Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени. 21. 03. 01. Нефтегазовое дело
 Скачать 1.4 Mb.
|
|
2.2 Контроль и регулирование разработки месторождения Контроль за разработкой должен предусматривать следующий комплекс исследований: 19 1) регулярные замеры забойного и устьевого давлений по всему фонду эксплуатационных скважин; 2) систематические замеры дебитов, обводненности, газового фактора по скважинам; 3) проведение комплекса промыслово-геофизических исследований по: − определению профиля притока и приемистости; − выявлению источников и интервалов загазования и обводнения; − изучению технического состояния скважины; 4) проведение комплекса гидродинамических исследований за: − энергетическими свойствами пласта (устьевое, забойное и пластовое давления, депрессия, продуктивность); − фильтрационными свойствами пласта (гидропроводность дальней и ближней зоны, проницаемость дальней и ближней зоны, скин-фактор); 5) проведение комплекса геохимических исследований по исследованию глубинных и поверхностных проб флюидов. В настоящее время на месторождении по всем добывающим скважинам регулярно ведутся замеры дебитов, обводненности добываемой продукции скважин, газового фактора. Замеры добываемой продукции производятся с помощью трехфазных расходомеров компании Emerson и PhaseWatcher компании Шлюмберже. Во всех добывающих скважинах непрерывно осуществляются замеры забойного и устьевого давлений. Причем, для замеров забойного давления каждая добывающая скважины оборудована забойным датчиком. Контроль за разработкой геофизическими методами предусматривает проведение в добывающих скважинах: - дебитометрии - получения профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам; - термометрии - для выделения работающих пластов, определения нефте газо- водопритоков, выявления обводненных или загазованных пластов; 20 - влагометрии - для определения состава флюидов в стволе скважины, при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) в продукции скважин; - резистивиметрии - для оценки состава флюидов в стволе скважины, выявления интервалов притока воды, оценки минерализации воды на забое; - плотнометрии - для определения состава жидкости в стволе скважины, выявления интервалов и источников обводнения, установления интервалов притока в скважину нефти, газа, воды в комплексе с методами расходометрии и термометрии при оценке эксплуатационных характеристик пласта. Для проведения данных исследований в настоящее время различными отечественными и зарубежными Компаниями предлагаются комплекты малогабаритных приборов для промыслово-геофизических исследований (ПГИ) горизонтальных скважин. На месторождении им. Ю. Корчагина уже проведены и запланированы к проведению в дальнейшем ПГИ при помощи прибора компании Шлюмберже FSI (FloScan Imager) с тяговой системой MaxTRAC. Система формирования изображений FloScan позволяет определять фазовое содержание компонентов трехфазного потока в поперечном сечении и профиль скоростей в режиме реального времени. По двум скважинам (скв.11, 14) удалось построить полные профили притоков по данным многофазного расходомера (FlowScanner), по двум другим скважинам (скв.14, 110) сделаны интегральные оценки фазовых дебитов. На основе последних достижений в области волоконно-оптических датчиков компанией Sensa, являющейся подразделением компании Schlumberger, созданы инновационные распределенные системы контроля температуры (DTS). Использование системы DTS совместно со скважинными фонтанными задвижками обеспечивает контроль и регулирование дебита в режиме реального времени, что соответственно позволяет принимать своевременные решения по оптимизации характеристик скважины. Установки DTS особенно рекомендуются к использованию в системах интеллектуального заканчивания скважин (RMС), поскольку они являются единственными 21 системами контроля продуктивных пластов, позволяющими получать исчерпывающую информацию под пакером. На месторождении им. Ю. Корчагина в 113 ведется ежемесячный мониторинг данных термометрии оптоволокна (DTS), который позволяет судить об интервалах интенсивного притока газа. Для улучшения контроля над технологическими параметрами работы скважин рекомендуется расширять использование оптоволоконных измерительных систем. К преимуществам использования измерительных оптико-волоконных систем следует отнести условие размещения всей электронной аппаратуры на устье скважины, что облегчает ее модернизацию и техническое обслуживание. Указанная система включает датчики для измерения давления, температуры и ее распределения, расходомеры, которые позволяют в режиме реального времени осуществлять контроль технологического режима работы скважин, идентифицировать отклонения в добыче нефти и измерять содержание воды в пластовой жидкости. Кроме того, измерительные оптоволоконные системы позволяют вести независимый мониторинг каждого продуктивного интервала и являются надежным средством телеметрии в условиях высокодебитных скважин, высокой температуры и давления. Такие системы мониторинга успешно применяются на месторождениях Северного моря. В качестве примера может служить комплексная телесистема Weatherford для интеллектуальных скважин, выполняющая различные виды измерений - термобарические, расхода многофазных потоков, распределенную термометрию и многостанционное сейсмопрофилирование на одножильном оптическом кабеле. 2.3 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов 2.3.1 Анализ эффективности применяемых методов Месторождение введено в промышленную разработку в апреле 2010 г. Инфраструктура месторождения состоит из следующих объектов: ледостойкая стационарная платформа (ЛСП-1) с буровым комплексом, грузоподъёмностью 22 560 тонн для бурения скважин глубиной до 7400 м; ледостойкая стационарная платформа (ЛСП-2) для размещения персонала с количеством мест в жилом блоке – 105; подводный трубопровод с длиной 58 км, диаметром 300 мм, толщиной стенок 16 мм; плавучее нефтехранилище с дедвейт 28000 тонн, которое установлено вне ледовой зоны Каспия. В разработке находятся две нефтегазоконденсатные залежи: с апреля 2010 г. - залежь волжского яруса, с июня 2011 г. – залежь неокомского надъяруса. Учитывая сравнительно небольшие глубины их залегания и наличие газовых шапок на обеих залежах, их разработка осуществляется при опережающей выработке нефтяных оторочек на смешанном режиме – за счет энергии расширяющейся газовой шапки и упруговодонапорного. Из 10 добывающих скважин на залежь неокома пробурено 7 ГС (скв.104, 107, 109, 110, 113, 114, 116) и на залежи волжского - 3 ГС (скв.11, 12, 14). Суммарная добыча нефти из новых скважин за этот период составляет 728 тыс. т. Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения на месторождении им. Ю. Корчагина представлены в таблице 2.3. 23 Таблица 2.3 - Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения на месторождении им. Ю.Корчагина
24 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||