Анализ методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин на
 Скачать 2.54 Mb.
|
|
1.2Способы эксплуатации скважин При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным. По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированные способы эксплуатации: газлифтный или насосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и штанговые скважинные насосы (ШСН). 16 После прекращения фонтанирования высокопродуктивныескважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные- штанговых скважинных насосов. Средняя обводнённость продукции скважин составляет 71,3%, т. е. на 1 т нефти приходится 2 т пластовой воды. Минерализованную пластовую воду закачивают обратно в пласты для поддержания давления и предотвращения загрязнения окружающей среды. 1.2.1 Фонтанный способ эксплуатации скважин Скважины фонтанируют,когда пластовое давление больше гидростатического давлениястолба жидкости в скважине, т. е. P пл >p ж gh, (1) где p ж -плотность жидкости. При установившемся режиме эксплуатации скважины забойное давление постоянно.Определяют его по уравнению притока в зависимости от дебита скважины Q.При линейной фильтрации: P з =P пл - (Q/K), (2) где К — коэффициент продуктивности скважины. Забойное давление компенсирует гидростатическое давление столба жидкости, потери на трение при её движении и давление на устье, необходимое для транспорта продукции, т. е. Рз=p ж gh+Ртр+Ру, (3) Потери давления на трение при движении жидкости по трубам рассчитывают по уравнению Дарси — Вейсбаха: Ртр=8χQ 2 p ж h/π 2 d 2 , (4) 17 где χ - коэффициент гидравлического сопротивления; d— внутренний диаметр труб. Так как эти потери пропорциональны длине трубы при турбулентном и ламинарном режимах течения, уравнение притока - линейная функция давления относительно глубины скважины h (рис.1). Рисунок 1 – Зависимость давления от глубины скважины при дебитах Q 2 >Q 1 Фонтанирование нефтяных скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъема продукции скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностьюp см (p см <p ж ). Условие фонтанирования нефтяной скважины: P пл >p см gh (5) 18 Уравнение баланса давления имеет вид: Рз=p см gh + Ртр + Ру (6) На рисунке 4 показаны кривые изменения давления с глубиной в фонтанных скважинах. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Р н , движется однородная жидкость, поэтому давление изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Р н из раствора начинает выделяться газ и образуется газожидкостная смесь. Чем меньше давление (при приближении к устью скважины), тем больше выделится газа, а уже ранее выделившийся -расширится, т. е. меньше будут плотность смеси и градиент давления. В этом случае давление вдоль лифта при движении газожидкостной смеси изменяется по нелинейному закону. Если забойное давление меньше давления насыщения, то нелинейность указанной зависимости p-f(H) будет наблюдаться по всей глубине скважины, За счет изменения потерь на трение закономерность изменения давления будет более сложной, чем на рисунке 2. Рисунок 2 – Кривые изменения давления с глубиной в фонтанной скважине при дебите Q 2 >Q 1 19 Итак, количество свободного газа в смеси вдоль ствола скважины увеличивается по мере приближения к устью, соответственно меняется и плотность смеси. Поэтому в приведённых выше уравнениях принята средняя плотность смесиp см , соответствующая среднему объему выделившегося газа, приходящегося на единицу массы или объема жидкости. Скважины, осуществляющие подъём продукции за счёт фонтанирования, изображены на рисунке 3. Рисунок 3– Фонтанирующие скважины 20 1.2.2 Газлифтный способ эксплуатации скважин По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. Подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа называется газлифтным способом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента используется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно- добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам: — окисление нефти с потерей ее качества; — образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. Кислород воздуха за счет окислительных процессов образует на поверхности глобул воды прочные оболочки, которые препятствуют их коалесценции и укрупнению; — при определенном содержании углеводородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрезвычайно опасна в пожарном отношении; — компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться. Впервые подъем нефти сжатым газом был осуществлен В.Г. Шуховым в 1897 г. в Баку. Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях: — с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях — компрессорный газлифт; — с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи — бескомпрессорный газлифт. Компрессорный газлифт относится к механизированному способу 21 эксплуатации скважин; к механизированному способу относятся и все виды насосной эксплуатации скважин. Компрессорный газлифт обладает рядом преимуществ и недостатков в сравнении с насосной добычей. К основным преимуществам относятся: — возможность эксплуатации высокодебитных скважин; — достаточно простое оборудование, спускаемое в скважину; — легкое регулирование работы скважины. Вместе с тем компрессорный газлифт обладает и существенными недостатками: — относительно низкий КПД процесса подъема, особенно обводненной продукции, составляющий в ряде случаев всего несколько процентов; — необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти; — как правило, высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции. В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений. Принцип действия газлифта заключается во введении в продукцию сжатого газа и не отличается от принципа работы фонтанной скважины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из нефти при понижении давления. Основным источником в 22 этом случае является попутно-добываемый или природный газ. Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации: 1. Непрерывный газлифт. 2. Периодический газлифт. Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность сква- жины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления. Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам: 1. По характеру ввода рабочего агента: — прямая закачка; — обратная закачка. 2. По количеству колонн НКТ: — однорядный подъемник; — двухрядный подъемник; — полуторарядный подъемник (лифт Саундерса). 3. По типу используемой энергии рабочего агента: — компрессорный; — бескомпрессорный. Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом. 4. По используемому глубинному оборудованию — беспакерная система; — пакерная система; 23 — система с использованием пусковых и рабочего клапанов; — система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны). [4] Основные схемы газлифтных скважин приведены на рисунке 4. а – однородный подъёмник; б – двухрядный подъёмник; в – полуторорядный подъёмник; однорядный подъёмник с перепускным клапаном и пакером; д – двухрядный подъёмник с камерой накопления; е- двухрядный подъёмник с камерой накопления и дополнительным обратным клапаном на подъёмнике; 1 – обсадная колонна; 2 – подъёмник; 3 – воздушные трубы; 4 – хвостовик; 5 – перепускной клапан; 6 – пакер; 7 – обратный клапан; 8 – камера накопления; 9 – обратный клапан на подъёмнике Рисунок 4– Принципиальные схемы газлифтных скважин 1.2.3 Эксплуатация скважин глубиннонасосными установками Различные по принципу действия и конструкции глубиннонасосные установки получили широкое распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других 24 скважин. Многообразие глубиннонасосных установок требует их классификации. Признаки классификации: 1. По принципу действия глубинного насоса: — плунжерные (поршневые), — центробежные, — винтовые, — струйные, — вибрационные (звуковые), — диафрагменные, — роторно-поршневые и др. 2. По типу передачи энергии глубинному насосу от приводного двигателя: — штанговые, — бесштанговые. Скважинные штанговые насосные установки делятся на: — балансирные, — безбалансирные, а по типу используемого привода на: — механические, — гидравлические, — пневматические. Бесштанговые глубиннонасосные установки делятся по типу используемого привода и его местоположению: — с электроприводом, — с гидроприводом, — с приводом, расположенным на поверхности, — с приводом, расположенным в скважине. 3. По назначению: 25 подача — для эксплуатации низкодебитных скважин, — для эксплуатации среднедебитных скважин, — для эксплуатации высокодебитных скважин высота подъема (напор) — для эксплуатации неглубоких скважин, — для эксплуатации скважин средней глубины, — для эксплуатации глубоких скважин. В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки: 1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ). 2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом. 3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН). 4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН). 5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом. 6. Установки со струйными насосами (УСН). Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти. В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН —для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин. Остановимся на делении скважин на низко-, средне- и высокодебитные. Классификация скважин по дебиту связана, в основном, с высотой подъема 26 жидкости, т.к. с ростом высоты подъема жидкости возможная подача большинства глубиннонасосных установок достаточно быстро снижается (следовательно, и снижается возможный дебит скважины, который определяется в данном случае возможной подачей насосной установки). Взаимосвязь высоты подъема жидкости и подачи установки как для СШНУ, так и для УЭЦН может быть выражена уравнением гиперболы: Q=A/ H, (7) гдеQ — подача установки (дебит скважины), м 3 /сут; Н — высота подъема жидкости, м; А — постоянная числовая величина, имеющая размерность м 4 /сут и выбираемая из практических соображений. Данная зависимость может быть использована в определенных ограниченных пределах по подаче и высоте подъема. Так, для СШНУ такие ограничения обусловлены фактической работоспособностью колонны штанг, используемой для передачи плунжеру глубинного насоса возвратно-поступательного движения от наземного привода (станка- качалки), а для УЭЦН — характеристиками Q—Н выпускаемых погружных центробежных насосов. Естественно, для различных глубиннонасосных установок пределы по подаче и высоте подъема различны. Поэтому во избежание неоднозначности границ между низко-, средне- и высокодебитными скважинами для различных глубиннонасосных установок, проведем разделение на рассматриваемые категории скважин для СШНУ. Исходя из этого, в дальнейшем зависимость высоты подъёма жидкости и подачи будет использована в следующих пределах: по подаче Q <100 м 3 /сут, по высоте подъема Н <3000 м. Для выпускаемого в настоящее время оборудования СШНУ можно принять постоянную величину А, равной 4104 м 4 /сут, и с 27 использованием этой величины определить границу между средне- и высокодебитными скважинами: Q = 4*10 4 /H, (8) Исходя из пределов использования данного выражения к высокодебитным скважинам относятся скважины с дебитом более 100 м 3 /сут, независимо от высоты подъема, и с высотой подъема более 3000м, независимо от дебита. К низкодебитным скважинам будем относить такие, дебит которых не более 5,0 м 3 /сут при высоте подъемаменее 3000 м. Скважины, которые не попадают в группы высоко- инизкодебитных, относят к среднедебитным. По высоте подъема жидкости все скважины условно могут быть разделены на следующие категории: 1. Неглубокие — при высоте подъема до 450 м. 2. Средней глубины—при высоте подъема жидкости от 450 до 1350м. 3. Глубокие — при высоте подъема более 1350 м. На основании технико-экономических расчетов, а также длительной практики применения СШНУ и УЭЦН можно сделать два принципиальных вывода: 1. Установки штанговых скважинных насосов предназначены, в основном, для эксплуатации низко- и среднедебитных неглубоких и средней глубины скважин, хотя могут оставаться рентабельными при эксплуатации высокодебитных и глубоких скважин (в определенных пределах). 2. Установки погружных центробежных электронасосов предназначены, в основном, для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин различной глубины. 28 Работа скважин, оборудованных УЭЦН, более подробно будет рассмотрена далее. [2] 2 Эксплуатация скважин на месторождении X Месторождение X является одним из наиболее крупных в Томской области. Введено в опытно-промышленную разработку в 1981 году, на месторождении пробурено 640 добывающих и 251 нагнетательных скважин. Лицензии на разработку месторождения: ХМН № 00316 НЭ от 18.03.1996 г., комитета природных ресурсов и администрацией ХМАО сроком действия до 17.03.2016 г., и ТОМ № 00084 НЭ от 08.04.1999 г., сроком действия до 13.12.2038 г. выданы недропользователю АО "Томскнефть" ВНК. На 01.01.2014 года на месторождении добыто 44383 тыс.т. нефти, текущий КИН 0,286 по категории B+C1, накопленная добыча жидкости на месторождении равна 72084 тыс. т, при обводненности продукции 76%., текущая компенсация по месторождению составила 113,5 %. , накопленная 128%, средний дебит жидкости 79,8 т/сут, нефти 19,1 т/сут. Проектный уровень добычи нефти на месторождении в 2013 году не достигнут, годовая добыча нефти составила 619 тыс.т. (84 % от проектного показателя – 739 тыс.т).Цель работы - анализ эксплуатации нефтяных скважин на месторождении X, выяснение возможных причин отставания фактического уровня добычи нефти от проектных значений, анализ применяемых методов повышения эффективности эксплуатации скважин на данном месторождении. [12] 2.1Общие сведения о месторождении В административном отношении нефтяное месторождение X своей большей (южной) частью расположено в Каргасокском районе Томской 29 области, его меньшая (северная) часть находится на территории Сургутского района Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа в 600 км к северу от г. Томска (рис. 5). Рисунок 5–Обзорная карта месторождения X В системе АО "Томскнефть" ВНК месторождение является одним из крупнейших месторождений. Накопленная добыча нефти на 01.01.2014 г. составила 44.383 млн.т., накопленная добыча жидкости 72.083 млн.т. По географическому положению месторождение находится в междуречье левых притоков Оби (Малого Югана, Большого Югана), текущих в северо-западном направлении, и Васюгана, текущего на восток. Территория месторождения представляет собой заболоченную равнину, 30 покрытую лесом, болотной и луговой растительностью. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 70 до 116 м. Гидрографическая сеть района представлена реками Еллекулун-Ях, Катыльга и их притоками, имеющими сильно меандрирующие русла и большую площадь водосбора. Ледостав рек проходит во второй половине октября – начале ноября, ледоход – в конце апреля – начале мая. Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, абсолютный минимум температуры в январе до -55 о С, и коротким летом. Среднемесячная температура января – 21 °С, июля +17°С. По количеству выпадающих осадков (в среднем за год около 500 мм) район находится в зоне избыточного увлажнения, их распределение по месяцам неравномерное, максимум приходится на июль- август и декабрь-январь. Зимой высота снежного покрова на открытых местах составляет 0.4–0.6 м, в залесенных достигает 1–2 м. Глубина промерзания грунта 1.0–1.6 м, болот – 0.4–0.5 м, вечномерзлые породы отсутствуют. Глубина залегания грунтовых вод 4–15 м. Ближайший населенный пункт – вахтовый поселок Пионерный, который расположен в 20 км восточнее месторождения. Поселок Новый Васюган находится в 80 км юго-восточнее. На расстоянии 210 км к северу от месторождения расположен г. Стрежевой, где находится АО "Томскнефть" ВНК. Ближайшая железнодорожная станция находится в г. Нижневартовск на расстоянии 250 км. Через п. Пионерный проходит насыпная грунтовая дорога с бетонным покрытием, соединяющая его с Игольско-Таловым месторождением и г. Стрежевым, а зимой действует зимник, соединяющий его с г. Томском. В п. Пионерный имеется аэродром со взлетной полосой с бетонным покрытием, принимающий самолеты типа Ан-24, Ан-26. Доставка грузов осуществляется в весенне-летний период речным транспортом по рекам Обь и Васюган, а также по всесезонной автодороге с твердым покрытием Пионерный-Первомайское. К 31 месторождению X подходит ЛЭП. В пос. Пионерный распложены ремонтно-механические мастерские сервисных предприятий, база обслуживания бурения. В непосредственной близости от месторождения расположены нефтяные промыслы Западно-Катыльгинского, Катыльгинского, Озерного, Лонтынь-Яхского и Оленьего месторождений. Нефть этих месторождений поступает на центральный парк, находящийся в 14 км восточнее на территории Катыльгинского месторождения, где действует установка по подготовке нефти мощностью 5 млн.т./год, откуда перекачивается по нефтепроводу "ЦПС–Раскино" длиной 170 км в магистральный нефтепровод Нижневартовск – Александровское – Анжеро-Судженск. В районе отсутствуют кондиционные строительные материалы, поэтому при обустройстве кустовых оснований используются глинистые пески, добываемые из карьеров вдоль рек. Встроении района работ принимают участие интенсивно метаморфизованные и дислоцированные образования палеозойского складчатого фундамента и залегающие на нём терригенные отложения различного литолого-фациального состава мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Отложения чехла, имеющие в данном районе общую толщину 2500-2800 м, залегают на образованиях палеозоя несогласно, со стратиграфическим перерывом. Нефтяное месторождениеX расположено в Каймысовском нефтеносном районе. В непосредственной близости от него эксплуатируются Западно-Катыльгинское и Катыльгинское нефтяные месторождения. Нефтеносность района связана с отложениями васюганской свиты, залегающими непосредственно под региональной покрышкой – аргиллитами баженовской свиты. 32 Согласно принятой корреляции и интерпретации геофизических материала, анализа данных опробования разведочных и эксплуатационных скважин, а также материалов промыслово - геофизических исследований, промышленная нефтеносность на месторождении X связана с над угольной подсвитой васюганской свиты, представленной тремя продуктивными пластами Ю 1 1л , Ю 1 1 , Ю 1 0 . На баланс запасы были поставлены единым объектом Ю 1 0+1+1Л . Пласты гидродинамически связаны и эксплуатируются единым объектом. Достаточно часто в скважинах вскрывших разрез отчетливо видно, что пласты гидродинамически связаны между собой и представляют единый объект. Как коллектор пласт Ю 1 0+1+1Л развит на всей площади, за исключением северо-западной части (скв. № 259), где песчаные разности отсутствует. В пределах месторождения продуктивные отложения пласта Ю 1 0+1+1Л вскрыты в интервале глубин от -2431,0 до -2564,0 м. Литологически пласт представлен песчаником серым мелко-, среднезернистым, от слабосцементированного до крепкосцементированного. Эффективные толщины распределяются по площади неравномерно, наибольшие значения толщин отмечены в южной части залежи и на северо-западе в районе скважины 926, наименьшие – в северной части залежи. Общие толщины пласта Ю 1 0+1+1Л изменяются от 1,4 до 25,8 м, эффективные нефтенасыщенные толщины - от 0,9 до 19,8 м. Коллекторские свойства пластов изучены по результатам лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Разрез изучаемого интервала представлен терригенными отложениями горизонта Ю 1 юрского возраста. Коллекторами являются песчано-алевролитовые отложения гранулярного типа пласта Ю 1 0+1+1Л . Их нефтеносность подтверждена результатами опробования. Коллекторами 33 продуктивного горизонта Ю 1 являются песчаники мелко-среднезернистые, алевритистые, массивной структуры и крупнозернистые алевролиты. По данным петрографического анализа песчаники и алевролиты пласта Ю 1 полевошпатово-кварцевые, полимиктовые, реже кварцполевошпатовые. Цемента содержится 3-10 %. Состав цемента гидрослюдисто- каолинитовый с примесью хлорита, кварца, каолинита, реже карбонатный и каолинит-карбонатный. Тип цементации поровый, пленочный, реже базальный.Покрышкой пласта Ю 1 являются битуминозные аргиллиты баженовской свиты, толщина их в пределах месторождения колеблется в пределах от 5,2 м (скв. № 167) до 18,4 м (скв. № 627).Породы пласта формировались в условиях морского мелководья и береговой зоны с резко восстановительным геохимическим режимом, о чем свидетельствует характер осадков и присутствие в них глауконита и пирита. Керн был отобран из 74 скважин, по 59 скважинам были проведены исследования коллекторских свойств и было выполнено 2247 определения открытой пористости, 2043 проницаемости, 1035 остаточной водонасыщенности, из них учтено по 54 скважинам 979 определений открытой пористости и проницаемости, 555 остаточной водонасыщенности, из них по нефтенасыщенной части 756 определений пористости и проницаемости, 349 остаточной водонасыщенности (табл.1). Таблица 1 – Стандартные исследования керна месторождения X Индекс пласта (часть пласта) Эффективная толщина, м Пористость (K пср ), % Проницаемость (Kпр), 10 -3 мкм 2 Остаточная водонасыщенность (K Вср ), % Пласт Ю 0+1+1Л 248,3 18,4 23 25,2 Степень равномерности изучения коллекторских свойств пласта Ю 1 0+1+1Л по площади и разрезу удовлетворительная. В среднем на 1 34 скважину и на 1 метр нефтенасыщенной толщины приходится, соответственно, 33,8 и 12,8 определений пористости и проницаемости. Изменение фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенной части пласта Ю 1 0+1+1Л наблюдается в достаточно широком диапазоне. Открытая пористость изменяется от 11,5 до 30,3 %. Проницаемость находится в интервале от 1,0 до 1617 * 10 -3 мкм 2 , водонасыщенность – от 7,6 до 95,6 %. Средневзвешенные значения параметров по пласту по нефтенасыщенной части составляют: открытая пористость – 18,4 %, проницаемость – 0,023 мкм 2 , водонасыщенность – 25,2 % (табл. 1). В пласте Ю 1 0+1+1Л наблюдается тесная связь между пористостью и проницаемостью – коэффициент корреляции 0,755.Связь между водонасыщенностью и проницаемостью слабая – коэффициент корреляции 0,603. Физико-химические свойства нефти и газа по продуктивным пластам месторождения Xизучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб нефти и газа. Изученность пластовых флюидов данного месторождения на 01.01.2014г представлена в таблице2. Таблица 2 – Изученность пластовых флюидов месторождения X с момента разведки до 2005г. и с 2005 по 2014г. Пласт На 01.2014г. Количество Глубинные пробы до 2005г./2005-2014г. Замер газового фактора 2005- 2014 Скважин/проб Поверхностные до 2005г./2005-2014г. Скважин Проб Скважин Проб Ю 1 0+1+L 37/0 86/0 26/39 285/5 672/5 Исследования глубинных проб нефти месторожденияX были выполнены в лабораториях СибНИИНП, ТПУ и ТНИПИнефть. Объем 35 исследования глубинных проб нефти выполнялся исходя из данных ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовые исследования пластовой нефти». Перечень параметров, определяемых в поверхностных пробах нефти, рекомендован в отраслевом стандарте ОСТ 153-39.2-048-2003. Поверхностные пробы нефти были исследованы в ЦНИПР, ТПУ, ТНИПИнефть, СибНИИНП. При подсчете запасов, утвержденного 01.2005г. на месторождении было выделено три продуктивных пласта Ю 1 0 ,Ю 1 1 и Ю 1 1Л . Глубинные пробы нефти были отобраны в процессе разведки и на стадии эксплуатации месторождения. При совместном опробовании пласта Ю 1 0 иЮ 1 1 отобрано33 глубинных пробы из 7 разведочных и 7 эксплуатационных скважин. Из пласта Ю 1 0 отобрано 27 проб из 5 разведочных и 5 эксплуатационных скважин. Из пласта Ю 1 1 – 22 пробы из 9 разведочных и 2 эксплуатационных скважин. При опробовании пласта Ю 1 1 совместно с пластом Ю 1 1L отобрано 4 глубинных пробы нефти из 2 скважины. После подсчета запасов в 2012 году специалистами ООО «Реагент» на устье части скважин выполнены замеры газового фактора. Результаты замеров приведены в таблице3. Таблица 3 – Результаты промыслового замера газового фактора нефти за 2012г № скв. Дата замера Пласт Плотность нефти, кг/м 3 Обвод- нён- ность, % Промысло- вый газовый фактор, м 3 /т Газовый фактор при дифференциальном разгазировании, м 3 /т Исполнитель 182 2012г Ю 1 856,6 83,0 79,0 69,0 Реагент 36 Продолжение таблицы 3 __ – забракованы Освещенность поверхностными пробами по всем пластам можно считать удовлетворительной. По пласту Ю 1 0 отобрано 149 проб, по пласту Ю 1 1 – 243 пробы, при совместном опробовании Ю 1 0+1 – 237 проб. При совместном опробовании Ю 1 1 и Ю 1 1Л отобрано 48 проб.Анализ фактического материала по исследованию глубинных проб нефти показал, что диапазон изменения газового фактора в пределах пласта Ю 1 находится в интервале от 29 до 75 м 3 /т. Такой большой разброс может быть обусловлен как ошибками анализа, так и геологическими условиями месторождения. По результатам промысловых замеров газового фактора диапазон значений составил 27-1445 м 3 /т. Причин разброса значений промыслового газового фактора может быть несколько. Например, при замере на скважинах, работающих при забойных давлениях ниже давления насыщения, от 10 % до 50 % объема газа отбирается по затрубному пространству. Многие залежи в настоящее время эксплуатируются при давлениях ниже давления насыщения, что приводит к выделению газа в пласте и его опережающему течению к забою относительно нефти. За счёт этого на определённом этапе работы скважины её газовый фактор может существенно вырасти. И наоборот, оставшаяся в пласте нефть, которая 516 2012г Ю 1 855,9 43,6 43,0 37,0 Реагент 517 2012г Ю 1 853,6 93,0 110,0 96,0 Реагент 518 2012г Ю 1 851,5 94,0 1445,0 1257,0 Реагент 519 2012г Ю 1 848,6 95,0 166,0 144,0 Реагент 862 2012г Ю 1 844,5 30,0 51,0 44,0 Реагент 863 2012г Ю 1 843 40,0 75,0 75,0 Реагент 873 2012г Ю 1 843,4 23,0 60,0 52,0 Реагент 37 подойдёт к забою позже, будет иметь низкий газовый фактор. Кроме того, имеются сведения, что процесс заводнения пласта за счёт системы ППД, может также существенно влиять на значение газового фактора. Если учесть, что по кондиционным глубинным пробам нефти газосодержание (однократное разгазирование) изменяется в диапазоне от 29 до 75 м 3 /т, то значения промысловых замеров ниже 30 и выше 80 м 3 /т рекомендуем забраковать. Забракованные значения в таблице 5 отмечены другим цветом. Для данного проектного документа рекомендуем принять параметры пластовой и разгазированной нефти и газа утвержденные при подсчете запасов на 01.01.2005 года. Так как свойства флюидов продуктивных пластов Ю 1 , Ю 1 1 и Ю 1 1Л имеют между собой близкие значения, рекомендуем принять единые параметры. По пласту Ю 1 0+1+1Л нефть недонасыщена газом, давление насыщения существенно ниже пластового давления. Значение газового фактора по пласту после однократной сепарации составило 50,0 м 3 /т. Газовый фактор после ступенчатой сепарации составил в среднем 37,5 м 3 /т. Объемный коэффициент пластовой нефти составил 1,137. Усредненный состав пластовой, разгазированной нефти и газа представлен в таблице 4. Таблица 4 – Компонентный состав пластовой, разгазированной нефти и нефтяного газа пласта Ю 1 0+1+1Л месторождения X (молярная концентрация %) При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазированиипластвой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть выдел. газ нефть выдел. газ нефть Диоксид углерода 1,63 0,02 1,80 0,02 0,42 Азот + редкие 2,61 3,09 0,72 38 Продолжение таблицы 4 Метан 58,46 0,17 68,31 0,10 15,60 Этан 6,82 0,18 7,28 0,34 1,95 Пропан 13,81 1,50 10,75 2,91 4,80 Бутаны изомерные 3,52 1,08 1,68 1,72 1,73 Бутаны нормальные 7,17 3,49 4,48 4,39 4,46 Пентаны изомерные 2,02 2,55 0,76 2,89 2,39 Пентаны нормальные 2,14 3,90 1,06 4,11 3,39 Гексаны + высш. + остаток 1,79 87,11 0,79 83,52 64,56 Молярная масса 29,72 195,9 25,13 189,1 150,6 Плотн. газа кг/м 3 1,215 1,035 Плотн. нефти кг/м 3 844,0 838,0 770,0 Газ после однократной сепарации относится к жирному типу, содержание метана в нем составило 58,5 % мольн., после ступенчатой сепарации он несколько легче, содержание метана составило 68,3 % мольн. В таблице приведены физико-химические характеристики разгазированной нефти пласта Ю 1 0+1+1Л Как видно из таблицы 4нефть этой залежи достаточно легкая с плотностью 842,3 кг/м 3 , сернистая, смолистая, парафинистая. Объемный выход светлых фракций до 300 о С в нефти этой залежи достаточно высокий 39 и составил 56,2 % об. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится ко 2-му классу и 1-му типу. Промышленная нефтеносность месторождения X связана с прибрежно-морскими отложениями пласта Ю 1 0+1+1Л (васюганская свита). Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта приведена в таблице 5. Таблица 5 – Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Параметры Продуктивный пласт Ю 1 0+1+1Л Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м -2396,6 Тип залежи Пластовая сводовая, литологически экранированная Тип коллектора теригенный Площадь нефтегазоносности, тыс.м 2 313574 Средняя общая толщина, м 9,75 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 5,90 Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 6,26 Коэффициент пористости, доли ед. 0,174 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с 0,98 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 772,8 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3 840,7 Абсолютная отметка ВНК, м -2430 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,137 Содержание серы в нефти, % 0,8 Содержание парафина в нефти, % 2,6 Давление насыщения нефти газом, МПа 6,2 Газовый фактор, м 3 /т 37,5 Сжимаемость нефти, 1/МПа × 10 -5 13,5 Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,565 Расчлененность 2,1 Начальная пластовая температура, о С 90,7 Проницаемость ГИС/ГДИС, 10 -3 мкм 2 41,1/19,6 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,87 Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0,664 40 Запасы нефти и растворенного газа на месторождении подсчитывались и утверждались пять раз. Первый подсчет запасов нефти выполнен и утвержден ГКЗ СССР в 1976 г (Протокол № 7720 от 03.11.76 г.). В 1981 году месторождение введено в разработку. На дату второго пересчета по материалам разведочного и эксплуатационного бурения, было уточнено геологическое строение, а также подсчетные параметры. Запасы были приняты ЦКЗ РФ (протокол № 26 от 09.06.1992 г.). В период 1992 – 1998 гг. был получен значительный геолого- промысловый материал, который позволил уточнить строение северо- западной части месторождения и осуществить прирост запасов на Западно- Весеннем участке в зоне его сочленения с месторождением X в районе скважины № 254 (протокол ЦКЗ МПР России № 10-98 от 24.03.98). В 2000 г. на северной периклинали пробурена поисково-оценочная скважина № 2291, по результатам которой осуществлен прирост запасов в количестве 1731/717 тыс. т (протокол ЦКЗ МПР России № 47 от 12.03.2001 г.). В 2002 г. был проведен прирост по новой залежи в результате бурения скв. № 2292 (протокол ЦКЗ МПР России № 384 от 19.03.2002 г.). С 2002 по 2005 годы была проведена переоценка запасов углеводородов ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», вызвана уточнением геологической модели на основе 3-х-мерного геологического моделирования в системе Z-MAP (структурные построения) и Stratamodel (трехмерная геологическая модель) фирмы Landmark, по данным новый геолого-геофизической и промысловой информации в результате бурения 852 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, проведения на территории месторождения сейсморазведочных работ МОГТ, детальной корреляции и переинтерпретации материалов ГИС, выделение трех 41 продуктивных пластов Ю 1 0 , Ю 1 1 , Ю 1 1Л вместо одного подсчетного объекта Ю 1 0 . Запасы нефти подсчитаны дифференцированно по пластам Ю 1 0 , Ю 1 1 , Ю 1 1Л . Однако при утверждении в ГКЗ было отмечено, что в результате длительного периода разработки продуктивного пласта на месторожденииX как единого эксплуатационного пласта, адекватно разделить добычу на 3 объекта подсчета не возможно. Экспертиза предложила утвердить запасы по единому пласту. В результате чего на государственный баланс был поставлен единый объект подсчета и объект разработки - пласт Ю 1 0-1-1Л месторожденияX. В целом по месторождению начальные геологические запасы нефти категорий В+С 1 составили: 151223 тыс.т, категории С 2 – 1734 тыс.т. Запасы растворенного газа подсчитаны в количестве по категории В+С 1 – 5665 млн.м 3 , категории С 2 - 68 млн. м 3 .В 2006 г. на месторождении Xпроизошли изменения КИН и извлекаемых запасов в Тюменской области по категории С 1 на основании письма ГКЗ.В 2013 г. по результатам бурения скважины № 969 был выполнен оперативный подсчет запасов (протокол №18/615-пр. от 22.11.2013 г.). [9] По состоянию на 01.01.2014 г. на балансе АО «Томскнефть» ВНК по месторождению Xпо пласту Ю 1 0+1+1Л числятся запасы (геологические/извлекаемые) нефти и растворенного газа в количестве (табл.6): Таблица 6 |