Повховское месторождение

1.6 Состояние разработки месторождения

Для характеристики нефти пласта 2БС10 использованы результаты анализа 8 глубинных проб из 2 скважин и 5 поверхностных проб из 5 скважин.

Для характеристики нефти пласта 1БС10 использованы данные 4 анализов глубинных проб и 11 анализов поверхностной нефти, нефти из 11 скважин.

Для определения характеристик поверхностных проб нефти заданы, такие параметры: плотность г/см, вязкость при t0=20, выход фракции до 300.

В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силинагеновых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.

Таблица 1.4-Среднее значение результатов анализов

1.9 Состояние разработки месторождения

Повховское месторождение вступило в пробную эксплуатацию в 1986 году. Разработки пластов БС10 (0+2+3), Б С11 (11+12), ЮС1, ЮС2 ведется согласно «Технологической схемы разработки Повховского месторождения», составленный «БашНИПИнефть»,утвержденной ЦКР МНП (протокол №1272 от 3О.11.87г) и дополнительной записки к технологической схеме разработки, выполненной «СибНИИнефть» и утвержденной МНП (протокол №143 от 31.07.91г.).

Существующий резерв по дальнейшему совершенствованию состояния разработки залежей Повховского месторождения, связан как с последующим разбуриванием месторождения, так и совершенствованием отдельных элементов процесса разработки. При создании СП «Лукойл-АИК», разрабатывающего Повховское месторождение, в работе был обоснован достаточно высокий уровень годовой добычи нефти. Максимальный уровень 1576 тыс.т. нефти в 2000г. достигался при высоких темпах разбуривания месторождения. Для этого необходимо было задействовать три буровых установки. При этом варианты с другими темпами разбуривания не рассматривались. Однако известно, что более интенсивные темпы разбуривания, обеспечивающие более высокие темпы отбора нефти, приводят и к более высоким темпам падения добычи нефти в последующий период. В этих условиях разработка месторождения и его экономические показатели становятся менее эффективными, чем при гораздо умеренных, но стабильных темпах добычи нефти.

Рассмотрены следующие варианты разработки:

1-ый - не предусматривает бурение на месторождении и сохраняет существующее положение.

Следующие три варианта (2-ой, 3-ий, 4-ый) предусматривают дальнейшее разбуривание месторождения различными темпами (количеством буровых установок):

2-ой - разбуривание месторождения одним станком;

3-ий - разбуривание месторождения двумя станками;

4-ый - разбуривание месторождения тремя станками.

Пятый вариант разработки предусматривает совершенствование отдельных элементов процесса заводнения путём перехода от блоковой трёхрядной системы заводнения к площадной семи точечной, как на разрабатываемой части месторождения, так и на вновь разбуриваемых участках. Такой переход предусматривает на каждом из основных объектах разработки - БС11 и ЮС1-1.

Шестой вариант разработки отличается от пятого применением по ачимовским пластам 7-и точечной системы заводнения с проведением на всех нагнетательных скважин ГРП.

Очерёдность и направление разбуривания. Направление и темпы разбуривания месторождения, в общем случае, определяются его подготовленностью по данным разведочного и эксплуатационного бурения, а также техническими и экономическими возможностями компании. Опыт разработки месторождений Кагалымского района показал, что направление разбуривания при освоении новых месторождений играет существенную роль. После завершения разбуривание объекта БС11 бурение переносится на пласт БС10-2 (13 скважин), по окончании разбуривания которого добуривается залежь N пласта ЮС 1-1. Далее буровой станок вновь переносится на южную залежь пласта ЮС1-1 (район разведочной скважины №38) с направлением движения станка на север. После окончания разбуривания залежей пласта ЮС 1-1 бурятся 11 скважин опытного участка пласта БС16-1, залежь которого не совпадает в плане с другими пластами месторождения и расположена на его западном крыле.

Отличительной особенностью вариантов разработки является также некоторый оптимальный, весьма умеренный режим нагнетания воды. Напомним, что нефть Повховского месторождения обладает на порядок большей сжимаемостью, чем вода, следовательно, если нагнетанием в замкнутую (или слабо дренируемую) область избыточного количества воды поднять давление выше начального пластового, то нефть сильно сожмется и уменьшит долю занимаемого ею объёма пор, т.е. нефтенасыщенность снизится. И, на-оборот, если вести разработку при давлении, несколько меньшем начального пластового, то нефтенасыщенность, возможно, в начальный период превзойдёт исходное значение, а в дальнейшем обеспечит максимальную в данных условиях подвижность нефти.

Далее представим, что нефть вытесняется по пласту от нагнетательной скважины к добывающей. Если вести процесс с локальной компенсацией отбора закачкой, превосходящей 100% (имеется ввиду доля закачки, приходящаяся на рассматриваемую добывающую скважину), то скважина «не успеет» отобрать «свою» нефть, вода займет зону дренажа и вытеснит часть нефти за её пределы. Если впоследствии попытаться извлечь эту нефть с помощью данной скважины, т.е. «пропустить» ее в обратном направлении через заводненную зону, то часть этой нефти будет безвозвратно утрачена, защемлена. Это явление называется гистерезисом фазовых проницаемостей и заключается в том, что поведение фаз зависит от того, что чем вытесняется: нефть водой или вода нефтью. Применительно к рассматриваемой системе оно представляется особенно опасным из-за отмеченного выше характера фазовой проницаемости для нефти. Здесь были бы весьма уместными экспериментальные результаты по определению фазовых проницаемостей именно кагалымских пластов, не говоря уж о гистерезисных явлениях. За 2001 год в целом по месторождению добыто 8663,532 тыс.тонн нефти, что выше проектного на 796,832 тыс.тонн, выше плана на 361,532 тыс.тонн, на 742454 тыс.тонн выше, чем за 2000 год. При этом темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,47%, ниже проекта на 1,53%, выше плана на 0,1%, на 1,55% ниже, чем за 2000 год. Добыча нефти с СП 1 категории составила 8464,811 тыс.тонн, на 344,611 тыс.тонн выше плана, на 760,46 тыс.тонн выше, чем за 2000 год.

За 2001 год в целом с месторождения отобрано 11711.007 тыс.тонн жидкости, что выше проектного на 180,007тыс.тонн, выше плана на 118,4 тыс.тонн. В том числе с учетом добычи с СП 1 категории добыто 11420,522 тыс.тонн.

За время эксплуатации с месторождения отобрано 42544,8 тыс.тонн нефти, что составило 12,14% от начальных извлекаемых, 4,27% от балансовых запасов. Данные показатели на 989,752 тыс.тонн нефти выше проекта и на 361,532 тыс.тонн выше плана.

Фактическая среднесуточная добыча нефти в целом по месторождению составила 23735,7 т/сут, что выше проекта на 2183,1 т/сут, выше плана на 990,5 т/сут, на 2053,3 т/сут выше, чем за 2000 год.

1.10 Конструкция скважин

На месторождении оптимальной конструкцией скважины будет следующая направление диаметра 324мм спускается на глубину 30 (50)м для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами, и цементируется до устья; кондуктор диаметром 245мм как нагнетательных, так и добывающих скважин спускается на 830м с целью люлинворских отложений (приказ ГГТН №31 и протокол ГТС п/о «Уренгойнефтегаз» от 04.02.93г.) и цементируется до устья; эксплутационная колонна диаметром 20-30м ниже подошвы эксплутационного объекта. Высота подъема цемента в нагнетательных скважинах — до устья, в добывающих - с перекрытием кровли люлинворской свиты.

При бурении с куста до скважин отклонения забоя по вертикали достигают 1000м. В этих условиях оптимальным будет четырех интервальный профиль ствола скважины, обеспечивающий необходимые условия для работы подземного оборудования в интервале стабилизации зенитного угла.

Четырех интервальный профиль ствола скважины включает следующие участки:

- вертикальный участок длиной до 350м;

- участок набора кривизны длиной 130 м по стволу скважины. Зенитный угол изменяется от 0 до 19°;

- участок снижения зенитного угла длиной до 900 м по стволу. Зенитный угол снижается с 190 до 130.

Максимальная интенсивность пространственного искривления не должна превышать в интервале набора кривизны 20 на 10м, стабилизации зенитного угла – 40 на 100м. уменьшения зенитного угла – 60 на 100м.

При бурении возможны следующие осложнения:

поглощение бурового раствора: в интервале атлымской свиты вплоть до потери циркуляции, в интервале покурской свиты частичное поглощения;

прихватоопасным считается весь интервал ствола скважины, включая интервал продуктивного комплекса;

нефтегазоводопроявление в интервале покурской свиты при отсутствии долива при подъёме бурильного инструмента возможно водопроявление;

нефтегазопроявление в интервале продуктивных пластов.

При вскрытии перечисленных горизонтов также возможен гидроразрыв пласта, сопровождающийся поглощением бурового раствора до 15/сутки.

'-Конструкция скоажин

I – напрадление;

II – кондуктор;

III - эксплуатационная колона.

Рисунок 1.1 – Конструкция скважин.

Во избежание таких осложнений необходимо применять следующие буровые растворы. При бурении под кондуктор глинистый буровой раствор плотностью - 1,16-118г/с, водоотдачей -8мм3/30мин, условной вязкостью - 55-80сек.; при бурении под эксплуатационную колонну - естественно наработанный самозамесом с техводой на глубине 900-1000м буровой раствор плотностью 1,14г/см3, водоотдачей-6мм3/30мин, условной вязкостью 22-23сек.; винтервале продуктивных пластов-алюмокальциевый раствор (АКР) плотностью - 1,08г/см3, водоотдачей – 4мм3/30мин, условной вязкостью 23-25сек.

Для повышения качества цементирования и обеспечения проектной высоты подъёма цемента при креплении скважин на месторождении необходимо применение устройства двухступенчатого цементирования УСЦ-146М. Эксплуатационная колонна в интервале продуктивных пластов должна быть оснащена центраторами - турбулизаторами потока тампонажного раствора.

Для исключения негативного влияния цементного раствора на продуктивные пласты на месторождении необходимо испытание устройств селективной изоляции пласта (модульных отсек отелей пласта).

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние техники и технологии добычи нефти на Повховском месторождении

Разделяют два вида технологического процесса извлечения нефти на поверхность - фонтанный и механизированный. При фонтанном способе эксплуатации - нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механизированном способе - прибегают к принудительному подъему с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанная эксплуатация - это самопроизвольный подъём нефти на поверхность по стволу скважины под воздействием давления пласта.

Всё оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы: подземное и наземное. Подземное оборудование включает в себя:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому жидкость поднимается на поверхность;

б) якорь, пакер - для разобщения пласта скважины и эксплуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации и находятся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, для герметизации устья скважины;

б) рабочие манифольды, штуцеры, клапана, задвижки.

Механизированный способ эксплуатации - это принудительный подъём нефти на поверхность с помощью насосов, спущенных в скважину (ЭЦН, ШГН).

Эксплуатация скважин УШГН. Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ) являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;

б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 1300С;

в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка-качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.