Анализ и совершенствование системы сбора нефти и газа на Убинском месторождении

 
 
 

   Из  приводимой информации следует, что  разгазированные нефти Убинского  месторождения легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые и высокопарафинистые, малосернистые (массовое содержание серы превышает 0,5% только в отдельных пробах нефти пласта Т₂). Объемный выход фракций до 350⁰С достигает 50% (пласты Т₁ и Т₂) и 55% (пласты П и КВ).Технологический шифр нефтей (по ГОСТ 912-66):

     - пласт П и кора выветривания: IТ₁П₂;

     - пласты Т₁ и Т₂: IТ₁П₂ и IТ₂П₂.

     Таким образом, для подсчета запасов нефти  и растворенного газа, в целом  по месторождению, рекомендуются следующие  подсчетные параметры:

     Пласт П: - пересчетный коэффициент: 0,83;

     - плотность разгазированной нефти: 0,832 г/см³;

     - газовый фактор: 74,9 м³/т.

     Пласт Т₁: - пересчетный коэффициент: 0,82;

     - плотность разгазированной нефти: 0,839 г/см³;

     - газовый фактор: 73,8 м³/т.

     Пласт Т₂: - пересчетный коэффициент: 0,90;

     - плотность разгазированной нефти: 0,859 г/см³;

     - газовый фактор: 33,6 м³/т.

     Кора  выветривания: - пересчетный коэффициент: 0,82;

     - плотность разгазированной нефти: 0,834 г/см³;

     - газовый фактор: 71,5 м³/т.

 

3. технологическая  часть

3.1. Динамика основных  показателей разработки 

   Разработка  Убинского месторождения началась в 1973 году с Западной залежи, имеющий лучшие коллекторские свойства, по рядной системе разработки, сетка скважин 600*600 м. В настоящее время Убинское месторождение разрабатывается на основании проекта разработки, утвержденного Главтюменнефтегазом составленного на разработку всех залежей месторождения. За базовый вариант принята трехрядная система размещения скважин. Из-за резкой неоднородности коллекторов применена сетка скважин 400x400 м с избирательным заводнением. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3:1. Местоположение нагнетательных скважин на схемах размещения скважин представлено как при рядной схеме, но точное назначение скважин должно определяться по мере их разбуривания с учетом строения продуктивных пластов.

   За  прошедший период разбуриванием  были охвачены две залежи месторождения: Западная и Центральная. Юго-Восточная залежь – не разбурена.

   По  месторождению выделяется два этапа  разработки:

   Этап  I (1973-1986 годы). Западная залежь разбурена по рядной системе, Центральная залежь эксплуатируется одиночными скважинами. Фонд добывающих скважин не превышает 40.

   Максимальный  уровень добычи нефти в этот период был достигнут в 1976 году и составил 193,5 тыс.т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 2,6  %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,044.

   Этап  II (с 1987 года). На Западной залежи бурятся дополнительные скважины, центральная залежь разбуривается по проектной сетке 400x400 м.

   Максимальный  уровень добычи нефти в этот период был достигнут в 1990 году и составил 264,9 тыс.т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 3,6%. Накопленная добыча нефти по состоянию на 1.01.2004 года составила 4325 тыс.т, в том числе по Западной залежи добыто 2967,2 тыс.т, по Центральной залежи – 1358 тыс.т.

   Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению в целом на 1.01.2004, составил 0,095, в том числе по Западной залежи – 0,103, по Центральной залежи – 0,096.

   В настоящее время разбуривание месторождения  не завершено. По состоянию на 01.01.2004 года фонд скважин, пробуренный на месторождении, составил 327 скважин или 75,5% проектного фонда. Не разбурены юг Западной залежи и Юго-Восточная залежь.

   Западная  залежь.

   Залежь  разрабатывается с 1973 года по трехрядной системе разработки, сетка скважин 600x600 м, плотность сетки 36 га/скв. Начиная с 1986 года, на залежи пробурены дополнительные скважины, в результате чего сформировалась рядная, очагово-избирательная система разработки, плотность сетки в разбуренной части составляет 18,9 га/скв.

   На  первой стадии разработки, когда реализовалась рядная система, максимальный уровень добычи нефти, достигнутый в 1976 году, составил 164,2 тыс.т. После этого происходило снижение добычи нефти - до 62,8 тыс.т в 1985 году.

   Бурение дополнительных скважин, начатое в 1986 году, позволило увеличить годовую добычу нефти и стабилизировать обводненность. На этой стадии разработки максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1990 году и составил 233,5 тыс.т, темп отбора – 5,1 %.

   Длительное время (с 1978 по 1991 годы) залежь разрабатывалась при обводненности 40-50% и только с 1992 года происходит значительное увеличение обводненности: с 65,9% (1992 год) до 76,0% (1997 год).

   Конечный  коэффициент нефтеизвлечения, утвержденный ГКЗ, равен 0,182. извлекаемые запасы нефти  по Западной залежи составляют 4631,9 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы нефти на 1.01.2004 г. составляют 1892,7 тыс.т.   

   Центральная залежь

   Длительное  время (с 1975 по 1990 годы) залежь эксплуатировалась  одиночными скважинами.

   Начальные дебиты нефти по данной группе скважин изменялись в широком диапазоне от 7,2 т/сут до 90,9 т/сут, в среднем составляя 14,1 т/сут по скважинам, введенным в 1975 году и 58 т/сут по скважинам введенным в 1983 году. Входные дебиты по жидкости по этим скважинам составили: 14,9 т/сут (1975 год) и 58,0 т/сут (1983 год). За период эксплуатации до 1991 произошло снижение дебитов нефти на 62,2 % (10,7 т/сут вместо 28,3 т/сут), дебитов жидкости – на 61,5 % (17,7 т/сут вместо 46,0 т/сут). Накопленная добыча нефти на 1.01.91 года по данной группе скважин составила 459,9 тыс.т (46,0 т на одну скважину), жидкости – 624,1 тыс.т.

   Разбуривание  залежи по проектной сетке начато в 1991 году. По состоянию на 1.01.2004 г. действующий фонд по залежи – 51 скважина.

   Средние дебиты новых скважин, введенных в период с 1991 по 1996 годы изменялись в широком диапазоне:

    - по жидкости от 9,7 т/сут до 2,5 т/сут,  составляя в среднем 7,2 т/сут,  или 31,8% от дебитов жидкости  новых скважин, введенных на  Западной залежи  в период с  1986 года по 1990 год;

    - по нефти от 8,7 т/сут до 2,4 т/сут, составляя в среднем 5,0 т/сут, или 32,9% от дебитов нефти новых скважин Западной залежи.

   Максимальный  уровень добычи нефти был достигнут  в 1993 году и составил 124,8 тыс.т или  только 47% от максимального уровня Западной залежи Темп отбора – 5,3% от НИЗ. 

3.2. Анализ эффективности реализуемой системы разработки и работы добывающего фонда скважин 

   Месторождение разрабатывается на основании «Проекта разработки Убинского месторождения» и «Дополнительной записки к  проекту разработки», проектные решения которых предусматривали:

   По  разбуренной зоне - выделение одного эксплуатационного объекта (пласты Т₁+Т₂+КВ) - на Западной залежи и П+Т₁+КВ - на Центральной залежи;

   -совершенствование  системы заводнения за счет  перехода с трехрядной на очагово-избирательную,

   - соотношение фонда нагнетательных и добывающих скважин по Западной залежи - 1÷2, по Центральной -1÷2.7;

   - бурение трех вторых стволов,

   - выполнение комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов, включающего применение следующих технологий: осадкообразующее сульфатсодержащих составов, гелеобразующих сшитых составов, кремнийорганических эмульсионных составов, ГРП, ПАВ - кислотное воздействие, изоляции притока добывающих скважин эмульсионными составами;

   - режим эксплуатации скважин – давление на устье нагнетательных скважин 12 МПа, на забое добывающих скважин - 9 МПа;

   - проектный фонд скважин - 320 скважин.

   По  неразбуренной зоне – выделение одного эксплуатационного объекта – Т₁+Т₂;

   - применение семиточечной обращенной системы размещения скважин по сетке 600x600 м;

   - выполнение комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов;

   - забойное давление добывающих скважин - 9 МПа;

   - проектный фонд – 113 скважин (1 разведочная).

   По  состоянию на 1.01.2004 г. эксплуатационный добывающий фонд Убинского месторождения составил 127 скважин (в т.ч. 26 нагнетательных в отработке на нефть), из них фонтанных - 4, оборудованных электроцентробежными насосными установками (УЭЦН) - 27, штанговыми глубинно-насосными установками (УШГН) - 96 (табл. 3.2.1).

 

Таблица 3.2.1

Состояние эксплуатационного фонда добывающих скважин на 1.01.2004 г.

 

   Фактический фонд действующих скважин меньше проектного - 114 скважин вместо 127. В бездействии находятся 13 скважин, что составляет 10% от эксплуатационного фонда. 65 скважин находятся в консервации и 9 в контрольном фонде.

   Основной  способ эксплуатации скважин на месторождении - механизированный (97%), фонтанным способом эксплуатируется 3% добывающего фонда.

   Фонтанный фонд на месторождении составляет 4 скважины. Глубина спуска воронки  фонтанных лифтов - 597÷811 м выше интервала перфорации. Регулирование режимов работы скважин производится с помощью устьевых штуцеров диаметром 4÷7мм.

   Средний дебит фонтанных скважин по жидкости составил 3.4 м³/сут, при обводненности - 89.8%. Коэффициент эксплуатации равен единице, коэффициент использования - 0.75.

   Установками электроцентробежных насосов на месторождении оборудовано 27 скважин. Применяются насосы производительностью 25÷200 м³/сут и напором 1000÷1550м отечественного производства.

   УЭЦН  спускаются на глубину от 1290 до 1760 м, при средней глубине 1540 м. Динамический уровень жидкости изменяется от 144 до 1174 м, при среднем 667 м. Среднее погружение насосов под динамический уровень составляет 873 м. Средняя депрессия на скважинах по группе пластов Т₁+Т₂ составляет 8.1 МПа, по пласту П - 5.1 МПа, по КВ – 11.6 МПа.

   В области оптимальных динамических уровней работает 37% скважин, с динамическим уровнем выше среднего (более 900 м) эксплуатируется 30% фонда и 33% скважин - ниже среднего.

   Коэффициент эксплуатации фонда скважин, оборудованных  УЭЦН, составил 0.97, коэффициент использования - 1.0.

   УШГН  спускаются на глубину 400÷1450 м, средний динамический уровень по скважинам составляет 707 м. Средняя депрессия на скважинах, оборудованных УШГН, составила 7.6 МПа, в среднем по пласту Т - 7.3 МПа, по П - 7.8 МПа и 8.5 МПа - по КВ. Дебиты по жидкости изменяются от 0.1 до 20.1 м³/сут, в среднем составляя 6.6 м³/сут.

   Из  фонда скважин, оборудованных УШГН, 45% эксплуатируется с высокими динамическими  уровнями (в интервале выше 900 м), 32% фонда работает в оптимальном  режиме и 23% - с низкими динамическими  уровнями.

   Коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных УШГН, по состоянию на 1.01.2003 г. составил 0.95, коэффициент использования - 0.88.

   В простое находятся три скважины, 2 оборудованные УЭЦН и одна скважина УШГН, по следующим причинам: заклинивание насоса, остановка по распоряжению и малодебитность скважины.