Анализ оптимизированного фонда скважин

ВВЕДЕНИЕ

Самотлорское нефтегазоконденсатное  месторождение открыто 29 мая 1965 года. По объему геологических и извлекаемых  запасов является самым крупным  в России. Месторождение введено  в эксплуатацию 2 мая 1969 года.

Максимальная добыча нефти на Самотлорском месторождении достигнута в 1980 году в объеме 150,3 млн. тонн, максимальный отбор жидкости – в 1989 году 516,3 млн. тонн.

Разработка Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения принесла бюджету  государства более 250 млрд. долларов США при затратах на его освоение и эксплуатацию не превышающих 50 млрд. долларов США.

Разработку уникального месторождения  с геологическими запасами нефти  свыше 6 млрд. тонн в течение 30 лет  осуществляли при постоянном дефиците материально-технических средств, необходимых для полного в соответствии с проектом обустройства и технологически обоснованной эксплуатации месторождения. Наращивание объемов добычи нефти осуществляли в целом ряде случаев за счет упрощенных технических решений, особенно при защите оборудования и трубопроводов от коррозии.

Несоответствие расчетных и  построенных трубопроводных сетей  по диаметру, удешевление строительства  за счет изменения сортамента сталей, применение труб без антикоррозионного  покрытия, отказ от ингибиторной защиты - все это предопределило в последующем частую аварийность системы, ее неблагоприятное влияние на экологию.

При бурении скважин  ориентировались на скоростные методы проводки скважин в ущерб качеству их строительства, особенно в части  крепления, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Редкие сетки размещения скважин вплоть до 1985 года обеспечивали извлечение нефти исключительно из высокопродуктивных объектов. Основной объем добычи нефти определяли около 4 тысяч высокодебитных скважин, пробуренных в центральной части месторождения. Бурение уплотняющих скважин началось более чем с десятилетним опозданием,  при снижении дебитов нефти новых скважин до 10 т/сут. Разбуривание месторождения по проектной сетке скважин по существу прекратилось, 2655 проектных скважин остаются непробуренными до настоящего времени.

В результате, к настоящему времени отобрано более 80 % извлекаемых  запасов, содержащихся в высокопродуктивных коллекторах (пласты А_4-5, Б₈) в то время как из остальных менее продуктивных пластов отобрано только 54,6 %.

Для дальнейшей грамотной  разработки месторождения, достижения проектных показателей, в том  числе утвержденного коэффициента извлечения нефти в рамках заключенного «Соглашения о разделе продукции» предполагается возобновить буровые  работы и реализовать программу комплексной реконструкции нефтепромысловых объектов, ориентированную на применение наиболее совершенных технических решений, видов оборудования и технологий.

При  отсутствии  финансирования, для  замены  устаревшего  оборудования  и  для  внедрения  новых  технологий, необходимых  для дальнейшей  разработки  месторождений,  на  фоне  увеличения  себестоимости  продукции  на мировом рынке, для нефтегазодобывающих  предприятий   большое  значение  приобретает  поддержание  в  рабочем  состоянии  действующего  добывающего  фонда  скважин,  за счет  увеличения  его  межремонтного  периода, и  постоянного  контроля  за  работой  скважин, что в свою  очередь  уменьшает  затраты, связанные  с  работами производимыми  цехами текущего  и  капитального  ремонта  скважин, уменьшает  потери  добычи, связанные  с простоем  скважины  в  ожидании  ремонта.

В настоящее время  залежи основных эксплуатационных объектов АВ1-2, А4-5 и БВ8 находятся в 4-ой стадии разработки, характеризующейся снижением  добычи нефти, прогрессирующим обводнением продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ эксплуатации, выбытием скважин из действующего фонда.

^{Целью данного курсового  проекта является подбор, обоснование  оптимальных технологических  режимов и анализ работы добывающих скважин с УЭЦН по объекту АВ_4-5 Самотлорского нефтегазового месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «Самотлорнефтегаз» в 2011-2012} г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА  МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

Самотлорское нефтегазовое месторождение  находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного  округа Тюменской области, в 750 км. к  северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км. от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые – Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 1.1).

Рис. 1.1 Карта района работ

Географически район  месторождения приурочен к водоразделу  рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км²), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием  хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный  с коротким прохладным летом и  продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя  годовая температура воздуха  составляет -3 °С. Наиболее холодным месяцем года является февраль  (-23°С), самым теплым - июль (+18°С). Абсолютный минимум температур -49°С был зарегистрирован в январе, абсолютный максимум +39 °С - в июле.

Населенные пункты непосредственно  на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г.Нижневартовск, г.Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу р. Оби в 35-ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси.

Основными отраслями  хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

^{На  Самотлорском месторождении  выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах}: АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₇, БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀, БВ_19-22, ЮВ_1-2[1]. Основные запасы нефти, их большая часть, сосредоточены в продуктивных пластах АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3,  АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀, ЮВ₁. Геологический профиль Самотлорского месторождения по основным продуктивным горизонтам показан на рисунке 1.2.

Рис. 1.2. Геологический  профиль Самотлорского месторождения  по линии I-I

 

Пласты  ЮВ₁¹ и ЮВ₁²

^{Промышленные  запасы нефти пласта ЮВ₁2 установлены: на Самотлорской залежи ВНК принят на отметках -2316 м (север) и -2310 м (юг), в среднем на отметке -2313 м. Размеры залежи 6х3 км, высота 66 м, средняя нефтенасыщенная толщина 13,5 м, тип залежи пластово-сводовый.}

^{По  материалам ГИС и  опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ₁1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.}

^{На  Белозерной площади  установлено две  залежи: в районе скв. 1047Р и 13903. ВНК принят на а.о. -2322м и -2369м,соответственно.}

^{На  Северо-Белозерной площади  выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.}

^{Залежь  в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК  с севера на юг и  проводится на а.о. -2399м  – -2404м. Размеры 1,4х3,5км, высота 28м.}

^{В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке -2352м. Размеры залежи 1,1х0,75км, высота 7м.}

^{Залежь  в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. -2353м. Размеры 1,6х0,9м, высота 11м.}

^{На  залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245, ВНК принят на отметке -2345м. Размеры  залежи 1,4х0,7км, высота 11м.}

Пласт БВ_19-20

^{К этим пластам приурочены две самостоятельные  залежи нефти. Водоплавающая  залежь, выявленная в своде Самотлорской структуры, имеет  размеры 2,25х4,4 км. Высота ее 60 метров. ВНК принят условно на отметке}

^{-2195 метров. В пределах залежи разрез ачимовской толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.}

^{На  Самотлорской площади  эффективная толщина  ачимовской толщи  меняется незначительно, в среднем составляя 27,3 метра.}

 

Пласт БВ₁₀

Продуктивный горизонт БВ₁₀ характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г по данному горизонту выделялось два пласта БВ₁₀⁰ и собственно БВ₁₀, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время  залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ₁₀⁰ и БВ₁₀ по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ₁₀⁰) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ₁₀, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям  Самотлорская залежь горизонта БВ₁₀ сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры  опускаются до -2190 – -2195м, к своду  поднимаются до -2150 – -2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 40х21км, высота 144м, эффективная нефтенасыщенная  толщина 7,9м. Тип залежи – пластово-сводовый с литологическим экраном.

 

^{Пласт БВ₈}

^{В горизонте БВ₈ сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ₈ разделен на четыре пласта  БВ₈0, БВ₈1, БВ₈2, БВ₈3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ₈0, пласты БВ₈1 и БВ₈2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ₈3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ₈1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ₈0 и БВ₈1-3.}

^{Залежь  в пласте БВ₈0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке -2075м. В северной (район скважины 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки}

^{-2080м.  Залежь пластово-сводовая; размеры залежи 43х27км, ее высота 155м,  нефтенасыщенная  толщина 4,3м.}

^{Залежи  в пласте БВ₈1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках -2071 – -2081м. Размеры залежи 39х26км, высота 150м, нефтенасыщенная толщина 17,3м.}

^{Пласт АВ_4-5}

^{Залежь  продуктивного пласта АВ_4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском – 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.}

^{Залежь  полностью разбурена  эксплуатационными  скважинами. ВНК колеблется в пределах -1670 – -1690 м. ГНК отбивается на а.о. -1612 – -1615м. Для залежи горизонта АВ_4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.}

^{Размеры газовой шапки  составляют 3,5х1,5км, высота 9м, средняя  газо-насыщенная толщина 2,7м. Размеры нефтяной части 28х21км, высота 70м, нефтенасыщенная толщина 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.}

 

 

 

 

^{Пласт  АВ_2-3}

^{Продуктивный  горизонт АВ_2-3 отделяется от ниже залегающего АВ_4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ_2-3 и АВ_4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ_2-3 и АВ_4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).}

^{В связи с особенностями  строения горизонта  АВ_2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщ в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.}