курсов. Курсов. Расчет эффективности способа эксплуатации фонтанных скважин на месторождении Тенгиз
 Скачать 79.59 Kb.
|
2.2.История проектирования и разработки месторожденияТенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением скважины Тенгиз -1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1 июля 1996 г.). Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и утвержден в апреле 1998 г. Государственным Комитетом по запасам Республики Казахстан (ГКЗ). Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом «Гипровостокнефть» и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.). Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения новых скважин. В 1993 году единственным маршрутом экспорта Тенгизской нефти являлся трубопровод Атырау – Самара с производительностью один миллион тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау – Самара до более 3 млн тонн в год. Ключевым фактором роста ТШО за период 1995 – 2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти. В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям в Финляндию и Одессу. К 2000 году ТШО являлся самым крупным транспортером срой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря. В 2001 году было завершено строительство Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск. С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно «проекту опытно-промышленной разработки», выполненному институтом «НИПИмунайгаз» и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.). Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463). Проводимые ТОО “Тенгизшевройл” с 1993г. исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК (протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО «Гипровостокнефть», утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года. 2.3. Состояние разработки.Объемы добычи нефти и газаДинамика нарастания объемов добычи нефти в период с 2000 по 2005 гг. представлена на рисунке 1.2, в то время как в 1993 году добыча нефти составила 1,5 млн. тонн. Сравнение проектных данных по добычи нефти с фактическими представлено на рисунке 1.3. Сравнение проектных данных по добычи газа с фактическими представлено на рисунке 1.4. Рис. 1.2 – Годовой объемы добычи нефти 2000 – 2005 гг. Рис. 1.3 - Проектные и фактические данные добычи нефти за 2002-2005 гг. Рис. 1.4 - Проектные и фактические данные добычи газа за 2002-2005 гг.Как видно из рисунков 1.3 и 1.4, фактическая добыча нефти и газа в течение последних лет превышала проектную. При разработке по варианту естественного режима истощения максимальная добыча нефти ожидается с 2010 по 2020 гг., понижение устьевого давления с 10 МПа до 3,5 МПа планируется в период 2021÷2022 г.г., возрастание газового фактора ожидается с 2019 года. 2.4.Расчет состояние фонда скважин Проектом ОПР запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв. Коэффициент эксплуатации скважин – 0,88; коэффициент использования – 0,809. Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте ОПР, представлена в таблице 1.2 по состоянию на 15 октября 2002 года. Таблица 1.2 - Скважины, пробуренные и углубленные за период 1998¸2002 г.г.
По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении пробурено 132 скважин (таблица 1.3). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием. В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое – 14 скважина. В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 1.3. Таблица 1.3 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.05.2006г.
Все скважины эксплуатируются фонтанным способом. Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект – одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах – серпуховский, в 3 скважинах – окский, в 12 скважинах – башкирский и серпуховский, в 5 скважинах – не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение. На данный момент 7 скважин, находящихся во временной консервации, ожидают добуривания: Т-2К, Т-18, Т-39, Т-60, Т-211, Т-430, Т-456, Т-470. В настоящее время ТШО имеет план бурения скважин на Тенгизе только на ближайшие 5 лет. Он приведен в таблице 1.4. Таблица 1.4 - Рабочая программа по Технологической Схеме 5-ти летний график буровых работ
Из таблицы следует, что массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода Второго поколения. В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения оценочных скважин. К моменту составления технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты. Рабочая программа бурения и углубления скважин, утвержденная ГКЗ РК приведена в таблице 1.5. Таблица 1.5 – Рабочая программа бурения и углубления скважин
Восемь нагнетательных скважин включены в первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2): ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и Т-5246. ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848. Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51 (1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти. Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно- промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей. Принятые в проекте и взятые за основу при обосновании выбора способа и необходимого оборудования значения, физико-химических и технологических параметров, приведены в таблице 1.6. Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавление на устье и диаметре труб. Таблица 1.6- Исходные данные дня расчета фонтанного подъемника
В расчетах приняты следующие значения параметров: давление насыщения на устье Рнас=23 МПа; средняя плотность нефти Рн=580 кг/м3 (при движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность изменяется, поэтому рн = ( p3+pу)/2, где р3 и ру - плотности жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины); средняя вязкость μ=0,22 мПа·с. Решаются совместно задачи движения жидкости по стволу скважины и притока жидкости из пласта. Задача решалась на ЭВМ (Приложение А). По результатам расчёта строятся характеристические кривые подъемника и индикаторные линии зависимости дебита от забойных давлений для значений коэффициентов продуктивности Кпр=10, 30, 50, 100, 150, 200, 360 м3/сут· МПа. Для обеспечения заданных проектных отборов условия работы подъемника по II варианту следующие: Iобъект II объект давление устьевое, Мпа 23,0 23,0 давление забойное, Мпа 75,0 75,0 диаметр НКТ, мм 89,0 89,0 максимальный дебит, м3/сут 1200,0 1100,0 Таблица 1.7 - Характеристика показателей эксплуатации
В таблице 1.7 приведена характеристика показателей эксплуатации. К концу рассматриваемого периода фонд скважин возрастает с 59 до 87 скважин, а дебит изменяется от 504,5 до 511,2 м3/сут и обеспечивает проектную добычу при коэффициенте эксплуатации Кэкс=0,892 (коэффициент эксплуатации принят по фактическим данным). Условия длительного фонтанирования скважин месторождения Тенгиз обусловлены аномально высоким пластовым давлением в залежи а также высокими значениями газосодержания (I объект - 579,6 м3/т, II объект - 593 м3/т). 2.5. Система поддержания пластового давленияРешающее значение при выборе системы разработки массивных нефтяных залежей имеет степень гидродинамической связи по вертикали. В соответствии с характером этой связи меняется подход к организации, как закачки газа, так и закачки воды /4/. В настоящее время пластовое давление в 1-м объекте разработки снизилось примерно на 20,0 МПа. Большинство замеров пластового давления имеется по скважинам, вскрывшим верхнюю часть эксплуатационного объекта, и лишь в небольшой части скважин нижняя дыра перфорации находится в его подошвенной части. В Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз приведены четыре варианта разработки, с применением различных методов поддержания пластового давления. При разработке месторождения при естественном упруго-замкнутом режиме (1-й вариант) скважины размещаются по равномерной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 1000 м, соответственно плотность сетки составляет 100 га/скв. Подобная сетка скважин обоснована еще в первой технологической схеме разработки 1986 года. По 2-му варианту (закачка газа) могут быть два варианта размещения скважин. Первый вариант полностью совпадает с размещением скважин при 1-м варианте разработки (естественный режим), т. е. скважины размещаются по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 1000 м. Рассмотрен также вариант размещения скважин, в соответствии с которым в центральной части платформы, в зоне размещения нагнетательных скважин, предполагается разбурить по квадратной сетке 750´750 м, оставив сетку 1000´1000 м на ее краях и в бортовой трещиноватой зоне. 3-й и 4-й варианты предусматривают осуществление закачки воды, причем по 3-му варианту вода закачивается по всей толщине пласта 1-го объекта и нефть вытесняется водой вдоль напластования, а по 4-му варианту – в подошвенную часть 1-го объекта на платформе и на границе 2-го объекта и девона в трещиноватой зоне пласта. По обоим вариантам разработки размещение и число скважин является одинаковым. В условиях очень сложного геолого-физического строения месторождения Тенгиз любой метод воздействия на пласт, закачка газа или закачка воды, нуждается в испытании на специальных опытных участках. Только после получения фактических данных по опытной закачке газа или воды, можно сделать выводы об эффективности того или иного метода воздействия на пласт. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||