План разработки месторождения Каракудык

 

5.1. Условия фонтанирования

Для условия фонтанирования необходимо, чтобы средний объем  свободного газа, приходящийся на единицу  массы жидкости (Гэф) был больше или, по крайней мере, равен удельному  расходу газа, при работе подъемника на оптимальном режиме Rопт (Гэф ≥ Rопт). Учитывая, что Рзаб > Рнас, то выделение газа начинается не на забое, а в подъемнике на глубине Ннас, тогда условие фонтанирования следующее:

                 

где:

Г – газовый фактор, м³/т;

α – коэффициент растворимости, МПа ^–1;

Рнас – давление насыщения, МПа;

Ру - давление на устье;

nв - обводненность продукции, %;

pн – средняя плотность нефти, кг/м³;

d – внутренний диаметр НКТ, м;

Н – длина газожидкостного  подъемника.

Решая уравнение относительно Н, определяем глубину (Ннас), которая  по расчету соответствует давлению насыщения. При условии, что фонтанные  трубы спущены до интервала перфорации, минимальное давление фонтанирования на забое скважины определяется, как  сумма Рнас и гидростатического  давления столба жидкости от глубины  Ннас до башмака Нб:

, где 

pж - плотность жидкости, кг/м³.

В таблице 6.1.2.1 приведены  средние значения параметров для  расчета условий фонтанирования.

 

Таблица 6.1.2.1 – Исходные параметры

Параметры	I объект	III объект
	Горизонты Ю-I, II	Горизонты Ю-VIII, IX
Средняя глубина залегания, м	2640	3050
Пластовое давление, МПа	19.57	25.98
Давление насыщения, МПа	10	20
Плотность пластовой нефти, кг/м3	738	621
Плотность дегазированной нефти, кг/м3	823	817
Газовый фактор, м3/т	80.1	270.1
Плотность пластовой воды, кг/м3	1100	1100

 

На рисунке 6.1.2.1 приведен график зависимости минимальных  забойных давлений фонтанирования от устьевых давлений в подъемнике (НКТ) диаметром 73 мм, для скважин горизонтов Ю-I, II с обводненностью продукции от нуля до 30 %.

Как видно из графика, для  проектного пластового давления (19.57 МПа), фонтанирование скважин работающих с нулевой обводнённостью продукции, ограничено забойными давлениями от 15.7 до 19.5 МПа при устьевых давлениях  от 0.5 до 2 МПа. С увеличением обводнённости (от 0 до 30 %) предельные давления фонтанирования возрастают до значений (в среднем  на 3.2 МПа), при которых, создаваемая  депрессия не может обеспечить планируемый дебит и фонтанный способ становится нерациональным. При обводнённости более 30 % фонтанирование скважин прекратится.

На рисунке 6.1.2.2 приведен график зависимости минимальных  забойных давлений фонтанирования от устьевых давлений в подъемнике (НКТ) диаметром 73 мм, для скважин горизонтов Ю-VIII, IX с обводненностью продукции от нуля до 30 %.

Как видно из графика, для  проектного пластового давления (25.98 МПа), фонтанирование скважин работающих с нулевой обводнённостью продукции, ограничено забойными давлениями от 20.3 до 25.9 МПа при устьевых давлениях  от 5 до 8 МПа. С увеличением обводнённости (от 0 до 30 %) предельные давления фонтанирования возрастают до значений (в среднем  на 4 МПа), при которых, создаваемая  депрессия не может обеспечить планируемый  дебит и фонтанный способ становится нерациональным. При обводнённости  более 30 % фонтанирование скважин прекратится.

Значения предельных забойных давлений фонтанирования, рассчитанные по усредненным прогнозным данным, являются оценочными, и будут уточняться в процессе эксплуатации.

 

5.2. Выбор наиболее рациональной схемы площадного заводнения

Выбор и обоснование  расчетных вариантов разработки проведены, исходя из опыта реализации запроектированной на месторождении  системы разработки, оценки эффективности  применяемой на месторождении технологии поддержания пластового давления, а  также возможности применения новых  методов повышения нефтеотдачи  в зависимости от геолого-физических условий каждого из объектов разработки.

Вариант разработки всего  месторождения на естественном режиме не рассматривался, так как часть  месторождения эксплуатируется  при закачке воды и установлено, что естественный режим обеспечивает низкую нефтеотдачу и является неконкурентноспособным по сравнению с вариантами заводнения. Поэтому дальнейшие исследования по выбору варианта были направлены на оптимизацию  и выбор элементов базового варианта с применением заводнения, площадных  систем размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Выбор наиболее рациональной схемы площадного воздействия с  учетом влияния зональной и послойной  неоднородности по проницаемости продуктивных пластов на нефтеотдачу, производился с помощью следующего критерия: выбираемая схема за период, соответствующий  отбору одинаковых запасов нефти, должна обеспечить максимум среднего дебита скважин на пробуренную скважину и введенную в работу скважину. Его можно определить по формуле:

;

где:

;

 

 – коэффициент вариации, количественно характеризующий  послойную неоднородность пластов  по проницаемости эксплуатационного  объекта;

- коэффициент вариации, количественно  характеризующий зональную неоднородность  по проницаемости эксплуатационного  объекта наблюдающаяся между  соседними скважинами;

- коэффициент соотношения подвижности  вытесняющего агента и нефти;

m – рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин в элементе системы.

 

Величина критерия рациональности, Θ	Соотношение скважин в элементе, m	Система размещения скважин
13.68	1	5- точечная
10.32	2	7- точечная
9.98	3	9- точечная

Оценка критерия рациональности для объектов месторождения Каракудук  при послойной неоднородности 0.667 и зональной 1 и соотношения подвижностей нефти и вытесняющего агента 1.265 позволяет остановится на площадной 9-точечной схеме размещения скважин  с соотношением добывающих и нагнетательных

В дальнейшем выбранная  схема размещения скважин исследовалось  в диапазоне плотностей сеток 16 и 32 га /скв.

Из возможных систем внутриконтурного заводнения рассмотрены: размещение скважин по девятиточечной площадной схеме с плотностью сетки 16 га и 32 га на скважину.

 

5.3. Обоснование охвата процессом вытеснения, количества резервных скважин

 

Для расчета составляющих коэффициента охвата процессом вытеснения используются следующие формулы:

;

где - коэффициент, показывающий возможную долю разбуривания, и ввода в промышленную разработку разведанных геологических запасов водонефтяных зон. Часть геологических запасов нефти расположенных в зонах залежи с малой эффективной мощностью меньше некоторой минимальной (h_нmin/h_внз), установленной по соображениям экономического характера, не будет разбурена и введена в разработку:

;

;

где – предельная весовая обводненность эксплуатационной скважины;

m_H/m_B – соотношение вязкостей воды и нефти в пластовых условиях;

g_H/g_B – соотношение удельных весов вытесняемой нефти и вытесняющей воды пластовых условиях;

 – коэффициент дренирования  нефтяных пластов при данной  сетке размещениям нагнетательных  и добывающих скважин, учитывающий  хаотическую прерывистость пластов:

;

где m_p – число эксплуатационных рядов, находящихся в полосе между двумя нагнетательными рядами. При площадной и избирательной системе заводнения;

– доля общей площади продуктивного  пласта, занятая не коллектором, при  взаимном совершенно хаотичном размещении зон пласта-коллектора и зон пласта коллектора;

– линейный размер хаотического изменения  коллекторских свойств, км;

– нефтеностная площадь залежи приходящаяся на одну скважину, км²;

Под коэффициентом охвата процессом вытеснения понимается отношения  порового объема, охваченного процессом  фильтрации, ко всему поровому объему пласт

;

– коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах керна при достаточно большой  прокачке вытесняющего агента. Его  величина зависит от различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, проявляющегося в возникновении  капиллярных сил на контакте нефти  и агента, и от хаотической микронеоднородности  пористой среды.

Определение относительных  проницаемостей для нефти и газа, для нефти и воды для кернов, определение коэффициента вытеснения нефти водой, оценка влияния на проницаемость  пород закачки воды различной  минерализации выполнено на керне  из скважин №138, 178 в Core Laboratories. Кривые капиллярного давления определены в Core Lab и АО ”НИПИнефтегаз”.

Методики определения  названных параметров и результаты представлены в приложениях 2.4.1-2.4.2.

По результатам лабораторных исследований коэффициент вытеснения нефти в микрообъеме пласта для продуктивных пластов залежей юрских горизонтов был обоснован на образцах керна, принят на уровне 0.648 доли ед. (I и II объект) и 0.685 доли ед. (III и IV объект).

Произведение двух коэффициентов  К₁ и К₂ отражает почти мгновенное действие, происходящее, как только начинают эксплуатироваться скважины и подходит фронт вытеснения. С помощью этих коэффициентов из всех балансовых геологических запасов нефти можно выделить подвижные запасы, потенциально доступные извлечению при данной сетке скважин и при данном вытесняющем агенте.

Параметры для определения  охвата вытеснения по юрским продуктивным горизонтам составляют в среднем  W = 0.07, d = 0.250 м

Значение коэффициентов, рассчитанные для всех рассматриваемых  вариантов с учетом и геологического строения и неоднородности приведены  в таблице 4.4.1.

Во всех вариантах разработки предусмотрен резервный фонд. Резервные  скважины предусматриваются с целью  вовлечения в разработку запасов  нефти в отдельных линзах зон  выклинивания  и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в  пределах контура их размещения. Учитывая высокую зональную и послойную  неоднородность продуктивных пластов, число резервных скважин должно составлять 10% от основного проектного фонда.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Во время производственной практики я получил бесценные  знания по геологии данного месторождения, о способе разработке месторождения. Также на практическом уровне ознакомился  с системой разработкой месторождения, а также с цехом первичной  подготовки нефти, которая в данном месторождении является автоматизированным. Исследовал проблемы эксплуатации электроцентробежных  насосов в условиях высоких газовых  факторов и мехпримесей, и одновременно изучал возможные решение данной проблемы. В финальном презентации  сделал несколько предложении, в  особенности новой конструкции  УЭЦН с использованием трехпозиционного обратного клапана и фильтр-модуля, которая получила высокую оценку со стороны полевых инженеров.

Впечатления огромные, потому что не предполагалось что такая  месторождения как Каракудык  может быть полностью автоматизированным и иметь достаточно огромный число  скважин (237). Также поразил системы  первичной подготовки нефти, а также  достаточно развитая технология.

В качестве отзыва о компании могу сказать следующее. Сотрудники хорошо относились с нами, помогали и отвечали на наши вопросы по мере возможности, и проявляли заинтересованность в нашей учебе и практике. Но, тем не менее, есть и пожелания, во-первых, хотелось бы что, в организации существовала специальная программа, которая бы поддерживало бы обучение практикантов и всяческий содействовало бы исследованиям и развитию новых идеи со стороны студентов.

В общем я доволен результатом  прохождения своей преддипломной  практики.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

 

1. Проект разработки месторождения Каракудык. 2012г.
2. Регламент составления проектов технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 39-0147035-207-86, Москва 1995 г.
3. Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Каракудык. Книга II. ТЭО КИН. Отчет Лукойл Оверсиез, «Каспиймунайгаз», «КазНИГРИ». г.Актау, 2011г.
4. Гидродинамические модели коллектора месторождения Каракудык для оценки эффективности закачки сырого газа в пласт. С.Г. Джонсон, Д. Дексеймер, Л.М. Роу, Р.Д. Сустакоски. Хьюстон, 1992 г.
5. Н.П. Лебединец. Изучение и разработка нефтяных месторождений с терригенными коллекторами. «Наука». М. 1997. 396 с.
6. Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки месторождения Каракудык.