Общая характеристика Харьягинского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.Управление разработкой месторождения

1.1 История разработки Харьягинского месторождения

Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе в посёлке нефтяников Харьяга. Месторождение расположено в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в 60 км от Северного полярного круга в области многолетнемерзлых грунтов.

Геологоразведочные работы на Харьяге начались в 1977 году после завершения разведочных работ на открытом южнее Возейском месторождении и длились семь лет. В 1984 году его извлекаемые запасы в 158 миллионов тонн в год были защищены в Госкомитете по запасам. Позже вблизи Харьягинского месторождения были открыты Северно-Харьягинское и Восточно-Харьягинское месторождения с запасами извлекаемой высокопарафинистой нефти, не превышающими десяти миллионов тонн нефти. Новые месторождения располагались за Полярным кругом в зоне, характерной суровыми климатическими условиями, широким распространением многолетнемёрзлых грунтов глубиной 400-500 метров, сильной заболоченностью территории, с равномерно развитой густой сетью рек. Малейшее нарушение многолетнемёрзлых грунтов на Харьяге вызывает быстрое образование оползней, просадок, оврагов, размывает грунт на значительных территориях. Всё это вызывало необходимость поиска необычных технологических решений при выполнении всего комплекса работ по обустройству Харьягинского месторождения и его эксплуатации. Харьягинское месторождение оказалось сложнопостроенным и многопластовым, насчитывающим 27 залежей нефти. На отдельных залежах нефть содержала до 40 процентов парафина, температура застывания такой нефти превышает плюс 35 градусов Цельсия. Всё это осложняло работы по извлечению и транспортировке нефти, бурению эксплуатационных скважин. На Харьяге предстояло создать не обычное нефтедобывающее производство, а научно-производственный экспериментальный комплекс, аналогов которому не было в мире.

Добыча нефти на территории Ненецкого автономного округа (НАО) отличается от разработки месторождений, расположенных в средней полосе или на юге России. Причина прежде всего в природно-климатических особенностях региона. Низкая среднегодовая температура воздуха, вечная мерзлота, чувствительная к техногенному воздействию природная среда требуют особенных проектных, технологических и организационных решений.

На данный момент на территории НАО идет освоение только нефтяных месторождений, хотя округ имеет и большой газовый потенциал. В разработке находятся 39 из 89 открытых по состоянию на январь прошлого года месторождений. Если в 1990 году добыча нефти составляла 1,2 млн тонн в год, то в 2010-м - уже порядка 18 млн. В целом в округе работают 30 компаний-недропользователей, при этом промышленную и пробную эксплуатацию месторождений ведут 13 нефтяных компаний. Максимальный объем добычи нефти (18,8 млн тонн) достигнут в округе в 2009 году, что связано с вводом в эксплуатацию компанией «Нарьянмарнефтегаз» крупного нефтегазового Южно-Хыльчуюского месторождения, высоким уровнем добычи, достигнутым компаниями «РН - Северная нефть», «ЛУКОЙЛ-Коми», «Тоталь Разведка Разработка Россия» («Тоталь РРР»).

Резервные объекты роста добычи - месторождения Центрально-Хорейверской зоны (СК «РУСВЬЕТПЕТРО»), месторождения Колвинское (компания «Колвинское»), имени Требса и Титова («Башнефть»), Лабаганское и Наульское («Роснефть»), продолжение освоения Харьягинского месторождения, разрабатываемого «Тоталь РРР» на условиях соглашения о разделе продукции.

1.2 Продуктивная характеристика пластов

Месторождение относится к сложным, требующим особого подхода к вопросам, связанным с извлечением нефти из продуктивных пластов и ее транспортом. Неординарность этого месторождения обусловлена в основном специфическими физико-химическими свойствами нефтей. Наряду с этим решение задач разработки месторождения, техники и технологии добычи нефти, вопросов подготовки ее к транспорту, а также транспорта как по внутрипромысловым коммуникациям, так и по магистральному трубопроводу усугубляется сложностью геологического строения и суровыми климатическими условиями со среднегодовой температурой -5 °С.

Для Харьягинского месторождения характерны большой этаж нефтеносности (~2800 м), наличие в его разрезе многолетнемерзлых пород, простирающихся до глубины 300-350 м, разнообразных типов ловушек, большого числа залежей нефти, различных типов коллекторов, имеющих широкий диапазон емкостных (пористость от 8 до 30 %) и фильтрационных (проницаемость от 0,001 до 1 мкм2) характеристик.

Термодинамические условия залегания нефтей имеют широкий диапазон изменения. Так, если для поддоманиковых отложений среднего девона пластовое давление с глубиной от 3610 до 3960 м, достигает 44-48 МПа, а температура составляет 86-98 °С, то для залежей нижнего триаса при глубине 1270-1430 м эти показатели соответственно будут 11-13 МПа и 30-32 °С.

Физико-химические свойства нефтей Харьягинского месторождения изучались в Комплексной экспедиции ТПО ВНИГРИ, ПечорНИПИнефти и ВНИИ. В табл. 1 приведены средние параметры основных физических свойств нефтей в пластовых условиях базисных пластов для шести выделенных эксплуатационных объектов, а также данные по пластовым давлениям и температурам.

Таблица 1.1 Физические свойства нефтей в пластовых условиях базисных пластов эксплуатационных объектов

Анализ параметров, представленных в табл. 1, показал, что плотность пластовой нефти Харьягинского месторождения находится в диапазоне 0,679-0,814 г/см3. Вязкость нефти базисного пласта эксплуатационного объекта I, расположенного на глубине примерно 3700 м, составляет около 1 мПа-с, а базисного пласта верхнего объекта VI(H ~ l400 м) практически в 4 раза выше. Газосодержание нефтей объекта VI на порядок ниже, чем у нефтей эксплуатационного объекта I. Так, величина газосодержания нефти в пласте Д2st «верхняя пачка», расположенном в районе Центрально-Харьягинского поднятия (объект I), составляет 218,3 м3/т, а в пласте Т1-I эксплуатационного объекта VI (Южный купол) - 26,9 м3/т. Давление насыщения находится в диапазоне 4,4-22,4 МПа, значения объемного коэффициента 1,065-1,563, молярной массы 95-180 г/моль.

На основании данных о плотности нефти в пластовых условиях и ее молярной массе нефти Харьягинского месторождения, согласно существующей классификации, следует относить к так называемым «обычным» нефтям .

Параметры пластовых нефтей Харьягинского месторождения подчиняются выявленным ранее на основании обработки экспериментального материала по физическим свойствам углеводородных систем в пластовых условиях более 1200 залежей нефтей корреляционным зависимостям газосодержания, плотности, давления насыщения и объемного коэффициента от значения молярной массы [1]. Сопоставительный анализ экспериментальных данных с расчетными, полученными при использовании математических уравнений, описывающих эти зависимости, показал, что они достаточно хорошо согласуются. Так, например, среднее относительное расхождение между экспериментальными и расчетными значениями плотности составило 2,5 %, а объемного коэффициента - 1,3 %, Имеющиеся расхождения соизмеримы с погрешностями определения параметров физических свойств пластовых нефтей экспериментальным методом. По итогам работы была проведена оценка достоверности имеющегося экспериментального материала, а полученные в результате сопоставительного анализа данные позволили рекомендовать этот расчетный метод к практическому использованию для оценки параметров пластовых нефтей, по которым не проводились исследования.

Весьма высокое содержание парафина в нефтях Харьягинского месторождения вызвало необходимость изучения величины насыщенности этих нефтей парафином в первоначальных пластовых условиях. Определение насыщенности нефти парафином осуществлялось в два этапа. На первом этапе проводилась предварительная оценка величины насыщенности нефтей парафином на основании сопоставительного анализа значений температуры насыщения нефти парафином, полученных по корреляционной зависимости этого параметра от содержания парафина в нефти. Результаты позволили высказать предположение о предельной насыщенности нефтей Харьягинского месторождения в первоначальных пластовых условиях. На втором этапе изучались условия выделения парафина из нефти при снижении температуры. В результате сделали вывод о величине насыщенности нефтей этого месторождения парафином.

Экспериментальное исследование температуры насыщения нефти парафином осуществлялось рефрактометрическим методом на приборе ИРФ-22, фотометрическим методом с использованием прибора ПТП, а также разработанным фильтрационным методом, позволяющим моделировать процесс затухания фильтрации при выделении парафина из нефти.

Специфическая особенность нефтей Харьягинского месторождения, заключается в предельной насыщенности парафином в первоначальных пластовых условиях. Установлено, что для нефтей этого месторождения характерны весьма высокое содержание парафина (до 25 %) и повышенные температуры застывания (до 38 °С). В результате выполненного анализа физико-химических свойств пластовых и разгазированных нефтей Харьягинского месторождения определены диапазоны изменения значений параметров и установлены их зависимости от глубины и молярной массы. Пластовые нефти этого месторождения относятся к классу обычных.

Наличие специфических особенностей у нефтей этого месторождения требует особого внимания при решении вопросов извлечения их продуктивных пластов, в первую очередь обязательное сохранение первоначальных пластовых условий.

1.3 Характеристика проекта разработки месторождения

нефтяной месторождение физический

Харьягинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1977 г., в промышленную разработку введено в 1986 г. на основании предварительной технологической схемы разработки девонских отложений. За 25 лет эксплуатации месторождения на разработку нижнего эксплуатационного объекта составлено четыре проектных технологических документа:а).

Предварительная технологическая схема разработки нефтяных залежей девонских отложений Северо-Харьягинского месторождения (1982 г. автор институт ВНИИГАЗ).б). Уточненный проект разработки девонских отложений Северо-Харьягинского месторождения (1978 г., автор институт «Печоранефть») (протокол ЦКР СССР за № 582 от 26.04.89 г.). в). Уточненный проект разработки Северо-Харьягинского месторождения (автор институт «Печоранефть», составлен на базе запасов утвержденных ЦКЗ Миннефтепрома (протокол № 43 от 19 декабря 1995 г.) с сохранением основных положений предыдущих проектных документов).г).

Авторский надзор за реализацией «Уточненного проекта разработки Северо-Харьягинского месторождения» и «Уточненного проекта разработки верхнего эксплуатационного объекта Северо-Харьягинского месторождения», (автор филиал ОАО «СЕВЕРНЫЕ МН», протокол ТО ЦКР по ТПП за № 488 от 13.09.2006 г.) принят на период 2006 - 2008 годы. со следующими положениями представленными в таблице 1.2- система заводнения по Iво - законтурная в сочетании свнутриконтурным, по (Iа + Iб + Iвв) и (Р1 + IV пачка) - площадная всочетании с линейным разрезанием;- выполнение комплекса ГТМ (ввод новых скважин, ОПЗ, ГРП,нестационарное заводнение, перфорационные методы и др.);- достижение КИН 0,414, в том числе по НЭО - 0,495; ВЭО - 0,165.

Таблица 1.2 - Проектные уровни добычи нефти

1.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи I предполагалось начать в 2002 году. Фактически, промышленная разработка залежи начата в июле 2003 года. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 1.3. Из таблицы 1.3 видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно, по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5 %, составляя 1,6 %.

Таблица 1.3 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Северо-Харьягинское месторождение, залежь I

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Таким образом, результаты сопоставления проектных и фактических показателей разработки месторождения показывают, что основное отставание от проекта наблюдается по объёмам добычи нефти и жидкости, соответственно, дебиты нефти и жидкости также не достигли проектных значений. Основной причиной недостижения проектных объёмов добычи является то, что при составлении проектного документа, по имеющимся данным испытаний и опробований разведочных скважин, продуктивный потенциал залежей был оценён более оптимистично, нежели показали результаты эксплуатации новых добывающих скважин.

1.5 Методы воздействия на пласт

Опыт paзpaбoтки нaкoплeнный пo мecтopoждeниям бывшeгo CCCP, пoзвoляeт cфopмyлиpoвaть пoдxoд к выбopy cиcтeм вoздeйcтвия нa зaлeжь I Северо-Харьягинского мecтopoждeния. Oтcyтcтвиe нeoбxoдимыx иccлeдoвaний o вoзмoжныx peжимax paбoты зaлeжи и пepcпeктивax aктивнoгo влияния зaкoнтypнoй oблacти oбycлoвилось, нa дaннoй cтaдии изyчeннocти, пpoeктиpoвaниe иcкyccтвeннoгo вoздeйcтвия c пpимeнeниeм зaкaчки вoды. Цeлecooбpaзнo пpимeнять зaкoнтypнoe или пpикoнтypнoe зaвoднeниe. Kpoмe тoгo, кaк пoкaзывaeт oпыт paзpaбoтки, в cлyчae нeдocтaтoчнoй peaкции paзличныx yчacткoв зaлeжeй нa ocнoвнyю cиcтeмy зaвoднeния, мoжeт вoзникнyть нeoбxoдимocть ee ycилeния пyтeм oчaгoвoгo зaвoднeния. B кaчecтвe oчaгoвыx нaгнeтaтeльныx cквaжин бyдyт выбиpaтьcя cквaжины, xapaктepизyющиecя нaилyчшиe пocлoйнoй cвязью c oкpyжaющими дoбывaющими.

Этo дoлжнo oбecпeчивaть эффeктивнoe вoздeйcтвиe нa paбoтy тex дoбывaющиx cквaжин, кoтopыe дo ocyщecтвлeния oчaгoвoгo зaвoднeния нe иcпытывaли дocтaтoчнoгo влияния paнee дeйcтвyющeй cиcтeмы зaвoднeния. Boздeйcтвиe нa пpизaбoйнyю зoнy cквaжин, c цeлью yвeличeния пpoдyктивнocти дoбывaющиx. Mexaнизм вoздeйcтвия coлянoй киcлoты дocтaтoчнo xopoшo извecтeн, a пepвыe coлянoкиcлoтныe oбpaбoтки пoзвoлили cyщecтвeннo yвeличить дeбиты cквaжин, eщe paз пoдтвepждaют эффeктивнocть пpoвeдeния этиx мepoпpиятий. Для обоснования методов воздействия на пласт и основных параметров обработок проведен комплекс лабораторных исследований по следующим направлениям:

· кинетика нейтрализации кислотных растворов при различных давлениях и температурах;

· исследование коррозионной активности кислотных растворов и подбор ингибиторов для снижения скорости коррозии трубных марок стали;

· исследование поверхностного натяжения кислотных растворов;

· исследование взаимной растворяемости рабочих агентов и возможность образования стойких эмульсий в пласте их разрушения;

· характер растворения породы пласта в различных растворах и вероятность образования нерастворимых вторичных осадков.

Эффективность обработок пласта во многом определяется размерами обрабатываемой и загрязненной зоны пласта. Один из способов определением времени нейтрализации кислоты в пластовых условиях. Поэтому для проектирования технологии обработок важно знать период нейтрализации кислотных растворов.

2 Сбор и подготовка скважинной продукции

2.1 Состав продукции скважин

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи I предполагалось начать в 2002 году. Фактически, промышленная разработка залежи начата в июле 2003 года.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 1.3.

Из таблицы 1.3 видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно, по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Таблица 4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Северо-Харьягинское месторождение, залежь I месторождение пласт неоднородность сейсморазведочный

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи.

Таким образом, результаты сопоставления проектных и фактических показателей разработки месторождения показывают, что основное отставание от проекта наблюдается по объёмам добычи нефти и жидкости, соответственно, дебиты нефти и жидкости также не достигли проектных значений. Основной причиной недостижения проектных объёмов добычи является то, что при составлении проектного документа, по имеющимся данным испытаний и опробований разведочных скважин, продуктивный потенциал залежей был оценён более оптимистично, нежели показали результаты эксплуатации новых добывающих скважин. Уточнилась также и фильтрационная характеристика залежи.

Размещено на Allbest.ru