Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Таблица 1.1.

Характеристика прерывистости, неоднородности и коллекторских свойств пласта D₄Росташинского месторождения

Пласт, пропласток	Характеристика прерывистости	Количество скважин	Толщины, м	Коэффициенты, доли ед.	Пористость по ГИС, доли ед.	Нефтенасыщенность, доли ед.
Общая	Эффективная	Эффективной толщины	Расчленеености	Кол-во скв.	Ср. знач.	Предел изм.	Кол-во скв.	Ср. знач.	Предел изм.
Среднее значение	Предел колебания	Среднее значение	Предел колебания
	Непрерывный		9,6	3,2-16	8,5	2-14,4	0,88	2,22		0,115	0,06-0,155	0,88	0,76-0,96
	Линзовидный		5,4	0,8-14,8	4,1	0,8-8,8	0,76	2,05		0,107	0,06-0,155	0,88	0,70-0,95

1.6.Геолого-физическая характеристика

продуктивных пластов

Продуктивные пласты Росташинского месторождения удовлетворительно освещены керном. В скважинах отобрано 1465 м керна, в том числе 810 м из продуктивных пластов. Вынос керна составил в среднем 48%.

По девонским продуктивным пластам освещенность керном в среднем изменяется от 28 () до 48% ().

Во всех скважинах проведены общие (1:500) геофизические исследования (стандартный каротаж, НГК, МБК и т.д.), а также детальные (1:200) исследования (БКЗ, МК, МБК и т.д.). Кроме того, по ряду скважин проведены такие дополнительные детальные работы (ИННК, МНК, ГГКГ и т.д.) и в отдельных скважинах – специальные исследования (ГИС, сопровождающие испытания).

Коллекторские свойства продуктивных пород изучены по 2108 лабораторным анализам керна на пористость и 1794 – проницаемость. Определено, что в пластах развиты коллекторы: поровые (в терригенных) и поровые с развитой кавернозностью и трещиноватостью (в карбонатном пласте ).

Так по нефтенасыщенным интервалам пласта исследовано 210 образцов на пористость и 154 образца на проницаемость, по пласту соответственно 229 и 201 образец, а по пласту – 176 и 164 образца. Коэффициент пористости определяется также по данным ГИС в достаточном количестве скважин. Сходимость значений пористости по керну и ГИС довольно высокая.

Учитывая это, а также то, что нефтенасыщенные пласты освещены керном на 24 40%, коэффициент пористости по этим пластам принимается по данным ГИС. Коэффициент нефтенасыщенности также принимается по данным ГИС. Значение нефтенасыщенности по керну и ГИС близки между собой за исключение пласта , где данные ГИС несколько выше, чем по керну. По водонефтяной зоне пласта коэффициент нефтенасыщенности принят равным 0,87.

Как показано выше, проницаемость пластов определялась по довольно значительному количеству образцов керна в поверхностных условиях. Затем по методическому руководству [6] для терригенных коллекторов была рассчитана проницаемость в пластовых условиях.

По карбонатному пласту проницаемость в пластовых условиях определена по аналогии с пластом Зайкинского месторождения, по которому было выполнено несколько десятков определений проницаемости в пластовых условиях на экспериментальной установке. В целом, для условий залегания пластов Росташинского месторождения проницаемость в пластовых условиях на 20 25% меньше проницаемости, определенной в пластовых условиях.

Полученные величины проницаемости в пластовых условиях рекомендуется для проведения гидродинамических расчетов.

В целом коллекторские свойства и коэффициент нефтенасыщенности по пластам , , и достаточно обоснованы, так как определялись по значительному количеству образцов керна и данных ГИС по 9-10 скважинам по каждому пласту.

Незначительная залежь пласта охарактеризована единичными образцами керна. Пористость и нефтенасыщенность по данным ГИС приняты соответственно 0,13 и 0,86.

Проницаемость по нескольким образцам керна составляет 0,24.

1.7.Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Характеристика нефти и газа Росташинского месторождения дается по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть». Расчеты дифференциального разгазирования в рабочих условиях проведены на ЭВМ ДВК-3 с использованием констант фазового равновесия.

Характеристика нефти и газа пласта дается по результатам исследований трех глубинных и трех поверхностных проб из скважин 173, 175, 178.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,5470г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 28,46 МПа, газосодержание 644,3 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,13 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,7771 г/см³, газовый фактор 543,4 м³/т, объемный коэффициент 2,1540, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,50 мПа*с.

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,32%) малосмолистая (1,21%), высокопарафиновая (7,06%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 62%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 1,58%, метана 68,04%, этана 18,12%, пропана 7,94%, высших углеводородов (пропан + вышие) 11,08%, гелия 0,0691%. Относительная плотность газа по воздуху 0,788.

Для характеристики вод продуктивных пластов были рассмотрены 5 проб вод из 2-х скважин.

Представленные результаты свидетельствуют о том, что по полному составу и физическим свойствам воды рассматриваемых пластов близки между собой. Плотность их находится в пределах 1,19-1,20 г/см³, минерализация 256-266 г/л, содержание кальция достигает 53,2 г/л.

По классификации Сулина В.А. рассматриваемые рассолы относятся к хлоркальциевому типу с высокой степенью метаморфизации.

Для вод рассматриваемых пластов были рассчитаны величины вязкости и объемных коэффициентов в пластовых условиях (по палеткам). Вязкость рассолов вниз по разрезу убывает от 0,87 до 0,81мПа*с, объемный коэффициент, наоборот, возрастает от 1,018 до 1,022.

Таблица 1.2.

Диапазон изменения вязкости, плотности и объемного

коэффициента от давления

Характеристика	Диапазон изменения
-
Вязкость, мПа*с	0,70-0,75
Плотность	1,154-1,172
Объемный коэффициент	1,033-1,0165

1.8. Подсчёт запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти осуществляется с помощью объёмного метода, который широко применяется при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

При объемном методе подсчета запасов нефти исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета начальных балансовых запасов нефти применяют следующую формулу:

Q_{бал нач}=F*h*m*β*ρ*θ, (1.1)

где Q_{бал нач} – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²,

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

β – коэффициент насыщения пласта нефтью; (коэффициент насыщения);

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:

θ =1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти)

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Q _{изв.нач}равны произведению величин начальных балансовых запасов Q_{бал нач} и конечного (проектного) коэффициента извлечения нефти η

Q_{изв нач} = Q_{бал. нач}* η (1.2)

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти считаются с учетом накопленного отбора нефти на дату расчёта (на 01.01.2009 года).

Начальные балансовые и извлекаемые запасы газа равны:

V_{бал нач}= Q_{бал нач}*Г (1.3)

Г – газовый фактор, м³/т

V_{извл нач}= Q_{изв нач}*Г (1.4)

Остаточные запасы газа считаются также с учетом накопленного отбора газа, попутно добываемого с нефтью.

Исходные данные для расчетов запасов нефти и газа пласта D₄ представляются в таблице 1.3, результаты расчётов в таблице 1.4.

В таблице 1.5 приведены основные геолого-физические характеристики пласта D₄.

Таблица 1.3

Наименование	Значение
Площадь нефтеносности, F, м²	64512,5
Нефтенасыщенная толщина, h, м	8,8
Коэффициент пористости, m, доли ед	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, b, доли ед.	0,923
Плотность нефти в пов.усл, g, т/м³	0,783
Пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные, q, доли ед.	0,457
Пластовый газовый фактор, Г, м³/т
Коэффициент нефтеизвлечения, h, доли ед.	0,576
Накопленная добыча нефти на дату составления проекта, Q_н, тыс.т
Накопленная добыча газа на дату составления проекта, V_г,тыс.м³

Начальные запасы нефти и газа:

Q_{бал нач}=64512,5*8,8*0,12*0,923*0,783*0,457=22500 тыс.т

Q_{изв нач}= 22500*0,576=12960 тыс.т

V_{бал нач}= 22500*555=12487,5 тыс.м³

V_{извл нач}= 12960*555=7192,8 тыс. м³

Остаточные запасы нефти и газа:

Q_{бал ост}=22500 - 9933 =12567 тыс.т

Q_{изв ост}= 12960 - 9933= 3027 тыс.т

V_{бал ост}= 12487,5 — 5512,8= 6974,7 тыс.м³

V_{извл ост}= 7192,8 — 5512,8= 1680 тыс м³

Таблица 1.4.

Результаты расчетов запасов нефти и газа

Наименование	Значение
Начальные балансовые запасы нефти, Q_{бал нач}, тыс.т
Начальные извлекаемые запасы нефти, Q_{извл нач}, тыс.т
Остаточные балансовые запасы нефти, Q_{бал ост}, тыс.т
Остаточные извлекаемые запасы нефти, Q_{извл ост}, тыс.т
Начальные балансовые запасы газа, V_бал, тыс.м³	12487,5
Остаточные балансовые запасы газа, V_бал, тыс.м³	6974,7

Основные геолого-физические характеристики пласта D₄

Таблица 1.5.

Параметры

Средняя глубина залегания
Тип залежи	пластовая, тектонически экранированная
Тип коллектора	Песчаник
Площадь нефтеносности, тыс. м³	64512,5
Средняя общая толщина, м	19,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8,8
Пористость, доли ед.	0,12
Средняя насыщенность нефтью (газом), доли ед.	0,983
Проницаемость, мкм²	0,042
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,74
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,9
Пластовая температура, ⁰С
Пластовое давление, МПа	47,90
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,13
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м³	0,547
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	2,1540
Содержание серы в нефти, %	0,32
Содержание парафина в нефти, %	7,06
Давление насыщения нефти газом, МПа	28,46
Газосодержание нефти, м³/т
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,85
Плотность воды в пластовых условиях, т/м³	1,192
Средняя продуктивность, 10 м³/(сут.)	56,0

Выводы

1.В соответствии с классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Росташинское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти является крупным, по геологическому строению – сложным.

2.Площади нефтеносности определены по структурным картам, составленным по кровлям верхних эффективных (нефтенасыщенных) пропластков. Такие подсчетные параметры, как пористость и нефтенасыщенность, определялись по ГИС и керну, удельный вес нефти, газовый фактор и пересчетный коэффициент – по данным анализов нефти и дифференциальному разгазированию. Коэффициент извлечения нефти обоснован технико-экономическими расчетами.

3.Характерной особенностью всех объектов разработки (кроме пласта ) Росташинского месторождения является: большая глубина залегания пластов (3340-4480 м), высокие начальные пластовые давления (48,7-49,6 МПа) и высокие пластовые температуры (62-87 ⁰С). Независимо от типа коллектора, нефтяные пласты обладают низкими емкостными характеристиками (коэффициент пористости 7,6-14 %), низкими фильтрационными характеристиками (коэффициент проницаемости 0,052-0,103 мкм²), высокой начальной нефтенасыщенностью (0,87-0,93) и средним коэффициентом литологической расчлененности. При пластовых условиях нефти легкие по плотности, маловязкие (0,1-1,1 мПа*с), газовый фактор составляет 512 м³/т () – 607 м³/т () (по пласту газовый фактор равен 131 м³/т), в основном малосернистые и высокопарафиновые (4-6,1 %).

4.Пласт представлен терригенными отложениями. Залежь – пластово-сводового типа, тектонически экранирована. Коэффициент проницаемости пород – 0,103 мкм², пористости – 12 %, коэффициент песчанистости – 0,74, расчлененности – 2,9. Глубина залегания объекта – 4290 м. Нефть в пластовых условиях является легкой, маловязкой (0,15 мПа*с), малосернистой, малосмолистой и высокопарафиновой. Давление насыщения нефти газом составляет 28,46 МПа, газосодержание – 555 м³/т. Высокое содержание парафина (свыше 6 %) может приводить к осложнениям при эксплуатации скважин, даже несмотря на высокое значение пластового давления (47,9 МПа) и температуры (83 ⁰С).

6.Запасы нефти рассчитанные объёмным методом составляют:

Балансовые – 22500 тыс.т

Извлекаемые – 12960 тыс.т

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1.Основные решения проектных документов

Росташинское месторождение в административном отношении расположено на территории Первомайского района Оренбургской области.

Разработку месторождения ведет НГДУ «Южоренбургнефть».

Оренбургской областной администрацией и геолком от 15.10.1989 года выдана лицензия ОРБ №00243НЗ на право пользования недрами Росташинского месторождения.

Проектным документом, согласно которому осуществляется разработка месторождения, служит «Технологическая схема разработки Росташинского нефтяного месторождения», выполненная институтом «Гипровостокнефть» в 1989 году и утвержденная Миннефтепромом (протокол ЦКР за №1366 от 27.12.1989 года).

Основные положения технологической схемы по рекомендуемому варианту разработки для рассматриваемой залежи нефти пласта Д₄:

-проектные уровни (1990 г.) добыча нефти 0,51 млн.т./год;

жидкости 0,52 млн.т./год;

-применение блоковых трехрядных систем по основным объектам с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием 700 м, вопрос об усилении систем заводнения и внедрения более жестких систем воздействия решить по результатам разбуривания и разработки залежей;

-применение нестационарного заводнения;

-давление на устье нагнетательных скважин – 20 МПа;

-способ эксплуатации скважин: фонтанный – в начальной стадии, с переходом в дальнейшем на эксплуатацию погружными центробежными насосами с газовыми сепараторами.

2.2. Анализ результатов гидродинамических

исследований скважин пласта D₄

Промысловые испытания разведочных скважин проводились с целью определения продуктивной характеристики нефтегазонасыщенных пород, параметров пласта по промысловым данным, физико-химический свойств пластового фонда. Продуктивность пласта изучена по результатам опробования и промысловым исследования 8 скважин.

По опробования пласта D₄ в 7 скважинах получен фонтанный приток безводной нефти, а в скв. 181 был получен приток пластовой воды в приконтурной зоне – 14,7 м³/сут при снижении динамического уровня 1252-1204 м. Исследования скважин проводились методом установившихся отборов на 3-4 режимах.

Режим пласта D₄ можно охарактеризовать так: на первом этапе разработки – упруго-замкнутый режим, а после снижения пластового давления ниже давления насыщения – режим растворенного газа. На поздней стадии разработки за счет однородности пласта D₄ возможно в небольшой степени проявления водонапорного режима.

Результаты промысловых исследований на объекте D₄ приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Результаты промысловых исследований

Наименование	Количество	Интервал измерения	Среднее значение по пласту
Скв.	Измерений
Начальное пластовое давление, МПа			46,75-49,31	47,9
Пластовая температура, ⁰С			81-87
Дебит нефти, т/сут			180,6-364,7	253,6
Обводненность вес, %
Газовый фактор, м³/т			255-926	543,4
Удельная продуктивность				0,42
Гидропроводность, м³10^-11/Пас				285,9
Пьезопроводность, 10⁴м²/с
Проницаемость, мкм²			0,015-0,049	0,042

2.3. Анализ текущего состояния разработки

Росташинское месторождение вступило в промышленную эксплуатацию в начале 1989 года. Динамика разработки пласта D₄ представлена на рис. 2.1. и в табл. 2.2.

Режим работы залежи нефти на первом этапе разработки – упруговодонапорный.

Разработка пласта D₄ запроектирована с поддержанием пластового давления.

По состоянию на 1.01.2009 г из объекта D4 добыто 9933 тыс.т. нефти или 76,6% от начальных извлекаемых запасов и 11334 тыс.т жидкости. В связи с падением пластового давления на 16,18 МПа с начала разработки (начальное P_пл=47,86 МПа, на 1.01.89 г. оно составило 31,68 МПа при давлении насыщения равном 28,46 МПа) с декабря 1991 года начата закачка воды в пласт. На 1.01.2009 г в объект D4 закачано 9488 тыс.м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 105%, с начала разработки – 84%. Вода в продукции добывающих скважин начала появляться в 2001 году, на 1.01.2009 г обводнённость продукции скважин составила 44,2%. В 1996 году наблюдается рост пластового давления, и на 1.01.09 г средневзвешенное пластовое давление по залежи равнялось 35,3 МПа. При падении пластового давления прослеживается и падение дебита.

За 2008 год среднесуточный дебит 1 скважины по нефти составил 87,4 т/сут, по жидкости – 156,5 т/сут.

На 1.01.2009 г коэффициент извлечения нефти составил 0,441. При выработке запасов (на указанную дату) в объеме 76,6% от НИЗ и накопленной компенсации отборов закачкой в объеме 84% актуальна проблема довыработки запасов нефти в обводненных зонах. Положение осложнено тем, что на ряде обводненных скважин (№№ 886, 910) были проведены работы по переводу на механизированную добычу, при этом в обоих случаях обводненность добываемой продукции составила 100%. Аналогичные результаты были получены при свабировании обводненных скважин №№ 806, 932. Вероятно, это связано с различными фазовыми проницаемостями коллектора по нефти и по воде. В 2009 г намечено выполнение программы – выравнивание профилей приемистости по нагнетательному фонду пласта D₄. В дополнение к этой программе планируется обработка призабойных зон ряда обводненных скважин (№№ 932, 886, 806, 2003) тем же реагентом, что и при выравнивании профилей приемистости, с последующим вызовом притока пластового флюида. При этом проницаемость по воде должна уменьшаться, что позволит при создании депрессии дренировать невыработанные нефтяные пропластки.

Несмотря на невысокие фильтрационные характеристики пласта D₄, благодаря очень малым значениям вязкости нефти и возможности создания высоких депрессий на пласт, удалось обеспечить высокие средние дебиты скважин по нефти. Отбор жидкости из пласта D₄ осуществлялся фонтанным способом.

Чтобы прекратить снижение пластового давления и стабилизировать дебиты скважин необходимо усиление системы заводнения. Для этого следует довести фонд нагнетательных скважин до проектного, в соответствии с рекомендациями технологической схемы разработки ввести под закачку разрезающий ряд нагнетательных скважин (что позволит компактно разрезать залежь и избежать неравномерно-зонального обводнения пласта и, как следствие, неравномерность выработки запасов нефти и роста обводненности жидкости), объемы закачиваемой воды должны обеспечивать расчетную компенсацию отборов жидкости закачкой.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В табл. 2.2 приведены данные для сопоставления проектных и фактических показателей разработки за последние 5 лет по залежи нефти пласта D₄ Росташинского месторождения.

За все годы рассматриваемого периода фактическая добыча нефти была ниже проектной в 1,6 раза. Основное различие связано с тем, что фактический фонд скважин оказался почти в 3 раза ниже запланированного. Несмотря на это добыча нефти и жидкости оказалась выше, чем могло бы сложиться при невыполнении плана разбуривания объекта, т.к. была занижена проектная производительность скважин. Так например, по жидкости почти в 5 раз, по нефти в 4 раза.

Динамика роста обводнённости продукции по факту значительно превышена. Это связано со сложным геологическим строением коллектора.

Таким образом, учитывая тот факт, что проект разработки по залежи нефти пласта Д4 составлен в 1989 году и с тех пор проектные показатели не уточнялись, есть необходимость их корректировки с учётом сложившегося состояния разработки.

Таблица 2.2

Основные показатели разработки залежи нефти пласта Д₄

Рис. 2.1

Таблица 2.2.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки пласта D₄

2.5. Прогноз показателей разработки залежи нефти пласта D₄

Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется на базе математического моделирования процессов, происходящих при вытеснении нефти из пласта. С этой целью используются математические модели нефтяной залежи.

В настоящее время имеются математические модели одномерные, двумерные и трехмерные, позволяющие учитывать разное количество фаз (двухфазные и трехфазные) и разное количество компонентов.

Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что модель пласта должна правильно отображать влияние наиболее существенных геолого-физических факторов и технологических параметров на ход процесса разработки. Так, например, при заводнении основными являются следующие геолого-физические факторы:

1. неоднородность коллекторских свойств пласта (проницаемости, пористости, начальной и остаточной нефтенасыщенности);

2. различие вязкостей нефти и воды;

3. характер вытеснения нефти водой;

4. наличие водо-нефтяных зон;

5. прерывистость пласта;

6. технологические параметры: вид системы заводнения (геометрия размещения скважин), плотность сетки скважин или удаленность добывающих рядов скважин от нагнетательных, перепад давления между ними.

Одна из более распространенных форм математических моделей нефтяного пласта, применяющихся при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением, является слоистая модель. Слоистая модель пласта – основа расчетных методик, используемых во многих институтах (ВНИИ, СибНИПИ, ТатНИПИ, Гипровостокнефть и др., а так же за рубежом) прошла широкую апробацию при проектировании большинства нефтяных месторождений. Рассмотрим в качестве примера модель нефтяного пласта, применяемую в институте «Гипровостокнефть», и возможность учета при ее применении перечисленных выше факторов. Согласно этой модели нефтяной пласт представляется состоящим из совокупности изолированных трубок тока, характеризующихся различными фильтрационными свойствами. Каждая трубка тока из этой совокупности оказывается состоящей из некоторого количества разно проницаемых элементов пласта. Эффективная проницаемость такой трубки тока определяется как средняя гармоническая величина составляющих ее элементов. Вид и параметры закона распределения проницаемости по объему пласта F(к)_тр зависят как от закона распределения проницаемости по объему пласта F(к)_о, так и системы заводнения (геометрии размещения скважин и расстояния между ними).

Учет влияния начальных водонефтяных зон в слоистой модели производится следующим образом. Контур питания (или нагнетательный ряд скважин) располагается у внешнего контура нефтеносности [25]. Наклонная поверхность водонефтяного контакта (ВНК) аппроксимируется ступенчатой поверхностью; при этом залежь оказывается состоящей из набора слоев с вертикальным ВНК, удаленным на различные расстояния в каждом слое. В каждой ступени, аппроксимирующей участок поверхности ВНК, выделяется полный спектр трубок тока, неоднородных по проницаемости и другим фильтрационным параметрам. Спектр неоднородности принимается одинаковым для всех ступенек. Величина водонефтяной зоны характеризуется параметром W:

где L₁ и L₂ – расстояние от эксплуатационного ряда скважин до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

При отсутствии водонефтяной зоны W=0; для залежей, подстилаемых пластовыми водами по всей площади («водоплавающих» залежей), при перфорации всей нефтенасыщенной толщины пласта W=1. Величиной W учитывается также степень вскрытия перфорации толщины пласта в скважинах, расположенных в водонефтяных зонах.

Формулы для расчета технологических показателей разработки для описаний модели пласта при условии, когда начальное положение водонефтяного контакта является наклонной плокостью, в параметрическом виде будут следующими.

Текущая и конечная нефтеотдача пласта:

(2.1)

Содержание нефти в добываемой продукции:

(2.2)

Относительное количество отработанной жидкости:

(2.3)

Коэффициент охвата пласта заводнением (степень выработанности активных запасов нефти):

(2.4)

Текущая величина отбора жидкости:

(2.5)

Время обводнения пропластка со значением , равны в сечении пласта L=L_ср определяется по соотношению:

(2.6)

В соотношениях (2.1) – (2.6) приняты следующие обозначения:

; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ;

где – параметр пропластка, по которому вода прорывается в эксплуатационную галерею в момент времени t_а в сечении пласта длиной L=L_ср; – параметр пропластка, по которому вода прорывается на тот же момент времени в сечении пласта длиной L=L_i; , и , – вязкости и относительные фазовые проницаемости для нефти и воды соответственно; , – средняя проницаемость пласта у контура нефтеносности в водонасыщенной зоне залежи, – средняя проницаемость в нефтенасыщенной части пласта; – плотность распределения параметра , являющегося комплексным показателем неоднородности коллекторских свойств пласта по трубкам тока; – коэффициент, учитывающий геометрические размеры залежи и перепад давления между контуром питания и эксплуатационной галереей; B – ширина залежи; h – средняя толщина пласта; – перепад давления между забоями добывающих и нагнетательных скважин.

Из соотношения (2.1) – (2.6) получается, как частный случай, формулы для расчета процесса заводнения при условии, что учитывается неоднородность пласта только по проницаемости (в этом случае принимается , тогда ) или при отсутствии водонефтяной зоны (L₁=L₂=L_ср).

Различие вязкостей нефти и воды, а также изменчивость их по площади залежи в слоистой модели учитывается в гидродинамических расчетах при прослеживании продвижения водонефтяного контакта по каждой трубке тока.

Характер вытеснения нефти водой (поршневой или непоршневой) учитывается в расчетах путем аппроксимации функций Баклея-Леберетта для различных кривых фазовых проницаемостей и дальнейшим прослеживанием изменения фильтрационных параметров, нефте- и водонасыщенности по каждой трубке тока с последующим суммированием показателей по всей совокупности трубок тока. При поршневом вытеснении фазовые проницаемости и насыщенности изменяются скачком после прохождения фронта вытеснения.

Из технологических параметров большое влияние на ход процесса заводнения оказывает вид системы заводнения, т.е. взаимное расположение на площади залежи добывающих и нагнетательных скважин. В математической модели геометрия потоков жидкости в систему скважин учитывается введением некоторой эквивалентной криволинейной галереи. Эта галерея строится на основе карт фильтрационных потоков однородной жидкости для конкретных областей фильтрации, схем расположения скважин и граничных условий для них (по данным расчетов на ЭВМ).

Аналогичным образом учитывается в модели и изменение плотности сетки скважин: с одной стороны изменяется характеристика неоднородности модели, с другой стороны – в результате прерывистости пласта – эффективная проницаемость и дренируемый объем пласта (коэффициенты и ).

Влияние перепада давления между скважинами, если оно обнаруживается по данным эксплуатации скважин, можно учесть изменением нижнего предела проницаемости включающихся в эксплуатацию слоев, т.е. в соответствие с зависимостью . В расчетной модели это отразится усечением слева закона распределения проницаемости по трубкам тока – и, соответственно с долей усечения – уменьшением объема дренируемых запасов нефти.

Выполнение гидродинамических расчетов по описанной модели на ЭВМ («Динамика – 1») не вызывает серьезных затруднений вычислительного характера, требует сравнительно небольшое количество машинного времени.

Важной особенностью данной модели пласта является сравнительная простота (по сравнению с двумерной моделью) в адаптации ее параметров по данным истории разработки и возможность автоматизировать все основные этапы проектирования разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, математическая модель пласта, основанная на слоистой схеме течения, является чувствительной к наиболее важным геолого-физическим факторам и технологическим параметрам систем разработки, достаточно достоверно отражает их изменение как качественно, так и количественно, и при соответствующей настройке может успешно применяться при проектирование разработки нефтяных месторождений с заводнением.

Динамика основных показателей разработки для залежи нефти пласта Д₄ представлена в табл.2.3,2.4. Расчёт показателей разработки осуществлялся при условии неизменного фонда скважин пробуренных с начала эксплуатации с учётом выбытия скважин по причине достижения предельной обводнённости. Отбор жидкости задан постоянным отбора жидкости в пластовых условиях на перспективу. Разработка объекта продлится до 2029 года.

Таблица 2.3

Характеристика основного фонда скважин по пласту Д₄

Таблица 2.4

Характеристика основных показателей разработки по пласту Д₄

Перевод всех скважин на механизированную добычу осуществится в период 2009-1012 г.г. Система разработки останется неизменной на весь оставшийся срок эксплуатации объекта.

Расчёт производился до предельной обводнённости продукуции скважин – 98,1%. При этом накопленный отбор нефти составит 12888 тыс.т, или 99,4% от начальных извлекаемых запасов нефти по пласту. Достигнутая нефтеотдача будет равна 57,2% (проектная – 57,5%). Накопленная добыча жидкости к концу эксплуатации залежи равна 27,98 млн.т. Вся добываемая вода будет утилизирована для целей поддержания пластового давления.

Фонд скважин на последний год разработки составит – 27 добывающих и 8 нагнетательных. Средний дебит нефти на одну скважину будет равен 3,5 т/сут, жидкости – 182,1 т/сут.

Выводы

Росташинское месторождение разрабатывается с 1989 г. Основным эксплуатационным объектом является пласт D₄. Разработка пласта ведется с поддержанием пластового давления. Залежь находится в первой стадии разработки.

Следует отметить безводный период работы залежи с 1989 по 1993 гг включительно.

Разработка по сегодняшний день ведется фонтанным и механизированным способом. По состоянию на 1.01.2009 г из объекта D₄добыто 9933 тыс.т. нефти или 76,6% от начальных извлекаемых запасов и 1402 тыс.т воды.

В связи с падением пластового давления на 16,18 МПа с начала разработки (начальное P_пл=47,86 МПа, на 1.01.96 г. оно составило 31,68 МПа при давлении насыщения равном 28,46 МПа) с декабря 1991 года начата закачка воды в пласт. На 1.01.2009 г в объект D₄ закачано 9488 тыс.м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 105%, с начала разработки – 84%.

Вода в продукции добывающих скважин начала появляться в 1994 году. Рост обводнённости происходил медленными темпами до 2002 года. По состоянию на 01.01.2009 г. обводнённость продукции скважин равна 44,2%

Средний дебит одной эксплуатационной скважины по нефти равен 87,4 т/сут, по жидкости – 156,5.

В работе произведено сопоставление проектных и фактических данных за период с 2004 по 2008 г.г. включительно, которое показало, что за все годы рассматриваемого периода фактическая добыча нефти была ниже проектной. Это связано с тем, что проект разработки составлен в 1989 году, тогда как проектные показатели невыполнены. Фонд скважин в 3 раза ниже проектного, а продуктивность скважин сильно занижена.

Проведённый расчёт перспективного плана добычи нефти показал следующее:

· Разработка объекта продлится до 2029 года

· Расчёт показателей разработки осуществлялся при условии неизменного фонда скважин пробуренных с начала эксплуатации с учётом выбытия скважин по причине достижения предельной обводнённости. Отбор жидкости задан постоянным отбора жидкости в пластовых условиях на перспективу

· Система разработки останется неизменной на весь оставшийся срок эксплуатации объекта

· Расчёт осуществлён до предельной обводнённости продукции скважин – 98,1%. При этом накопленный отбор нефти составит 12888 тыс.т, или 99,4% от начальных извлекаемых запасов нефти по пласту

· Достигнутая нефтеотдача будет равна 57,2% (проектная – 57,5%). Накопленная добыча жидкости к концу эксплуатации залежи равна 27,98 млн.т. Вся добываемая вода будет утилизирована для целей поддержания пластового давления.

· Фонд скважин на последний год разработки составит – 27 добывающих и 8 нагнетательных. Средний дебит нефти на одну скважину будет равен 3,5 т/сут, жидкости – 182,1 т/сут.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1.Состояние фонда скважин

По состоянию на 01.01.09 г. фонд действующих добывающих скважин составляет 31 единицу. Закачка воды осуществляется в 10 нагнетательных скважин.

Добывающий фонд на 80% работает фонтанным способом. В числе механизированных находятся скважины с обводнённостью более 30%. В дальнейшем весь фонд перейдёт в категорию механизированных.

На рисунках 3.1-3.3 представлено распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводнённости продукции. Анализ гистограмм показывает, что в настоящее время фонд скважин малодебитный по нефти и жидкости и малообводнённый.

Рис.3.1

Рис.3.2

Рис.3.3

3.2 Описание оборудования для добычи нефти

3.2.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Нефтедобывающая промышленность давно нуждается в насосах для отбора из скважин большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов, получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали больший напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса.

Скважинный центробежный насос приводится в действие погружным электродвигателем (рис.3.4). Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважине рядом с НКТ. Установка привода непосредственно около насоса позволила просто решить задачу передачи энергии от привода к скважинному насосу и использовать насосы большой мощности. Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом (ЭЦН) обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважин установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычи.

При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Использование этих методов в штанговых насосных установках значительно усложнено из-за наличия движущейся колонны штанг.

Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет в среднем до 320 сут. В ближайшие годы намечается увеличение межремонтного срока до 450 сут.

Скважинный насос многоступенчатый и имеет до 80-400 ступеней. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной электродвигатель - маслозаполненный, герметизированный. Для предотвращения попадания в него пластовой воды имеется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса. Валы имеют частоту вращения 2800-2950 мин.

Станция управления позволяет включать и отключать установку вручную или автоматически и отключать ее при аварийном режиме работы. Кроме того станция имеет приборы показывающие силу тока и напряжение

Все текущие ремонты скважин, оборудованных центробежными насосами, могут быть разделены на две группы:

- ремонты, связанные с выходом из строя погружного центробежного агрегата;

- ремонты, проводимые по эксплуатационным причинам.

Особое внимание необходимо обратить на фонд нагнетательных скважин, где ведется закачка сточной воды. Каждая нагнетательная скважина должна оборудоваться пакером, установленным под интервалом перфорации продуктивного горизонта, а межтрубное пространство заполняется водным раствором СНПХ-60-11.

На нефтяных скважинах необходимо вести исследовательские работы по определению присутствия посторонней воды в добывающей продукции.

При выявлении посторонней воды провести геофизические исследования и выполнить капитальные работы по изоляции места притока воды в скважину.

Эти мероприятия позволят обнаружить негерметичность колонн до возникновения стоков и своевременно отремонтировать их.

В процессе эксплуатации объекта возникают осложнения, связанные с выпадением парафина и солей, а также коррозией нефтепромыслового оборудования.

Рис. 3.4

При снижении температуры и давления растворяющая способность нефти по отношению к парафину уменьшается, это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу его в кристаллическое состояние.

Существенная роль при формировании парафиноотложений принадлежит дебиту скважин по нефти и степени ее обводненности. Низкие дебиты скважины и малая обводненность продукции способствует интенсификации парафиноотложений.

Практически замечено, что для низко дебитных скважин наиболее эффективны химические методы борьбы с парафином, для среднедебитных - механические и тепловые способы, высокодебитных – защитные покрытия.

Область применения УЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м³/сут. и высотой подъема 500 ¸ 2000 м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.

Установка состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемой в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:

- установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121.7 мм;

- установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

- установки группы 6 поперечным габаритом 140.5 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 148.3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6 ¸ 8.5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более + 90˚С (специального теплостойкого исполнения до + 140˚С).

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Насос - погружной центробежный модульный.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа ШЭД по ТУ16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТГТПН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

3.2.2 Оборудование фонтанных скважин

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

Наземное оборудование

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры (рис. 3.5).

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке‑трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте‑трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Арматура комплектуется запорными устройствами, а также регулируемыми или нерегулируемыми (сменными) дросселями. Допускается дооборудование запорными устройствами и обратным клапаном.

Пневмопилоты, входящие в комплект арматуры, обеспечивают перекрытие скважинной среды при регламентированном отклонении ее параметров от заданного режима эксплуатации скважины.

В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяются краны с конической пробкой и прямоточные задвижки со смазкой. Боковые отводы елки и трубной обвязки оканчиваются ответным фланцами для приварки к трубопроводу.

Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ.

При проектировании фонтанного способа добычи нефти необходимо решить ряд задач, связанных с подъемом жидкости от забоя к устью скважины, а именно:

при ф о н т а н н о й э к с п л у а т а ц и и

1) установить режимы работы фонтанных скважин на отдельных этапах разработки по проектным данным;

2) выбрать глубину спуска и диаметр НКТ;

3) определить устьевое противодавление, когда обеспечивается наибольший приток жидкости;

4) рассчитать забойное давление и обводненность, соответствующие

условиям прекращения фонтанирования.

Фонтанная арматура

Рис. 3.5

3.3. Расчёт по подбору скважинного оборудования

Наиболее известная методика, предназначенная для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН разработана Ю.И. Бородиным и Г.В. Афиногентовым.

В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, перекачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике – определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т. е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса.

В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных параметров скважины и насоса.

В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, перекачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методики - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на ходу, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:

(3.1)

где

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, [г/см³]:

, (3.2)

данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Может быть использована для условий в пределах не больше 10% по объёму. При , где