сейсморазведочные работы МОВ велись, начиная с 1960 г. Средне-Нюрольское локальное поднятие было выявлено по результатам работ с.п. 12,15,18/60-61, детализированы работами с.п. 6,7/61-62.

В 1997-1998 гг. по заказу ОАО «ВТК» на поднятиях были выполнены детализационные сейсморазведочные работы МОГТ-2Д (с.п. 16, Л.П. Жевлаков), позволившие значительно уточнить структурный план поднятия по основным отражающим горизонтам, построить прогнозные карты по продуктивным отложениям [7].

В 2001 г. фирмой «ТРОЙ-ИКОДА» (Англия) была выполнена переинтерпретация сейсмического материала с.п. 16/97-98 и построена структурная карта по кровле пласта Ю1^3-4. На основании этих материалов было начато бурение эксплуатационных скважин с горизонтальными стволами.

В настоящем документе в качестве структурной основы использована структурная карта по кровле пласта Ю1^3-4, уточненная фирмой «ТРОЙ-ИКОДА» в 2003 г. по результатам бурения разведочных скважин 125 и 131. Эта карта отражает плотность сейсмопрофилей, которая в пределах Средне-Нюрольской структуры составляет 2,5-2,7 км/км?.

Средне-Нюрольское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную двумя антиклинальными куполами в северной и южной части структуры, разделенные между собой прогибом. Восточное крыло поднятия осложнено сбросом, образованным системой разрывных нарушений северо-западной ориентировки, с амплитудой смещения пласта Ю₁^3-4 до 45-50 м и с углом падения 4⁰30^/. Кроме этого сброса специалисты «ТРОЙ-ИКОДА» на территории месторождения предполагают наличие большого количества (видимо, малоамплитудных) разрывных нарушений различного направления. Качества сейсмоматериалов, видимо, не достаточно для того, чтобы определить тип этих нарушений и амплитуды смещения пород. Авторы настоящего отчета согласны с подобным представлением о тектонике участка, и при проектировании использовали предполагаемые сейсмиками местоположения нарушений.

Как сказано выше, промышленно нефтеносен на Средне-Нюрольском месторождении только горизонт Ю₁, приуроченный к отложениям васюганской свиты верхней юры.

Верхняя часть свиты представлена переслаивающейся пачкой песчано-алевритовых и глинистых пород (пласт Ю₁^1-м). В литологическом отношении песчаники верхней пачки мелкозернистые с многочисленными прослоями и линзами глинистых отложений. В нижней части горизонта Ю₁ расположен основной нефтегазоносный пласт, сложенный однородной толщей мелко-среднезернистых, слабо глинистых песчаников с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов (пласт Ю₁^3-4).

Нефтеносность пластов Ю₁¹ и Ю₁^м раздельным опробованием не доказана, имеется в трех скважинах совместные испытания с пластом Ю₁^3-4.

Перед авторами возникла необходимость в комплексной интерпретации материалов ГИС всего пробуренного фонда по единой методике с целью получения детальной скважинной информации для трехмерной технологической модели. Предварительно были выполнены петрофизические исследования в связи с получением по месторождению результатов изучения дополнительно отобранного керна.

3. Состав и химические свойства нефти, газа и пластовых

Физико-химические свойства нефти изучались по данным глубинных и поверхностных проб. Количество исследованных скважин и глубинных проб нефти, средние значения параметров пластовой нефти приведены в таблице.

Свойства пластовой нефти. Пласт Ю₁^3-4

Параметр	Количество исследований	Диапазон изменения параметра	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
1. Давление насыщения нефти газом, МПа	4	4	7,167-8,7	8,01
2. Газосодержание, м?/т	3	3	53,52-58,57	56,07
3. Плотность, т/м?	4	4	0,741-0,780	0,762
4. Вязкость, МПа*с	2	2	0,763-0,803	0,783
5. Объёмный коэффициент, доли единиц	4	4	1,120-1,189	1,153
6. Пластовая температура, оС	5	5	84,5-89,5	87,7
7. Коэффициент объёмной упругости нефти, 1/МПа*104	4	4	8,07-13,1	10,65
8. Усадка нефти, %	3	3	10,7-15,05	12,34

Глубинные пробы отбирались, в основном, из пласта Ю₁^3-4, изученность залежи нефти глубинными пробами достаточно равномерная по площади. По сравнению с ранее принятыми в Технологической схеме ОПР параметры пластовой нефти изменились незначительно. Так, давление насыщения нефти газом осталось на прежнем уровне (8 МПа), газосодержание составило 56,07 м?/т вместо 58,16 м?/т, плотность нефти определена равной 0,762 т/м? вместо 0,752 т/м?, объёмный коэффициент равен 1,153 вместо 1,177, вязкость пластовой нефти составила 0,783 МПа*с вместо ранее определённой 0,83 МПа*с.

Количество исследованных поверхностных проб нефти и средние значения параметров приведены в таблице.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти. Пласт Ю₁^3-4

Параметр	Количество исследований	Диапазон изменения параметра	Среднее значение
	Скважин	Проб
1	2	3	4	5
1. Кинематическая вязкость, МПа*с при 20 оС при 50 оС	5 4	16 12	3,50-5,36 1,9-2,9	4,42 2,43
2. Плотность при 20 оС	5	18	0,8209-0,8349	0,827
3. Массовое содержание, % серы смол силикагелевых асфальтенов парафинов	3 3 4 5	12 11 10 14	0,26-0,52 3,6-8,31 0,06-0,69 1,5-4,42	0,398 5,06 0,364 2,77
4. Объёмный выход фракций, % н.к., оС до 150 оС до 200 оС до 250 оС до 300 оС остаток	4 4 4 4 5 2	10 16 17 12 17 2	44-79 2,7-20 18-34 39-47 49,5-63 40-43	60 12,8 30,7 45,2 58,8 41,2

Необходимо отметить, что изученность залежи нефти в пласте Ю₁^3-4 очень высокая - из всех скважин отобрано и исследовано по несколько проб. Несмотря на значительное увеличение количества исследованных проб параметры поверхностной нефти уточнились незначительно, по сравнению с принятыми в Технологической схеме ОПР. Так, плотность нефти составила 0,827 т/м? вместо 0,826 т/м?, кинематическая вязкость определена равной; при 20 ⁰С - 4,42 МПа*с вместо 5,2 МПа*с, при 50 ⁰С - 2,43 МПа*с вместо 2,9 МПа*с.

По углеводородному составу нефть месторождения относится к метаново-нафтеново - ароматическому типу. Результаты исследования проб газа приведены в таблице.

Результаты исследования проб газа. Пласт Ю₁^3-4

Компоненты	Скважины	Среднее значение
	41Р	45Р	131
1	2	3	4	5
Пластовое давление, МПа		24	24,8	24,39
Пластовая температура, оС		88	89,6	88,8
Сероводород, %	н/опр
Окись углерода, %	0	0	0	0
Углекислый газ, %	1,0	1,3	2,2	1,5
Кислород, %	0,4	0,4		0,4
Азот, %	3,1	4,4	3,06	3,5
Гелий, %	0	0	0	0
Аргон, %	н/опр
Водород, %	0	0	0	0
Метан, %	70,6	69,4	65,1	68,4
Этан, %	6,0	5,8	6,8	6,2
Пропан, %	9,7	9,7	11,3	10,2
Изо-Бутан, %	2,6	2,6	3,2	2,8
Н-Бутан, %	4,2	4,2	5,2	4,6
Изо-Пентан, %	1,1	1,1	1,5	1,2
Н-Пентан, %	0,8	0,7	1,2	0,9
Изо-Гексан, %	0,2	0,2	0,4	0,3
Н-Гексан, %	0,1	0,1	0,4	0,2
Молекуляный вес газа	24,4	24,5	26,4	25,1
Плотность по воздуху	0,9	0,9		0,9
Уд. вес, кг/м?	1,0	1,0	1,1	1,1
Теплота сгорания, ккал/м?
высшая	13358,7	13229,2		13293,9
низшая	12170,0	12053,3		12111,7

Растворённый в нефти газ имеет углеводородный состав, в нём присутствует в небольших количествах углекислый газ (1,52%) и азот (3,52). Плотность газа по воздуху равна 0,86. Результаты анализа проб пластовой воды приведены в таблице. Пробы отобраны из всех разведочных и эксплуатационных скважин. Пластовая вода относится к хлорнатриевому типу, минерализация её составляет 45,6 г/л, плотность - 1,033 г/см?.

Содержание йода и брома не превышает кондиционных значений. Вода содержит незначительное количество растворённого газа углеводородного состава.

месторождение нефть пластовый разгазированный

3. Разработка месторождений. Подготовка нефти

Основные проектные решение.

Согласно Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утверждённый вариант разработки по последнему проектному документу с учётом изменения величины запасов нефти и изменившихся представлений о геолого-физических свойствах продуктивных пластов.

Последний проектный документ - «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Средне-Нюрольского месторождения» утверждён ЦКР Минэнерго России в 2000 году (Протокол №2641 от 01.11.2000 г.). Согласно этого документа в настоящее время осуществляется разбуривание месторождения. Поэтому, в качестве базового варианта, принимается утверждённый вариант данной технологической схемы, предусматривающий следующее.

Система разработки - приконтурное заводнение.

Общий фонд скважин - 19, в том числе 8 добывающих горизонтальных скважин с длиной горизонтальной части ствола 350 м, 5 вертикальных добывающих (из них 2 из разведки) и 6 нагнетательных вертикальных скважин.

В настоящее время на месторождении пробурено 10 скважин, в том числе 3 горизонтальных скважин с различной длиной горизонтальной части ствола, 7 вертикальных скважин.

С учётом принятого варианта разработки, положительного опыта бурения горизонтальных скважин, фактического размещения пробуренных скважин, уточнения геологического строения и режима работы залежи нефти в пласте Ю₁^3-4, в данной работе рассмотрено 6 вариантов разработки с различной плотностью сетки скважин и применяемых методов увеличения нефтеотдачи. Во всех вариантах, кроме IА, принято приконтурное заводнение. В IА варианте предусматривается разработка залежи на естественном режиме без заводнения. Закачка воды осуществляется под ВНК. Давление на забое нагнетательных скважин принято равным 42 МПа (18 МПа на устье), давление на забое добывающих скважин - 8 МПа (давление насыщения нефти газом). Давление на устье нагнетательных скважин принято исходя из опыта закачки воды на месторождениях Западной Сибири с аналогичными коллекторами (Кальчинское, Черногорское). Для определения оптимального давления на забое добывающих скважин рекомендуется провести специальные исследования на различных режимах со снижением давления ниже давления насыщения нефти газом.

В I варианте (базовый) общий фонд скважин составляет 29 единиц, в том числе 23 скважины основного фонда, из них 11 горизонтальных добывающих скважин, 4 вертикальных добывающих скважин, 8 вертикальных нагнетательных скважин и в общий фонд включены также 4 резервные скважины, 2 водозаборные. Схема размещения основного фонда скважин по первому варианту приведена на рис. 3.6.1. Здесь и далее под вертикальными понимаются наклонно - направленные скважины. Во всех вариантах с заводнением предусматривается восстановление из ликвидации разведочной скважины 44Р и перевод ее под закачку.

Во II варианте общий фонд скважин составляет 39 единиц, в том числе 33 скважины основного фонда, из них 18 горизонтальных добывающих скважин, 4 вертикальных добывающих скважин, 11 вертикальных нагнетательных скважин и 4 резервные скважины, 2 водозаборные скважины.

В III варианте общий фонд скважин составляет 47 единиц, в том числе 41 скважина основного фонда, из них 23 горизонтальных добывающих скважин, 4 вертикальных добывающих скважин, 14 вертикальных нагнетательных скважин и 4 резервные скважины, 2 водозаборные скважины.

В IА варианте количество добывающих скважин и схема их размещения сохраняются такими же как в I варианте. Разработка залежи предусматривается на естественном режиме, поэтому исключено 8 нагнетательных и 2 водозаборные скважины по сравнению с первым вариантом.

Во IIА варианте, дополнительно к мероприятиям II варианта предусматривается бурение 3 боковых стволов с горизонтальным окончанием из наклонно - направленных скважин 125, 129, 131 после 2008 года. Схема размещения скважин по варианту IIА такая же как по II варианту.

Во IIБ варианте, дополнительно к мероприятиям II варианта предусматривается закачка оторочки биополимера «продукт БП-92» во все нагнетательные скважины после отбора 40 - 60% извлекаемых запасов нефти. Схема размещения скважин такая же как в варианте II. Основные характеристики расчётных вариантов разработки объекта Ю₁^3-4.

Основные характеристики расчётных вариантов разработки

Характеристики	Варианты
	I	II	III	IА	IIА	IIБ
Система разработки	Приконтурное заводнение	Естественный режим	Приконтурное заводнение
Фонд скважин, всего - в т.ч. добывающих из них горизонтальных - нагнетательных - водозаборных - резервных	29 15 11 8 2 4	39 22 18 11 2 4	47 27 23 14 2 4	19 15 11 - - 4	39 22 21 11 2 4	39 22 18 11 2 4
Плотность сетки скважин, 104 м?/скв	36	25	16	36	25	25
Режим работы скважин; - добывающих, давление на забое МПа - нагнетательных, давление на устье МПа	8 18	8 18	8 18	8 -	8 18	8 18
Коэффициент эксплуатации скважин; - добывающих - нагнетательных	0,9 0,9	0,9 0,9	0,9 0,9	0,9 -	0,9 0,9	0,9 0,9
Коэффициент использования скважин; - добывающих - нагнетательных	0,9 0,9	0,9 0,9	0,9 0,9	0,9 -	0,9 0,9	0,9 0,9
Предельная обводнённость продукции скважин при их выключении из разработки, %	98	98	98	98	98	98
Компенсация отбора жидкости закачкой, %	100	100	100	-	100	100
Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием из н-направленных скважин, ед.					3
Применение МУН (закачка биополимера «продукт БП-92»)						Во все нагнетательные скважины

План - график бурения скважин по вариантам

Вариант	Год ввода скважин в разработку
	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
I Вариант	5	5	5
II Вариант IIБ Вариант	5	5	5	5	5
III Вариант	5	5	5	5	5	5
IА Вариант	5	4
IIА Вариант	5	5	5	5	5	3 (БС)

Текущие состояние разработке

На разработку Средне-Нюрольского месторождения была составлена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Средне-Нюрольского месторождения», выполнена в 2000 г. ОАО ВНИИнефть, утверждена ЦКР МТЭ (Протокол №2641 от 01.11.2000 г.).

Средне-Нюрольское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 2000 года согласно «Технологической схеме опытно-промышленной разработки Средне-Нюрольского месторождения», принятой на период 2000-2002 гг. со следующими принципиальными положениями:

· объект разработки - пласт Ю₁^3-4;

· уровни добычи нефти: 2000 г. - 2,0 тыс. т

2001 г. - 121,7 тыс. т

2002 г. - 322,9 тыс. т

· фонд скважин равен 9, в том числе к бурению 6, из них 2 вертикальные, 4 горизонтальные;

· бурение горизонтальных скважин с длиной перфорированной части 350 м, которая подлежит уточнению в ходе опытно-промышленной разработки;

· провести испытания передовых технологий и методов обработки призабойных зон скважин:

- зарезку боковых стволов в существующих вертикальных скважинах,

- глубокопроникающую перфорацию.

· разработана программа комплексного изучения месторождения на период 2000-2002 гг. и мероприятия по контролю за разработкой.

Анализ текущего состояния разработки месторождения выполнен на 1.03.2004 г.

При выполнении анализа разработки использованы фактические данные эксплуатации скважин, вскрывших пласт Ю₁^3-4.

Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

По состоянию на 1.03.04 г. на месторождении пробурены 10 скважин, из них 3 эксплуатационного фонда, 7 разведочные. Из общего количества пробуренных скважин 3 разведочные ликвидированы, как выполнившие свое назначение.

Характеристика фонда скважин объекта Ю₁^3-4 представлена в таблице 3.2.1.1.

Добывающий фонд составил 7 скважин, из них 3 эксплуатационные, 4 разведочные, все скважины действующие. Эксплуатационный фонд представлен 3-мя горизонтальными скважинами - №№G1, G2 и G3. По всем скважинам применяются механизированные способы добычи: ЭЦН оборудованы 5 скважин, ШГН - 2 скважины.

Разработка объекта осуществляется без поддержания пластового давления.

Состояние фонда скважин объекта Ю₁^3-4

№№	Фонд скважин	Категория	Количество
1	2	3	4
	Фонд	Пробурено	10
	добывающих	в т.ч.
	скважин	- эксплуатационных скважин	3
		- разведочных скважин	7
		- ликвидировано	3
		Всего добывающих скважин	7
		в т.ч. действующие	7
		из них: фонтанные	-
		ЭЦН	5
		ШГН	2
		бездействующие	-
		в освоении после бурения	-
		в консервации	-
		передано под закачку	-
		переведено в другие категории	-

Добыча нефти на месторождении осуществляется с 2000 г. На рисунках 3.2.1.1-3.2.1.2 и в таблице 3.2.1.2 представлена динамика фонда скважин, отборов нефти и жидкости, среднегодовых дебитов и обводненности за период разработки месторождения 2001-2003 гг.

С начала разработки на 01.03.04 г. на месторождении добыто 198,8 тыс. т нефти, из них за счет фонтанной эксплуатации скважин добыто 70,5 тыс. т, механизированным способом - 128,4 тыс. т.

Отбор жидкости с начала разработки составил 208,0 тыс. т, в том числе при фонтанном способе эксплуатации отобрано 71,3 тыс. т жидкости, механизированным - 136,7 тыс. т.

При механизированном способе эксплуатации основной объем добычи приходится на скважины, оборудованные ЭЦН, величины отборов нефти и жидкости составили соответственно 127,1 и 135,4 тыс. т. При эксплуатации скважин с помощью ШГН отборы нефти и жидкости значительно меньше, их величины с начала разработки месторождения составили соответственно 1,2 и 1,3 тыс. т.

Анализ фактических данных показал, что отборы нефти и жидкости на месторождении обеспечиваются, в основном, за счет скважин №№G1 и G2, суммарные отборы нефти и жидкости этих скважин с начала разработки соответственно составили 146,1 тыс. т нефти (73,8% всей добычи нефти) и 147,6 тыс. т жидкости (71,3% отбора жидкости по объекту).

Скважины №№41Р, 45Р и 125, введенные в добычу в конце 2000 г., имеют наиболее продолжительный период эксплуатации (более 3-х лет), однако накопленные отборы жидкости по ним невысокие, их величины по скважинам №№41Р и 125 равны соответственно 23,8 и 13,3 тыс. т. Наименее продуктивно работала скважина №45Р, отобравшая с начала разработки 0,8 тыс. т жидкости.

Отборы нефти и жидкости по скважине №G3 составили соответственно 9,8 и 16,5 тыс. т. Скважина №131 введена в добычу в конце 2003 г., имеет непродолжительный срок эксплуатации, в течение которого работала с высоким содержанием воды в продукции.

Отборы нефти и жидкости по скважине №131 составили соответственно 5,6 и 6,1 тыс. т.

Из динамики видна тенденция падения дебитов нефти и жидкости по скважинам.

Причина падения дебитов связана со снижением пластового давления в залежи - по скважинам №№41Р и G3 на 6-8 МПа вследствие недостаточной компенсации.

Работу скважин №№41Р, 45Р и 125 нельзя назвать стабильной, период эксплуатации этих скважин характеризуется длительными простоями. Скважина №45Р работала в январе-феврале 2001 г. с коэффициентом эксплуатации, равным 0,6-0,7, остальное время простаивала. Коэффициент эксплуатации скважины №45Р в течение 2002 гг. не превышал 0,3, в 2003 г. скважины №№41Р и 45Р простаивали.

Коэффициент эксплуатации скважины №125 снизился с 0,5 в 2001 г. до 0,03 в 2003 г.

Коэффициент эксплуатации скважин за период 2001-2003 гг. cоставил, в среднем 0,5. Нестабильность работы скважин объясняется несоответствием продуктивности скважин и возможностей пласта.

Поведение дебитов в динамике имеет, в основном, скачкообразный характер, что обусловлено отсутствием оптимальной работы насосного оборудования при механизированном способе эксплуатации.

Динамика обводненности Средне-Нюрольского месторождения показывает тенденцию постепенного ее нарастания.

Росту средней обводненности месторождения способствовало резкое увеличение обводненности скважин №№41Р, 45Р, а также работа горизонтальной скважины №G3 - на протяжении всего периода эксплуатация скважина работала с высокой обводненностью.

Обводненность продукции скважин №№125, G1 и G2 весь период эксплуатации находилась на уровне 1-2%. Эксплуатация скважин №№41Р и 45Р в течение 3-х летнего периода осуществлялась при обводненности 1-2%, значительный рост обводненности этих скважин отмечается в 2004 году. К наиболее обводненным можно отнести скважины №№131 и G3, на протяжении всего периода эксплуатации содержание воды в продукции этих скважин составляло соответственно 7-9% и 40-45%. Причина обводнения скважин - подтягивание подошвенной воды при эксплуатации (скв. 131) и некачественная проводка скважины G-3.

Конструкция скважинного оборудование

Предварительно был проделан анализ возможности применения в условиях месторождения различных способов механизированной эксплуатации. Рассмотрены кроме традиционных, широко распространенных в России способов - электроцентробежные (УЭЦН) и штанговые (ШГНУ) насосные установки а также газлифт - такие менее распространенных способы, как гидравлические - струйные (СНУ) и гидропоршневые (ГПНУ, насосы KOBE), винтовые (с погружными электродвигателями - УЭВНТ -, а также с механическим приводом с поверхности - кавитационные, насосы Moineau) и диафрагменные (УЭДН) насосные установки. Их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства приведены в таблице 6.1.3. (В скобках приводятся сокращенные и принятые в англоязычной литературе обозначения.)

Способы механизированной эксплуатации скважин

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ	ПРЕИМУЩЕСТВА	НЕДОСТАТКИ
Газлифт	Максимально широкий диапазон добывных возможностей (напор, дебит), гибкое регулирование, свободный доступ к пласту, дешевое скважинное оборудование, простота его смены канатным инструментом, любая кривизна скважин, работоспособен при высокой температуре, меньшая чувствительность к парафину, песку, коррозии, имеется большой опыт применения в России	Требуется источник рабочего агента (газа); дорогое наземное оборудование - трубопроводы; компрессорные станции; большие затраты энергии, особенно при высокой обводненности; неприменим при высоковязких нефтях.
Центробежные электронасосные установки (УЭЦН)	Высокая эффективность, высокие добывные возможности - напор, подача, низкие затраты на монтаж наземного оборудования, самый распространенный способ мех. добычи в России, возможен контроль давления продукции на приеме насоса и температуры двигателя.	Высокая стоимость; небольшой срок службы при откачке абразивосодержащей продукции; для замены требуется ПРС; неприменим при высоких температуре, вязкости, чувствителен к содержанию песка, сероводорода и газа на приеме; требует ограничений по кривизне и наклону ствола скважины; ограниченные возможности регулирования; чрезвычайно сложен спуск приборов и инструментов ниже насоса
Штанговые насосные установки (ШГНУ)	Простота оборудования.	Невысокие добывные возможности; высокий износ в искривленных скважинах.
Винтовые насосные установки (УЭВНТ)	Эффективен при откачке высоковязких нефтей, невысокая чувствительность к газу. УЭВНТ производятся и применяются в России	Ограничения по температуре, содержанию песка и H2S,
Диафрагменные насосные установки (УЭДН)	Эффективен при высоком содержании песка. УЭДН производятся и применяются в России	Ограничения по производительности и температуре.
Гидравлические насосные установки	Простота смены насоса без ПРС, нечувствительность к кривизне ствола и глубине установки, возможность управления свойствами продукции за счет смешения с соответствующей рабочей жидкостью - маловязкая нефть, горячая вода, растворы ингибиторов и деэмульгаторов	Незначительное распространение в России.
в том числе с гидропоршневыми насосами (ГПНУ)	Высокий напор насосов, гибкое регулирование подачи, высокая эффективность.	Высокая стоимость оборудования, чувствительность к содержанию газа,
том в числе со струйными насосами (СНУ)	Меньшая чувствительность к содержанию газа и песка, менее дорогое оборудование	Ограниченный напор, повышенный расход энергии, менее широкие возможности регулирования

Газлифтный способ эксплуатации не может рассматриваться в условиях месторождения, прежде всего, вследствие отсутствия ресурсов рабочего агента - газа высокого давления. Строительство газлифтной системы - весьма дорогое мероприятие. Следует также учитывать, что с ростом обводненности будет возрастать потребность в рабочем агенте и энергозатраты. Уникальные технологические свойства газлифта при работе в осложненных условиях не будут востребованы на месторождении. Все это вместе делает газлифт экономически совершенно нецелесообразным в условиях месторождения.

Как показывает анализ показателей, приведенных в табл. 6.1.3, гидроприводные насосы нецелесообразно применять для эксплуатации скважин на месторождении, поскольку не будут использованы технологические преимущества этих типов насосных установок, вследствие отсутствия соответствующих осложнений. Поэтому детально они не рассматривались.

В расчетных условиях возможно применение широко распространенных в отрасли насосных установок с электроцентробежными (УЭЦН) и штанговыми (ШГНУ) насосами а в малодебитных скважинах - также с диафрагменными и винтовыми насосами.

Обширный опыт эксплуатации глубоких (св. 2500 м) наклонных скважин в северных регионах России показывает, что ШГНУ эффективно работают с подачей до 15-20 м?/сут., УЭЦН - от 20 м?/сут., хотя имеются примеры удовлетворительной работы ШГНУ при 30-40, а УЭЦН - от 12-15 м?/сут. Для эксплуатации скважин с высокими величинами проектных дебитов при высоком потребном напоре только УЭЦН обладают соответствующими добывными возможностями. Но даже для низко- и среднедебитных скважин, учитывая природно-климатические условия региона, необходимость спуска на большую глубину и значительную кривизну скважин, предпочтение следует отдать бесштанговым электронасосам.

Для УЭЦН проделаны предварительные расчеты по пакету прикладных программ «СПИНАКЕР-2» (ОКБ БН) для оценки возможности эксплуатации скважин. Этот пакет предназначен для детального анализа технологических режимов УЭЦН технологом по добыче, включая расчет текущих давлений на приеме насоса и на забое скважины, газосодержания на приеме, температурного режима всех узлов установки и других параметров режима. Производится расчет проектируемых технологических режимов для различных типоразмеров, выбранных технологом, при разных глубинах их спуска и отбор наиболее целесообразных с точки зрения актуальной ситуации.

Расчеты проведены для объемной обводненности продукции 0.5 и коэффициентов продуктивности 0.5, 1, 5, 10, 20 и 37.5 м?/сут.*МПа (0.05, 0.1, 0.5, 1.0, 2.0 и 3.75 м?/сут.*атм.) при пластовом давлении 25 МПа - несколько ниже первоначального. Два наибольших значения приняты, поскольку они имеют место по отчетным материалам тех. режимов скважин на 01.06.04. Невысокое газосодержание нефти позволяет считать, что результаты расчетов при других обводненностях не будут качественно отличаться от приведенных.

Материалы расчетов, типовые примеры которых приведены в таблице 6.1.4, показывают, что из скважин с указанными характеристиками возможно добывать порядка 25-250 м?/сут. жидкости отечественными установками с номинальным напором 1400-2000 м при глубинах, мощностях, температурах и других параметрах, не достигающих экстремальных значений, существующих в регионе Западной Сибири. Глубина подвески насосов для достижения расчетного забойного давления, должна быть до 2000 м (по вертикали). Такие глубины не являются экстремальными в России в настоящее время.

Например, на предприятиях «ЮКОС» эксплуатируются скважины с глубиной подвески ЭЦН порядка 2700 м.

Отечественные УЭЦН обладают добывными возможностями по напору и подаче, позволяющими эксплуатировать скважины месторождения при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм с проектными дебитами и напорами, кроме наиболее высокопродуктивных - более 200 м?/сут. Для таких скважин могут быть применены установки серии 400 (для скважин с эксплуатационной колонной диаметром от 5 ¹/₂») фирм REDA (DN1800 - DN4000), Centrilift (FC2200, FC6000), ESP (TD - 2000, TD -4100) с максимальной подачей в оптимальном режиме, соответственно, 580, 742 и 530 м?/сут. Располагаемая мощность ПЭД в этих габаритах 250 л.с. (184 кВт).

Размещено на Allbest.ru

...