Анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения

        На месторождении по проекту  опытной эксплуатации осуществляется  разбуривание первоочередных участков по треугольной сетке размещения скважин 500х500 м. Завершается разбуривание участка в районе скважины 15р.

        По согласованию объединений  «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для всего месторождения применить трехрядную систему заводнения.

        Поэтому при уточнении технологических  показателей северной части месторождения был принят следующий вариант разработки:

• схема размещения скважин по треугольной сетке с расстоянием 500х500 м между скважинами (21,6 га/скв);
• система заводнения трехрядная, ориентация рядов субмеридиональное – поперек простирания структуры;
• способ добычи нефти механизированный с начала разработки;
• доведение соотношения добывающих скважин к нагнетательным к моменту разбуривания до 2,4 за счет закрытия блоков со стороны внешнего контура нефтеносности, дополнительного разрезания (при необходимости) эксплуатационных полос на блоки, близкие к квадратам, организации отдельных очагов на возможные линзы коллекторов и для дифференцированного воздействия на пропластки. Возможно также закрытие эксплуатационных полос (формирование блоков) через одну со стороны р. Обь с правобережья и в шахматном порядке с левобережья для возможности использования запасов нефти в подрусловой части. Возможность последнего предложения необходимо оценить после разбуривания месторождения и изучения его гидродинамической характеристики. Другими словами, интенсивность воздействия трехрядной системы доводится до уровня площадной семиточечной на момент завершения бурения и выхода на максимальный уровень добычи нефти. В дальнейшем интенсивность наращивается с целью удержания максимальной добычи нефти.

      Резервный фонд скважин принят в размере 20 % от основного. Использование его предусматривается по следующим направлениям: дифференцированное воздействие по пропласткам, организация приконтурной и законтурной закачки для закрытия блоков, бурение добывающих и нагнетательных скважин на отдельные линзы коллекторов, на выявленные в процессе разработки застойные зоны, на дополнительное разрезание эксплуатационных полос. В число резервных включены специальные скважины (поглотительные).

      Для улучшения нефтевымывающих свойств  с начала разработки предусматривается закачка сеноманской воды в объеме не менее 0,2 порового объема.

      Разработка  месторождения ведется с 1986 года согласно «Технологической схеме разработки Покамасовского месторождения», составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР – протокол №1022 от 18.05.83 г и «Дополнительной записки к технологической схеме разработки», утвержденной ЦКР –протокол №1266 от 10.08.87 г, составленной вследствие раздела территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Татнефть» и п/о «Нижневартовскнефтегаз».

      Утвержденный  вариант дополнения имеет следующие принципиальные положения и технологические показатели:

• в разрезе месторождения выделен один эксплутационный объект – пласт ЮВ₁(1),
• размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м,
• общий проектный фонд 520 скважин (из них 297 добывающих, 124 нагнетательных, 84 резервных и 15 водозаборных),
• проектный уровень добычи нефти – 1460 тыс.т/год,
• проектный уровень добычи жидкости – 3885 тыс.т/год,
• проектный уровень закачки воды – 5336 тыс.м³/год.

          Исходные данные варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения приведены в таблице 3.1.

                                                                                                          Таблица 3.1 

      Основные  исходные характеристики варианта разработки для уточнения 

      показателей по северной части месторождения, пласт ЮВ₁

Характеристики	Величина
Режим разработки  Система размещения скважин, сетка МхМ Плотность сетки  скважин, 104 м2/скв Коэффициент охвата процессом вытеснения Коэффициент заводнения Соотношение скважин, доб/нагн. Режим работы скважин:      добывающих (забойное давление), МПа      нагнетательных (устьевое давление), МПа Коэффициент использования  фонда скважин Коэффициент эксплуатации:      добывающих  фонтанных      добывающих  механизированных (ЭЦН и ШГН) Условия отключения скважин, % воды Условия окончания  разработки     Коэффициент компенсации  закачкой отбора  Проектный фонд скважин:       Добывающих       нагнетательных      резервных  и специальных      водозаборных      всего  Объем бурения                                                                                  Охранная зона р. Обь – невозможно бурение скважин:      Добывающих      нагнетательных Использование сеноманской воды для ППД Применение циклического заводнения	Вытеснение  нефти водой Трехрядная, 433х500 21,6 0,923 0,764 2,4  20 18 0,87  0,98 0,925 98 достижение  утвержденной нефтеотдачи 1,3
	С1 осн. залежь	С1 зап. участок	С2	С1 + С2
	183 77 52 15 327	38 16 11 3 68	76 31 21 7 135	297 124 84 25 530
	1987 г – 167 тыс.м или 54 скважины, далее по 300 тыс.м или по 96-97 скважин  53 20 с начала закачки с начала разработки

 

Таблица 3.2 

Показатели  разработки Покамасовского месторождения 

№	Показатели	Ед. изм.	2007	2008	2009	2010
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54	Добыча нефти  всего В том числе из перешедших                      из новых скважин Ввод новых  скважин – всего В том числе  из экспл. Бурения                      из нагнетател. Бурения                      из разведочного бурения                      из освоения пр. лет                      из резервного бурения Дебиты новых  скважин Число дней работы новых скважин Средняя глубина  новых скважин Эксплуатационное  бурение   в т.ч.  добыв. скв.     вспомог-х  скв.   из них  нагнетател. под закачку Выбытие из вновь  введенных скв. Количество новых скв. на конец года Дни работы перешедших скважин Добыча нефти  из новых скв. Пред. г.   то же  из перешед. скв. пред. Года  Суммарная добыча нефти из перешед. скв. Добыча нефти  из перешед. Скв. данного Падение добычи нефти Процент падения  добычи нефти Мощность новых скважин Действ. фонд доб. скв. на конец года   в т.ч.  нагнет. в отработке Экс. фонд доб. скв. на конец года   в т.ч.  нагнет. в отработке Выбытие доб. скв. – всего   в т.ч.  под закачку Добыча нефти  с начала разработки Добыча нефти  от начал. Извлек. запасов Темп отбора от начал. извлек. запасов Темп отбора от текущ. извлек. запасов Среднегодовая обводненность (вес.)   то же  из новых скважин     из  перешедших скважин Добыча жидкости всего   то же  из новых скважин     из  перешедших скважин Закачка воды Средний дебит  действ. скв. по нефти   то же  переходящей скв. по нефти Средний дебит  действ. скв. по жидкости   то же  по новым скважинам   то же  по преходящим скважинам Ввод нагнетательных скважин  Фонд нагнет. скв. на конец года Перевод скв. на мех. Добычу Фонд мех-ых скв. на конец года Добыча нефти  мех-ым способом Добыча жидкости мех-ым способом	тыс.т. тыс.т. тыс.т. шт шт шт шт шт шт т/сут дни м тыс.м тыс.м тыс.м тыс.м шт шт дни тыс.т. тыс.т. тыс.т. тыс.т. тыс.т. % млн.т. шт шт шт шт шт шт тыс.т. % % % % % % тыс.т. тыс.т. тыс.т. тыс.м3 тыс.т. тыс.т. тыс.т. тыс.т. тыс.т. шт шт шт шт тыс.т. тыс.т.	633,2 633,2                                347 0,8 956,1 956,9 633,2 -323,7 -33,8  164 13 233 23 25 2 8779,2 30,5 2,2 3,1 43,3  43,3 1117,0  1117,0 3490,8 11,3 11,3 20,0  20,0  122  210 596,6 929,2	438,8 438,8                                347 0,0 633,2 633,2 438,8 -194,4 -30,7  163 9 232 22 9 2 9218,0 32,0 1,5 2,2 53,9  53,9 952,7  952,7 3073,2 9,0 9,0 19,6  19,6 2 124  201 380,2 715,7	310,3 309,3 1 2          1,6 316,0              347 0,0 438,8 438,8 309,3 -129,5 -29,5  154 15 229 40 20 1 9528,3 33,1 1,1 1,6 67,7 93,7 67,2 960 16 944 2045 6,3 6,3 19,4 25,1 19,3 1 129 2 229 310,3 960	233 233                                347 1,1 309,3 310,4 233 -77,4 -24,9  169  224  10  9761,3 33,9 0,8 1,2 76,6  76,6 996 0 996 2070 4,4 4,4 19,0  19,0  129  224 233 996

      По  состоянию на 01.01.2010 на месторождении пробурено 473 скважины, из них 253 добывающие, 166 нагнетательные и 54 прочие.

          Фактический уровень добычи нефти  – 438,8 тыс.т.

          Накопленная добыча составляет 9218 тыс.т.

          Покамасовское месторождение занимает  площадь 8704,9 га, которая принадлежит  Куль-Еганскому лесхозу.

      3.2. Балансовые запасы нефти

 

          Подсчет запасов нефти и растворенного  газа по состоянию на 1.01.1979 г  был выполнен Главтюменьгеологией  МинГео РСФСР и утвержден протоколами ГКЗ СССР №8238, №8300 от 21.02.79 г. Начальные балансовые (извлекаемые), запасы нефти составляли по категории С1 – 163356 (75920) тыс.т, по категории С2 – 12765(4885) тыс.т.

          В 1986 году в связи с разграничением  территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Нижневартовскнефтегаз» и п/о «Татнефть» (протокол от 11.06.86 г) произведен раздел начальных извлекаемых запасов нефти и растворенного газа (акт от 4.12.86 г). Для п/о «Татнефть», который впоследствии преобразовался в п/о «Лангепаснефтегаз», начальные извлекаемые запасы нефти составляли: категория С1 – 35442 тыс.т, С2 – 4885 тыс.т.

          По состоянию на 30.06.90 г на месторождении  произведен пересчет запасов  фирмой «Икар» г. Томск. В  результате проведенных работ была осуществлена доразведка участков с запасами категории С2, уточнена линия выклинивания коллекторов продуктивного пласта в восточной части месторождения, более детально изучено геологическое строение залежи и уточнены ее контуры.      Эта работа предлагалась на рассмотрение в ГКЗ, но не была утверждена.

          На 01.01.2010 г на балансе РФ ГФ в части месторождения, переданной для разработки п/о «Лангепаснефтегаз», числятся начальные балансовые (извлекаемые) запасы нефти категории ВС₁ в объеме 60459 (28786) тыс.т. Изменения запасов и контуров нефтеносности произошли вследствие оперативного пересчета запасов (протокол ЦКЗ №38 от 22.02.94 г), который базируется на материале пересчета запасов, выполненного коллективом кооператива «Икар» г.Томск.

          Объем запасов нефти и подсчетные параметры приводятся в сводной таблице 3.3.

        Таблица 3.3. 

      Сводная таблица подсчетных параметров и  начальных запасов нефти 

      Покамасовского  месторождения, числящиеся на балансе РФ, по состоянию на 01.01.2010 г.

Пласт	Кате- гория запасов нефти	Пло-щадь нефте- нос- ности, тыс.м2	Нефте- насы -щенная толщи-на, м	Коэффициенты, доли ед.			Плотнос-ть неф-ти, т/м3	Нача-льные балансзапасы нефти, тыс.т	Коэф. извле чения нефти, доли ед.	Начал. извлек. запасы нефти, тыс.т	Газовый факт-ор, м3/т
				Порис -тости	Нефтенасы- щен- ности	Пересчетный
ЮВ1	ВС1	86324	7,8	0,19	0,69	0,810	0,840	60459	0,48	28786	95

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

      4.1. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов

 

      На  современном этапе разработки месторождения  добыча нефти на уровне плана осуществляется за счет интенсификации отбора жидкости высокопроизводительными и высоконапорными установками ЭЦН. Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 81 скважины. Коэффициент эксплуатации, в период с 1997 по 1998 год изменился незначительно, с 0,878 до 0,861.    

      Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе  и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-   и износостойкости.

      Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти состоит из погружного электродвигателя, гидрозащиты, многоступенчатого насоса и кабельной линии, спускаемых на насосно-компрессорных трубах в скважину, а также наземного оборудования, станции управления и трансформатора. Центробежный многоступенчатый электронасос сообщает откачиваемой жидкости требуемый напор.