Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

диссертация

2.1 Текущее состояние разработки

На дату составления настоящей работы на государственном балансе по месторождению Алибекмола числятся запасы, утвержденные в ГКЗ РК от 01.08.1994 г. Подсчет запасов проводился по эксплуатационным объектам КТ-I, КТ-II-1 и КТ-II-2. После составления технологической схемы разработки в 2002 г., было пробурено большое число проектных скважин, что в корне изменило представление о геологическом строении месторождения. Карбонатная толща оказалась разделена на 12 гидродинамически изолированных пластов, и на сегодняшний день разработка карбонатной толщи представляет собой совместную эксплуатацию 12 самостоятельных пластов. Таким образом, анализ разработки выполнялся по каждому пласту. Для того чтобы рассчитать основные параметры, характеризующие степень выработки запасов и состояние разработки по пластам КТ-II, использовались запасы, оперативно подсчитанные по каждому пласту.

2006 2008 2009 2010 2011 2012

Рисунок 2.1 - Технологические показатели разработки

2.2 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

В основу нижеприведенных технико-технологических требований и рекомендаций к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин положены:

· характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости по варианту 1.600 (таблица П.4.5);

· характеристика основного фонда скважин по варианту 1.600 (таблица П.4.4);

· свойства пластовой нефти (таблица 2.3.2 и 2.3.3);

· физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (таблица 2.3.5 и 2.3.6);

· компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (таблица 2.3.8 и 2.3.9);

· сведения об ионном составе вод (таблица П.2.8);

· давления и температуры на устье добывающих скважин при фонтанном способе эксплуатации при дебитах скважин по нефти 5,6 - 56,3 т/сут. и обводненности 50 % (таблицы 6.1.1 - 6.1.4).

Требования и рекомендации к системе сбора продукции скважин

Система сбора продукции скважин выполнена с учетом требований РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» и должна осуществлять:

· замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

· однотрубный транспорт;

· полную герметичность процесса;

· максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Все скважины на месторождении - вертикальные. Поэтому, используя рис.1.6, план расположения скважин будет иметь вид (см. рис.2.2).

При конфигурации месторождения система сбора продукции скважин будет иметь вид, приведенный на рис. 2.2. Центральный пункт сбора - в центре месторождения. С каждой стороны ЦПС по четыре групповые замерные установки. К каждой АГЗУ подключено по 6-8 скважин.

Согласно рис.1.1 ближайшим к месторождению Алибекмола и наиболее изученным является месторождение Жанажол. Физико-химические свойства этих месторождений по пласту КТ-II близки. Поэтому ожидается близость реологических свойств водонефтяных эмульсий. Из материалов работы [1] следует ожидать, что в системе сбора продукции скважин водонефтяная эмульсия будет неустойчивой. Это можно ожидать и на месторождении Алибекмола. При температуре и давлении в системе сбора продукции скважин вязкости нефти и воды близки между собой. Поэтому меняющаяся обводненность практически не будет влиять на вязкость водонефтяной смеси.

Как следует из таблицы П.4.5 максимальная добыча газа приходится на 2005 г. Добыча жидкости удерживается примерно на уровне 2005 г. Почти десять лет. При этом количество добываемого газа уменьшается за этот период почти в три раза.

Рисунок 2.2 Схема сбора продукции скважин по объекту КТ-11

Оценка диаметров трубопроводов системы сбора продукции скважин сделана согласно схемы рис.2.2 по данным 2005 г.

При давлении на входе в ЦПС, равном 1 МПа, а на устьях скважин - 2 МПа, диаметры выкидных трубопроводов от скважин до АГЗУ составят 0,1 м, а сборных коллекторов - 0,4 м. Температура продукции скважин на входе в ЦПС ожидается равной 25 оС.

При содержании сероводорода в газе, равном 1,5 %, для выкидных трубопроводов, сборных коллекторов и нефтепроводов рекомендуется использовать стальные бесшовные горячедеформированные трубы из стали 20ЮЧ по ТУ 14-3-1600-89.

Скорость потока газоводонефтяной смеси на входе в ЦПС составляет 17 м/с. Для уменьшения скорости потока необходим успокоительный участок диаметром 1,4 м длиною примерно 150 м и депульсатор согласно РД 39-0004-90 того же диаметра.

Объем сепаратора первой ступени по тому же РД равен 100 мЗ.

Для автоматического измерения количества нефти и газа предлагаются групповые замерные установки АМ-8-400КМ по ТУ 25-6734.002-87.

При высоких скоростях потока в сборных трубопроводах локальной коррозии в нижней части трубопроводов по крайней мере до 2015 года не ожидается (см. РД 39-0147323 -89-Р). Защита от сероводородной коррозии внутренней поверхности трубопроводов, арматуры и оборудования предусматривается следующими мероприятиями:

· использованием оборудования в коррозионностойком исполнении;

· применением арматуры и труб из высоколегированных сталей;

· установкой блоков ингибиторов коррозии БР-2,5 на выкидных трубопроводах и сборных коллекторах.

При температурах в трубопроводах системы сбора продукции скважин около 30 оС асфальтеносмолопарафиновых отложений или образования кристаллогидратов не ожидается.

Неочищенный от сероводорода газ после компремирования предполагается закачивать в пласт.

2.3 Характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.07.13 г. на месторождении Алибекмола пробурено в общей сложности 77 скважин, из них на КТ-II - 59 скважин. В действующем фонде добывающих скважин имелось 42 скважины, из них давали продукцию 39 скважин, 3 скважины находились во временном простое. В бездействии находились 2 скважины. Коэффициент использования фонда добывающих скважин составил 92,8 %.

В нагнетательном фонде находилось 10 скважин, из них под закачкой 9 скважин, во временном простое одна скважина №210.

Таким образом, общий эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин равен 54.

Состояние фонда скважин на месторождении Алибекмола по состоянию на 01.07.2012г. показано в таблице 2.3.

На дату отчета 40 добывающих скважин эксплуатируются фонтанным способом, 4 скважины №№26,56,58,130 переведены на газлифтный способ добычи нефти. А также в сентябре 2006 г. намечено перевести на эксплуатацию ЭЦН две скважины № 137 и 139.

По состоянию на 01.07.12 г. средний дебит добывающих скважин составил 69,9 т/сут. Дебиты отдельных скважин изменяются в широких пределах, в таблице 2.1. показано распределение фонда добывающих скважин по среднесуточным дебитам нефти на эту же дату. Дебиты скважин в процессе разработки быстро снижаются.

В таблице 2.2 по состоянию на 01.07.12 г. дано распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти. Из нее видно, что накопленная добыча нефти по скважинам также изменяется в широких пределах. Все это объясняется высокой неоднородностью эксплуатационного объекта, в связи, с чем коэффициенты продуктивности скважин очень сильно меняются.

На листах 18-35 приведены карты текущих и накопленных отборов по пластам объекта КТ-II, на этих картах даны также текущая и накопленная закачка воды по нагнетательным скважинам.

Таблица 2.1

Распределение фонда добывающих скважин по среднесуточным дебитам нефти на 01.07.20012г.

Дебиты нефти, т/ сут

до 30

от 30 до 50

от 50 до 100

от 100 до 150

от 150 до 200

Количество

10

11

12

8

3

№ скважин

61, 62, 106, 108, 113, 129, 130, 137, 139, 206

8, 27, 51, 56, 64, 118, 119, 121, 141, 145, 208

9, 10, 53, 103, 122, 127, 134, 135, 142, 144, 147, 148

26, 28, 58, 107, 111, 116, 136, 143

109, 115, 213

Таблица 2.2

Распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти

Накопленная добыча нефти, т/ сут

Меньше

10 тыс.т

10-50 тыс.т

50-100 тыс.т

100-200 тыс.т

Свыше 200 тыс.т

Количество

9

25

10

6

3

№ скважин

103, 104, 106, 129, 137, 139, 145, 206, 62

107, 108, 113, 118, 119, 121, 122, 127, 130, 134, 144, 147, 178, 201, 207, 208, 209, 211, 213, 27, 54, 61, 64, 8, 9

109, 111, 116, 135, 141, 142, 143, 210, 28, 56

10, 115, 136, 204, 26, 58

51, 52, 55

Из рассмотрения таблицы 2.2 следует, что большинство добывающих скважин по состоянию на 01.07.2012 г. добыло от 10 до 50 тыс.т нефти. Только по трем скважинам накопленная добыча нефти превышает 200 тыс.т. Отмечается довольно четкая закономерность, что скважины, которые вступили в эксплуатацию в начале разработки месторождения, когда пластовое давление было высоким, имели высокие начальные дебиты, а скважины, которые начали эксплуатироваться в последние годы, отличаются невысокими дебитами. Аналогично распределяется и накопленная добыча нефти - наибольшая добыча нефти наблюдается по скважинам, вступившим в эксплуатацию в начале разработки месторождения.

Таблица 2.3

Состояние фонда скважин по месторождению Алибекмола на 01.07.2012г.

Категория скважин,

способ эксплуатации

КТ - II

Всего по

месторождению

1

2

3

Дающие продукцию -

8, 9,10,26,27, 28, 51, 53, 56,58,61,64,

12

фонтанные

106,107,108,109,111,113,115,116, 118, 119,

10

121,122,127,134, 135,136,139,

7

141,142,143,144,147,148, 208,

7

103,145,206,

3

Итого дающие продукцию

39

39

Во временном простое

137,129,104,

Итого во временном простое

3

3

Итого действующий фонд

42

42

В бездействии

62,130,

Итого в бездействии

2

2

Итого добывающий фонд

44

44

Нагнетательные скважины

52,54, 55, 201,204, 210,211,207,209,213,

10

Под закачкой

52,54,55, 201,204, 207,211,209,213

9

Итого под закачкой

Во временном простое

210

1

Итого во временном простое

Итого действующий фонд

10

10

В бездействии

Итого в бездействии

Итого нагнетательный фонд

10

10

В консервации

Итого в консервации

Итого эксплуатационный фонд

54

54

Скважины,

в бурении

№№205,203,138

3

находящиеся

в освоении

в процессе

в аварии

бурения

закончен. бурен.

212,131,

2

реанимация

в консервации

Ликвидирован-

по геолог. прич.

ные скважины

по техн. прич.

18

Итого

5

ВСЕГО ПРОБУРЕНО

59

77

Делись добром ;)