Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения. ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228. тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске

• Название: тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске
• Анкор: Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 6.42 Mb.
• Имя файла: ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228.docx
• Тип: Пояснительная записка; #585574
• страница: 5 из 10

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

Всего, этап подготовки и проектирование разработки как правило подразделяется на несколько этапов. Каждый из которых предполагает свои этапы проектирования, каждый из которых подразумевает проведение и решение задач, поставленных перед проектным документом. Как правило таких этапов три.

Этап номер 1 представляет из себя промежуток времени, связанный с постоянной необходимостью исследования и уточнения геологического строения и свойств продуктивных коллекторов, который может проходить даже после этапа разведки месторождения. В течении данного этапа происходит дополнение данных по геологии, уточняются запасы нефти, производится оценка и подбор систем, по которым будет разрабатываться месторождение. Проектный документ, составляющийся на данном этапе разработки – проект пробной эксплуатации, как правило он подразумевает под собой определение сеток скважин, начальные извлекаемые запасы не должны превышать 20% от всех начально извлекаемых запасов месторождения.

Во время этапа номер 2 происходит составление технологической схемы разработки, так же называемый как документ на промышленное освоение.

Для данного этапа характерно определение и обособление основных объектов разработки, ставится решение по системе разработки объектов месторождения, которое включает в себя выбор типа сеток нагнетательных скважин.

В заключительный этап номер 3 составляется технологический проект разработки, который подразумевает под собой снижение темпов бурения скважин, а все силы направлены на выработку начально извлекаемых запасов месторождения.

Период освоения и добычи нефти на месторождениях – это долгий процесс, который может занимать более 30 лет, технологии освоения всегда подбираются индивидуально для каждого месторождения, освоение скважин в свою очередь – это процесс очистки призабойной зоны пласта, осуществление работ по увеличению притока жидкости к скважине, который так же индивидуален для каждой скважины. Многообразие вариантов развития разработки и освоения скважин ставит перед предприятием сложную задачу о выборе способа эксплуатации.

Число разведанных залежей, внесенных в дополнения к проектным документам за сорока-пятидесяти летний период разработки месторождения возросло в несколько раз, по сравнению с начальным количеством разведанных залежей.

Это стало причиной множества изменений в принятые проектные решения. Сам ЦКР в период с 1991 по 2017 год пересматривала все нормативные документы и дополнения к ним около 36 раз.

Как уже говорилось ранее первый этап характеризуется следующими особенностями:

Постоянное изменение и непостоянство принятых ранее проектных решений. Так как основными действиями, выполняемыми при первом этапе являются ускорение достижения максимальных показателей добычи нефти и увеличения его абсолютного значения.

Принятая ЦКР, рассмотренная Коллегией МНП утвержденная Технологическая схема разработки первоочередного участка предусматривала:

Обособление нескольких основных крупных объектов Самотлорского месторождения. Ими стали объекты А и Б. Объект Б включал в себя следующие продуктивные горизонты: БВ7, БВ8, БВ10; объект А включал в себя следующие продуктивные горизонты: АВ4, АВ5.

Первым участком разработки был выбран участок, связанный разведочными скважинами под номерами 1, 9, 10. Данный участок был наиболее изучен, и предполагал наибольшую добычу по результатам исследования месторождения.

Основной разработки данного участка стала рядная система заводнения, предполагающая под собой размещение рядов нагнетательных скважин, чередующимися с рядами добывающих. На данном участке была выбрана двухрядная система, когда двум рядам добывающих скважин соответствовал один ряд нагнетательных, данный способ заводнения эффективен для участков коллекторов, характеризующихся высокой проницаемостью, таким образом обеспечивая максимальную эффективность вытеснения нефти водой.

Бурение и вскрытие пласта БВ10 проводилось с использованием технологии одновременно-раздельной эксплуатации. Данная технология позволяла одновременно эксплуатировать такие пласты как БВ10, АВ4 БВ8. Одновременно раздельная эксплуатация позволяет одновременную эксплуатацию нескольких пластов, но подразумевая отдельный учет дебита для каждого.

Принять для скважин первоочередного участка, в основном, одновременно-раздельный способ эксплуатации.

Предусмотреть в отдельных скважинах проведение эксплуатации с различными вариантами вскрытия пластов;

Так же на Самотлорском месторождении не редко использовались технологии одновременной и совместной эксплуатации.

Одновременная эксплуатация скважин подразумевала под собой одновременную эксплуатацию нескольких пластов, схожих по химическому составу нефти, при использовании одной скважины с несколькими интервалами перфорации для каждого участка.

Совместная эксплуатация объектов подразумевает под собой совместную эксплуатацию, при которой добыча нефти происходит по нескольким схемам добычи и подразумевает под собой спуск специальных устройств-компановок, позволяющих вести совместный учет двух разнличных по составу насыщающей жидкости пластов.

Окончательная схема разраотки Самотлорского месторождения, которая была принята Коллегией МНП, тем же решением переименована в Принципиальную схему и окончательно утверждена после доработки.

(Протокол от 27.04.1972 № 345).

Утвержденный Коллегией МНП вариант разработки Самотлорского месторождения, предусматривал:

Количество добытой нефти до 1976 года включительно – 63 миллиона тонн нефти, до 1981 года – 110 миллиона тонн нефти.

Разделение месторождения на несколько основных объектов разработки: БВ8, БВ10, А1, А2-3 и А4-5;

Каждый объект разработки должен быть отделен линией на полосы, ширина которых должна составлять до 4 километров, на которых должна обеспечиваться максимальное совмещение линий нагнетательных скважин по разрезу.

Общий фонд пробуренных скважин должен составлять – 5312 скважин. 1145 скважин должны быть нагнетательными, 3225 – добывающими, и количество скважин, составляющих резервный фонд – не более 800.

Параметры размещения при пятирядной системе пятирядного блочного заводнения:

Плотность сетки скважины при трёхрядной системе 58 га/скв., при пятирядной системе 42 га/скв.

Бурение резервного фонда происходит после полной разбурки основного фонда скважин.

В основном в начале разработки должны быть реализованы следующие способы разработки: с применением электро-центробежных насосов, фонтанный способ добычи, газлифтный способ добычи, добыча нефти с помощью штанговых глубинных насосов.

Так как фактические показатели разработки намного превзошли проектные, стало необходимым создание нового проектного документа

Комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения, которая предусматривала увеличение показателей накопленной добычи нефти, газа, газоконденсата, воды и всех основных технологических показателей технологической схемы разработки на 30% от предшествующих показателей выработки запасов.

Для горизонта БВ10 было принято решение перехода системы разработки с трёхрядной на пятирядную блочную, в блоках которых должны быть расположены участки очагового заводнения, обеспечивающие максимально плотную выработку запасов.

Всего, добавление очагового заводнения предусматривало размещение порядка сотни очагов заводнения. Общий фонд скважин насчитывал порядка 870 скважин.

Для горизонта БВ8 так же было принято решение уплотнения сетки скважин, однако уплотняющие скважины должны были размещаться в стягивающих рядах.

Организация площадного заводнения совместно с очаговым, позволило увеличить депрессию на пласт, что увеличило конечный дебит нефти по данному объекту. Фонд составлял порядка 820 скважин.

Для горизонта АВ были приняты решения по изменению линии сечения внутреннего контура нефтеносности. Разбуривание дополнительных нагнетательных скважин, а так же уплотнения сетки скважин в промежутке между внутренним и внешним контурами нефтеносности, такое решение так же повышало депрессию на пласт, за счет увеличения пластового давления жидкостью вытеснения. Основной фонд скважин составлял 590 скважин

Для горизонта АВ2-3 было организовано очаговое заводнение участков, с трудно извлекаемыми запасами. Расположение нагнетательных скважин было организовано размещением их двумя рядами по внешнему контуру газоносности. Основной фонд скважин составлял 590 штук.

Для горизонта АВ1-2 было принято решение о площадной системе заводнения в северной части, с использованием очагового заводнения, для южной части объекта использовалась блочная система заводнения с использованием пятирядной системы.

Таким образом основные усилия были направлены на увеличение потенциала по количеству добытой нефти, и наращиванию эксплуатационного фонда добывающих скважин.