дипломная работа. Бакалаврская работа
 Скачать 2.88 Mb.
|
|
1.5 Запасы нефти, газа, КИН Запасы по категориям 3Р (доказанные, вероятные и возможные) оцениваются в 570 млн баррелей нефтяного эквивалента. Извлекаемые запасы оцениваются в 28,8 млн тонн нефти и 63,3 млрд куб. м газа. Максимальный уровень добычи нефти и газового конденсата составляет 2,3 млн. тонн в год и 1,2 млрд. куб. м газа в год. Разработка месторождения в соответствии с проектным 14 вариантом позволит достигнуть конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 30 %. 1.6 Осложняющие факторы разработки месторождения Главная и очевидная проблема разработки месторождения им. Ю. Корчагина - прорывы газа из газовой шапки в добывающие скважины. Этому способствуют высокая по сравнению с нефтью подвижность газа и большой запас потенциальной энергии. Расположение месторождения им. Ю. Корчагина на шельфе является дополнительным осложняющим фактором его освоения. Разработка и эксплуатация шельфовых месторождений намного сложнее и затратнее, чем месторождений суши. Добываемую жидкость, как правило, приходится обрабатывать на платформе. Экологические требования при этом существенно жестче, чем на суше. Все это вносит значительные затраты в разработку. Кроме того, месторождение им. Ю. Корчагина расположено в регионе с неустановившимся сейсмическим режимом. На него оказывают воздействие: с юго-запада – Махачкалинская, а с юго-востока – Мангышлакская сейсмоактивные зоны, где сила землетрясений достигает 6-8 баллов, а в эпицентре – свыше 9 баллов по шкале MSK-64. По данным Объединенного института физики Земли РАН, сейсмическая опасность района работ составляет 4-5 баллов. Интенсивность сейсмической активности снижается с юго-запада на северо-восток. Фоновая сейсмичность по шкале МSК-64 один раз в 100, 500 и 1000 лет составляет 4, 5 и 6 баллов соответственно. 15 2 Технологическая часть 2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом На месторождении им. Ю. Корчагина на основании утвержденного проектного документа ведется разработка нефтегазоконденсатных залежей в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса. Месторождение им. Ю. Корчагина введено в разработку в апреле 2010г. Первой введена в разработку залежь волжского яруса. В апреле-июне 2010г. проводились пуско-наладочные работы технологического комплекса подготовки нефти, с июля 2010г. ведется полномасштабная добыча УВ. Залежь неокомского надъяруса введена в разработку в июне 2011г. Разработка месторождения осуществляется скважинами с горизонтальным завершением ствола. Скважины волжского яруса оборудованы перфорированными трубами, а скважины неокомского надъяруса – песочными фильтрами. Сведения о состоянии реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда на 01.01.2017г. приводятся в таблицах 2.1, 2.2. Как видно из приведенных таблиц 2.1, 2.2 разбуривание месторождения еще не завершено и ведется близко к утвержденному варианту. Согласно ему, в целях минимизации геологических рисков, связанных с проводкой горизонтальных скважин в условиях большой геологической неопределенности залежи неокомского надъяруса, предусмотрено равномерное радиальное размещение по площади добывающих скважин с длиной горизонтального ствола до 6,5 км вблизи ВНК, параллельно его поверхности. 16 Таблица 2.1 – Состояние реализации проектного фонда скважин месторождения им. Ю. Корчагина на 01.01.2017 г. № п/п Категория фонда Неоком Волжский Место- рождение 1 Утвержденный проектный фонд, всего 31 6 37 в том числе: - добывающие 29 4 33 - нагнетательные 2 2 4 - газовые - - - - контрольные - - - - водозаборные - - - 2 Фонд скважин на 01.01.17 г., всего 9 4 13 в том числе: - добывающие 7 3 10 - нагнетательные 2 1 3 - газовые - - - - контрольные - - - - водозаборные - - - 3 Фонд скважин для бурения на 01.01.17 г., Всего 11 5 16 в том числе: - добывающие 9 4 13 - нагнетательные 2 2 4 - газовые - - - - контрольные - - - 17 Таблица 2.2 – Характеристика фонда скважин месторождения им. Ю. Корчагина на 01.01.2017г. Наименование Характеристика фонда скважин Количесв скважин Фонд добывающих скважин Пробурено 10 Возвращено с других горизонтов - Всего 10 В том числе: Действующие 10 из них: фонтанные 10 ЭЦН - ШГН - газлифт - - бескомпрессорный - - внутрискважинный - Бездействующие - В освоении после бурения - В консервации - Переведены под закачку - Переведены на др.горизонты - Переведены в контрольные - Ликвидированные - Фонд нагнетательных скважин Пробурено 3 Возвращено с других горизонтов - Переведены из добывающих - Всего 3 В том числе: Под закачкой 3 Бездействующие - В освоении после бурения - В консервации - В отработке на нефть - Переведены на др.горизонты - Ликвидированные - Фонд газовых скважин Пробурено - Возвращено с других горизонтов - Всего - В том числе: - Действующие - Бездействующие - В освоении после бурения - В консервации - Переведены на др.горизонты - Ликвидированные - 18 При этом, как и предусмотрено проектным документом, траектория каждой последующей скважины уточняется не только по результатам пробуренных, но и непосредственно в процессе бурения - в режиме реального времени с использованием геонавигационного оборудования. Это обеспечивает своевременный контроль за изменением структурных характеристик и формационного состава целевых объектов. Полученная информация используется для обновления геологической и геомеханической модели для более эффективного планирования траекторий последующих скважин. Общий фонд пробуренных на месторождении скважин составляет 17, из которых 10 находятся в добывающем фонде, одна водонагнетательная, две газонагнетательные и четыре поисково-оценочные скважины (1, 2, 3, 5- Широтные). Все добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом. Поисково-оценочные скважины ликвидированы согласно требованиям техники безопасности эксплуатации на море. По эксплуатационным объектам скважины распределены следующим образом: - на залежи волжского яруса – три добывающие (скважины 11, 12, 14) и одна водонагнетательная (ВП-2); - на залежи неокома – семь добывающих (скважины 104, 107, 109, 110, 113, 114, 116) и две газонагнетательные (скважины G-1, G-1bis). В отличие от проектного документа, в котором для обратной закачки газа предусмотрено бурение одной газонагнетательной скважины на газовую шапку неокома, по факту пробурены две газонагнетательные скважины. Необходимость второй скважины (пробурена в апреле 2012г.) связана с увеличением объемов газа под обратную закачку из-за более интенсивного прорыва газа в добывающие скважины, чем ожидалось и тем, что давление на устье скважины G-1 достигло максимально допустимого (16 МПа). Так, по состоянию на 01.01.2017г. проектный суммарный отбор газа (растворенного и прорывного) должен был составлять 451 млн.м 3 , фактически отобрано 1 408 млн.м 3 газа, в том числе 134 млн.м 3 растворенного и 1 274 млн.м 3 19 прорывного газа. Накопленный объем газа, закачанный в газовую шапку неокома, составляет 1 240.8 млн.м 3 Результаты изучения причин и источников прорыва газа свидетельствуют о том, что между залежами неокомского надъяруса и волжского яруса существует более тесная гидродинамическая связь через возможные зоны разуплотнения, приуроченные к покрышке между ними. Сначала математическое моделирование, а затем и результаты трассерных исследований, подтвердили это. Так, присутствие трассеров, закачанных с водой в скважину ВП-2 (волжский) и с газом в скважину G-1 (неоком), зафиксировано в продукции добывающих скважин 11, 12, 14, 110, 113, 107, 104. Для закачки добываемой пластовой воды в водоносную зону на залежи волжского яруса в августе 2010г. введена в эксплуатацию водонагнетательная скважина ВП-2. Накопленный объем закачанной в волжский ярус воды составляет 245.7 тыс.м 3 , в т.ч. 10.196 тыс.м 3 воды, отобранной из водоносного пласта залежи неокома месторождения им. В. Филановского. В целом по месторождению за весь период эксплуатации отобрано 1 186.2 тыс.т нефти, 1 425.1 тыс.т жидкости и 1 408.1 млн.м 3 газа, в том числе растворенного 133.8 млн.м 3 , прорывного 1 274.3 млн.м 3 . На конец 2012 года (декабрь) газовый фактор составляет 950 м 3 /т, обводненность продукции 13.7% при среднегодовых значениях 1 105 м 3 /т и 17.9 %. Снижение этих показателей обусловлено вводом новых скважин. Начальные извлекаемые запасы нефти 28 669 тыс.т. выработаны на 4.1%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0.014. Запасы газа газовых шапок залежей неокома и волжского, составляющие 32.4 млрд м 3 , выработаны на 4.2%. На месторождении осуществляется постоянный мониторинг разработки, выполняется программа исследовательских работ. 2.2 Контроль и регулирование разработки месторождения Контроль за разработкой должен предусматривать следующий комплекс исследований: 20 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; 21 - 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 22 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 23 560 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. 24 Таблица 2.3 - Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения на месторождении им. Ю.Корчагина Виды ГТМ Год разработки Итого за прогнозный период всего Прирост КИН, доли ед. Период до составления проекта Прогнозный период по проекту факт 2013 2014 2015 2016 2017 2018- 2022 2023- 2027 2028- 2032 2033- 2037 2038- 2042 1. Бурение новых горизонтальных скважин а) число пробуренных скважин 10 4 4 4 3 2 4 - - - - - - - б) доп. добыча нефти, тыс.т 728 622 663 313 116 227 143 - - - - 2084 2812 0,033 2. Закачка газа в газовую шапку неокома б) доп. добыча нефти, тыс.т - - - - - - 70 283 244 199 76 830 830 0,010 Всего дополнительно добыто нефти, тыс.т 728 622 663 313 116 227 213 283 244 199 76 2956 3684 0,043 25 2.3.2 Обоснование применения методов повышения извлечения интенсификации добычи углеводородов Обширные нефтегазовая и водонефтяная зоны на залежах месторождения им. Ю. Корчагина являются ограничивающими факторами для применения ряда способов воздействия на пласт и призабойную зону, увеличивающих риски прорывов воды и газа к забоям скважин. Так, например, неприемлемыми являются гидроразрывы пластов, ведущие к возможному образованию вертикальных трещин и преждевременному загазованию или обводнению продукции скважин. В условиях разработки месторождения им. Ю. Корчагина одной из основных проблем является достижение равномерного профиля в горизонтальном стволе скважин, а также ограничение и изоляция прорывов газа и воды. В настоящее время все забои добывающих скважин, пробуренных на основной эксплуатационный объект - залежь неокома, оборудованы системой ResFlow. Она представляет собой пассивное интеллектуальное заканчивание, предусматривающее установку нескольких песчаных фильтров по длине горизонтального ствола, подобранных исходя из коллекторских свойств пласта в каждом интервале ствола скважины. В данном случае регулирование притока является пассивным, так как не позволяет в процессе разработки перекрывать интервалы поступления газа и воды. Поэтому рекомендуется провести опытные работы по испытанию «интеллектуального» оборудования, состоящего из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при необходимости (загазование, обводнение) проводить их селективное отключение. Выделение этих интервалов и определение их количества в горизонтальных стволах скважин необходимо осуществлять с учетом геологического строения в зависимости от коллекторских свойств, вскрываемых зон. |