Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения. Томский политехнический университет

• Название: Томский политехнический университет
• Анкор: Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения
• Дата: 25.06.2022
• Размер: 0.93 Mb.
• Имя файла: TPU411635.docx
• Тип: Анализ; #614708
• страница: 16 из 29

Изменение давления закачки

ГТМ по изменение давления закачки был проведен в 2007 г на скважине

№771, что привело к увеличению приёмистости с 455 м³/сут (среднее) до более чем 1000 м³/сут.

Оптимизация

В период с 2006 по 2013 г. в целях более полного использования добывных возможностей скважин и установления оптимального режима их работы была проведены три операции по смене насосных установок. Всего дополнительно было получено 9,5 тыс.т нефти[4].

Ремонтно-изоляционные работы.

Данный вид ГТМ на Урманском месторождении практически не проводились только в 2010 году на скважине №766 был проведен ремонт негерметичности эксплуатационной колонны. Дополнительно добыто 0,7 тыс. тонн

В целом за период 2006-2013 гг. на Урманском месторождении было проведено 390 геолого-технологических мероприятий, дополнительная добыча нефти составила 619 тыс. т и по скважинам текущего года + переходящий эффект прошлых лет 948,4 тыс.т. [6].

5. Анализ существующей системы ППД

В настоящее время система ППД на Урманском месторождении находится в стадии формирования. Закачка воды в пласт М+М₁ начата с октября 2006 г. (с ввода под закачку нагнетательной скважины №771). Закачка в пласт Ю₁₅ была организована с 06.2012 по 06.2013 (ввод под закачку нагнетательной скважины № 769). В качестве воды, используемой для поддержания пластового давления, в настоящее время применяются подтоварная вода с УПН. Остатки подтоварной воды сбрасываются в поглощающие скважины №5Р и №125.

По состоянию на 01.01.2014 года на Урманском месторождении пробурено 12 нагнетательных скважин. Под закачкой находятся 7, в бездействии- 5 скважин. За 2013 год закачка рабочего агента в пласт составила 1314,091 м³ при средней приёмистости нагнетательных скважин 482,2 м³/сут. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин за 2013 год- 0,983 [6].

На месторождении до 2011 года была реализована автономная система ППД для обеспечения закачки воды по схеме «из скважины в скважину». Скважина 10Р была оборудована погружной высоконапорной УЭЦН, в затрубное пространство сбрасывается подтоварная вода с УПН поступающая по водоводу (Р_лин=0,9 МПа) насосом откачки подтоварной воды 1Д200-90. Замер

дебита скважин осуществлялся счетчиками расхода воды, предусматриваемыми в обвязке устьевой арматуры нагнетательных скважин.

В связи с увеличением объёма закачки воды в начале 2011 года была введена в эксплуатацию БКНС проектной мощностью 4900 млн.м³/год. По состоянию на 01.01.2014 фактическая загрузка КНС составила 27%. На БКНС установлено 3 агрегата ЦНС-180х1900 два рабочих и один резервный. На всасывающих и напорных линиях насосов установлены приборы для измерения давления, а на каждом высоконапорном водоводе от БГ и ВРП к нагнетательным скважинам - установлены расходомеры. По состоянию на 01.01.2014 г. в работе находилось 7,952 км водоводов. Год вода в эксплуатацию водоводов – 2008-2010 гг. Материал труб – сталь 20КТ. 100% (7,952 км) протяженности действующих водоводов не отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132- 94) и не нуждаются в реконструкции и замене отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

Согласно промысловой информации за 2013 год произошел 1 отказ водоводов. Причина отказа– гидроудар со стороны БКНС.

В соответствии с рекомендуемым вариантом разработки, принятым настоящим технологическим проектным документом, в перспективный период предлагается осуществлять закачку воды в продуктивные пласты: Ю₁₅, Ю_14, М+М₁. Согласно рекомендуемого варианта планируется бурение 31 новых нагнетательных скважин.

В соответствии с характеристикой основных показателей по отбору нефти и жидкости рекомендуемого варианта разработки на 2016 год закачка воды на пласт Ю₁₅ составит 100,4 тыс.м³/год или 275,1 м³/сутки и своего максимального уровня достигнет в 2019 году (717,9 тыс.м³/год). На 2020 год (год начала закачки) закачка воды на пласт Ю₁₄ составит 41,8 тыс.м³/год или 114,5 м³/сутки и своего максимального уровня достигнет в 2029 году (525,5 тыс.м³/год). На 2014 год закачка воды на пласт М+М₁ составит 955,0

тыс.м3/год или 2616,4 м³/сутки и своего максимального уровня достигнет в 2024 году (1697,94 тыс.м³/год).

• 
  Планируемое забойное давление в нагнетательных скважинах: для Ю₁₄, Ю₁₅- 48 МПа, Для М+М₁- 45,1 МПа;
  
• 
  Максимальное проектное количество нагнетательных скважин по рекомендуемому варианту разработки составляет 60 скважин;
  
• 
  Среднесуточная проектная пpиемистость нагнетательных скважин составит 42,2-467,3 м³/сут.
  

Закачку в пласты Ю₁₅, Ю_14, М+М₁(центральная залежь) планируется продолжить осуществлять по существующей схеме: подтоварная вода, выделившаяся на УПН, где осуществляется предварительный сброс и ее подготовка, через БКНС будет закачиваться в нагнетательные скважины. С 2017 года образуется дефицит пластовой воды, поэтому для обеспечения планируемых уровней закачки рабочего агента, потребуется ввод одной водозаборной скважины.

Закачку в нагнетательные скважины пласта М+М₁ (южно-урманский купол) планируется осуществлять вариантом межскважинной перекачки воды. Для реализации данного варианта, подземная вода из водозаборной скважины поднимается на поверхность электропогружным насосом и закачивается в нагнетательные скважины. Одна водозаборная скважина обеспечивает потребные объёмы закачиваемой воды в пласт 5-6 скважин. Данный вариант для пласта М+М₁ (южный купол) является менее энерго- и капиталоемким вариантом.

Воды, используемые для ППД, должны удовлетворять требованиям ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству воды». Контроль качества закачиваемой в пласт воды должен осуществляться лабораторным анализом проб (КВЧ, железо), отбираемых не реже одного раза в месяц на водозаборе, на БКНС и на устье нагнетательных скважин.

Для закачки воды в пласты Урманского месторождения содержание в ней мехпримесей не должно превышать 3 мг/л, нефти - 5 мг/л. В составе

механических примесей и эмульгированной нефти должно быть 90 % частиц не крупнее 1 мкм. Резерв производительности КНС от проектных объёмов закачки должен составлять не менее 15% от максимального объёма закачки воды. На всасывающих и напорных линиях насосов необходима установка приборов для измерения давления, а на каждом высоконапорном водоводе от БГ и ВРП к нагнетательным скважинам - установка расходомера [6].

Освоение системы ППД на месторождении начато в октябре 2006 г. вводом под нагнетание скважины 771 пласта М-М₁. Основным источником водоснабжения является подтоварная вода с УПН. Остатки подтоварной воды сбрасываются в поглощающие скважины 5Р, 125.

Первые годы на месторождении была реализована автономная система ППД, закачка воды осуществляется по схеме «из скважины в скважину». Скважина 10Р оборудовали погружной высоконапорной УЭЦН, в затрубное пространство которой сбрасывалась поступающая по водоводу подтоварная вода с УПН, далее вода направлялась в действующие нагнетательные скважины. В начале 2011 г. запущена в эксплуатацию БКНС проектной мощностью 4900 млн.м³/год, на которой установлено 3 агрегата ЦНС-180х1900, два рабочих и один резервный [4].

На 01.01.2014 г. эксплуатационный нагнетательный фонд на объекте М+М₁ представлен 11 скважинами, (проектный фонд – 8 скважин). Заводнением охвачена только центральная часть основной залежи, при этом, обширные зоны которой продолжают разрабатываться на естественном режиме истощения. Фактически на залежи пластов М-М1 сформирована очагово-избирательная система заводнения. Соотношение Nнагн к Nдоб составляет 1:4,4, при проектном показателе 1:4.

На 01.01.2014 г. с начала разработки в пласты М-М₁ всего закачано 7188 тыс.м³ воды, текущая и накопленная компенсации отборов жидкости закачкой составили соответственно 84,2% и 80,2%. В 2013 г. в пласты было закачано 1281,5 тыс. м³ воды, средняя приёмистость нагнетательных скважин составила 542,1 м³/сут. В результате чего пластовое давление в зоне закачки на начало 2014

г. составляло до 42 МПа, среднее пластовое давление по залежи составило 28 МПа. Перепад давления между зонами отбора и закачкой – 7 МПа.

Практическая реализация программы формирования системы ППД выявила ряд технических проблем с выбором скважин, пригодных для закачки воды. Часть скважин, запроектированных под закачку, были пробурены либо с открытым стволом, либо с опущенным на забой хвостовиком, не зацементированным должным образом. Отсутствие технически пригодных для перевода под закачку скважин тормозило процесс формирования проектной системы ППД на пласты М-М1.

В целом «эффективность» закачки воды остаётся низкой, система ППД в её текущем состоянии является несбалансированной и оказывает слабое влияние на энергетическое состояние залежи в целом.