МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ Государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ КАФЕДРА «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» Дипломный проект на тему: «Совершенствование разработки объекта БП 10-11 Северо-Губкинского месторождения» Выполнил: Казанцев А.В Руководитель: первый заместитель генерального директора ЗАО "ВНИИнефть-Западная Сибирь» Юсько М.Н. Консультанты: «Экономическое обоснование» Кузнецов И.С. «Безопасность и экологичность проекта» Яговцева Л.В. Тюмень, 2012 г.
Общие сведения о месторождении - расположено в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области; - открыто в 1980 г., в промышленной эксплуатации с 1993 года; - владельцем лицензии является ООО «Лукойл-Западная Сибирь; - промышленную эксплуатацию и доразведку осуществляет ТПП «Ямалнефтегаз»; - действующим проектным доку- ментом является «Комплексная схема разработки и обустройства Северо-Губкинского месторождения», разработанная СИБНИИНП (протокол № 1474 от 27.05.92 г.)
Геолого-физическая характеристика пластов ПК 13 -ПК 17 ПК 20 -АП 11 БП 1 -БП 9 БП 10 -Ю промышленная нефтегазоносность на Северо-Губкинском месторождении установлена в диапазоне от покурской свиты (пласт ПК 1 ) до тюменской свиты (пласт Ю 2 в интервале глубин 750-3020 м; по состоянию на 01.01.2009 г. в разработке находится 10 объектов: АП 4 (газ), Ю 1 2, БП 6, БП 7, БП 8, БП 9 1, БП 10, БП 11 1, БП 11 2, БП 12 0
Сведения о запасах нефти и газа Запасы углеводородов объекта БП 10-11 Северо-Губкинского месторождению утверждены по категории ВС 1 + С 2 (геологические/извлекаемые): нефти - 87202 тыс.т / 35341 тыс.т; свободного газа и газа газовых шапок – 20145 млн. м3; конденсата - 2297 тыс. т / 1602 тыс. т. БП 10-11 – это основной эксплуатационный объект на Северо-Губкинском месторождении Соотношение объемов запасов углеводородов объекта БП 10-11 относительно Северо-Губкинского месторождения В целом по объекту БП 10-11 запасы нефти в 4,3 раза превышают запасы газа (в нефтяном эквиваленте - 1 т нефти = 1000 м 3 газа). Следовательно, приоритет должен быть отдан выработке запасов нефти
Текущее состояние разработки объекта БП 10-11 Северо-Губкинского месторождения Северо-Губкинское месторождение находится на второй стадии разработки, в силу того, что оно до сих пор интенсивно разбуривается и в разработку вовлечены запасы категории ВС 1 Объект БП 10-11 был введен в разработку в 1993 году, включает пласты БП 10 1, БП 10 2, БП 11 1, БП 11 2. На 01.01.2009 г. в разработке находятся все пласты кроме БП 10 2. На объекте БП 10-11 формируется блоковая трехрядная система разработки На 01.01.2009 г. общий фонд объекта составил 150 скважин, из них добывающих – 111, нагнетательных – 39 Реализованная плотность сетки скважин на объекте составляет 58,2 га/скв., в разбуренной зоне – 55,6 га/скв С начала разработки по объекту БП 10-11 добыто 4935,2 тыс. т нефти, 7281 тыс. т жидкости, текущий КИН – 0.151, извлечено 28,3% от НИЗ. Текущая обводненность продукции – 61.4%.
Динамика основных технологических показателей За счет активного разбуривания объекта БП 10-11 и ввода новых скважин в разработку с 2004 по 2006 гг. отмечается максимальный уровень добычи жидких фракций в 2006 году, который составил 609 тыс.т при обводненности 41%. После 2006 г. наблюдается постепенное снижение добычи, что связано с выбытием действующих добывающих скважин по причине газового фактора и увеличения обводненности Стоит отметить, что 72,3 % годовой добычи обеспечили 15 горизонтальных скважин.
Накопленные отборы по объекту БП 10-11 Северо-Губкинского месторождения накопленная добыча нефти по объекту БП 10-11 составила 4935,2 тыс. т. На одну добывающую скважину в среднем по объекту составила 39.4 тыс.т, по жидкости – 52 тыс. т накопленная добыча нефти по горизонтальным скважинам пласта БП 10 составила 1371,1 тыс. т В среднем на одну горизонтальную скважину добыто 62,3 тыс. т нефти.
7 Энергетическое состояние объекта БП 10-11 Закачка воды с целью поддержания пластового давления на объекте БП 10-11 начата в 1996 г. Накопленная закачка составила 18531 тыс. м 3 воды Выявлены зоны отбора, где пластовое давление ниже давления насыщения, что приводит к увеличению газового фактора эксплуатационных скважин за счет выделения газа в пласте и, в итоге, к значительному ухудшению их продуктивных характеристик. Начальное пластовое давление – 24,6 МПа ; Текущее пластовое давление: - в зоне отбора – 21,5 МПа ; - В зоне нагнетания – 27,2 МПа ;
Анализ проведения геолого-технических мероприятий Распределение дополнительной добычи нефти по мероприятиям Суммарная эффективность от ГТМ по состоянию на 1.01.2009 г. достигла 993,3 тыс. т, наиболее эффективными являются: бурение горизонтальных скважин (61,8 %) гидроразрыв пласта (18,5 %) оптимизация режимов работы скважин (12,2 %)
Совершенствование разработки объекта БП 10-11 Северо-Губкинского месторождения Реализуемая система разработки по всем пластам объекта БП 10-11 недостаточно эффективна, поэтому в рамках дипломного проекта, предлагаются и обосновываются следующие направления для совершенствования системы разработки: 1. Работа с бездействующим фондом скважин 2. Совершенствование системы ППД 3. Обоснование способов эксплуатации 4. Уплотнение сетки скважин
Работа с бездействующим фондом скважин Потери суточной добычи по фонду скважин, находящихся в бездействии, составляют: нефти - 30.1 т, жидкости – 255.9 т. Именной неработающий фонд скважин
Совершенствование системы ППД Рекомендации для формирования и направления совершенствования системы ППД: По закачке воды, источникам водоснабжения, водозаборным скважинам и низконапорным водоводам: По блочным кустовым насосным станциям: По нагнетательным скважинам: 1 В качестве источника системы ППД использовать воду апт-альб-сеноманского комплекса и подтоварную воду; содержание ТВВ не должно превышать 20 мг/л, нефтепродуктов 30 мг/л соответственно; 2. Сроки службы 79% низконапорных водоводов превышают нормативные (7 лет). Рекомендуется провести их диагностику; 3. Рекомендуется применять стекловолокнистые трубы «АРМПЛАСТ». 1. Вместо насосов типа ЦНС 180-1422 следует установить высоко-напорные насосы типа ЦНС 180-1900. для обеспечения рекоменду-емых объемов закачки воды и резерва производительности; 2. Рекомендуется рассмотреть целесообразность строительства БКНС в Северной части месторождения или строительство шурфов. 1. Рекомендуется применение ГРП и ОПЗ для восстановление приемистости нагнетательных скважин; 2. Давление нагнетания на устье нагнетательных скважин рекомендуется принять в диапазоне величии от 14 МПа до 18 МПа; 3. К применению рекомендуется арматура нагнетательная производства ОАО «Корвет» (г. Курган); 4. Обеспечить учет закачиваемой в нагнетательные скважины воды путем установки расходомеров типа СВУ, производства ИПФ «Сибнефтеавтоматика», г. Тюмень.
Обоснование способов эксплуатации Особенностью эксплуатации скважин объекта БП 10-11 Северо-Губкинского месторождения являются высокие давления насыщения и газосодержания (19.2-21.2 МПа и 142-400 м3/т, соответственно). В настоящее время при текущей обводненности неактуальным. применением плунжер-лифта вопрос о внедрении газлифтного способа становится с увеличением обводненности добываемой продукции до 70-80% становится неэффективной, скважины переводятся на насосную добычу нефти На вновь вводимых скважинах - применение фонтанного способа с переходом на насосный способ с использованием электроцентробежных и глубинных штанговых насосных установок. При большой обводненности скважины переводятся на УЭЦН. В низкодебитных скважинах рекомендуется использование УЭЦН с вентильными двигателями и станциями управления с частотным регулированием для обеспечения плавного запуска ЭЦН после остановок. УЭЦН рекомендуется фирмы АО «Новомет» специального износо- и коррозионностойкого исполнения Для предотвращения возможности разгазирования в призабойной зоне пласта в подгазовой зоне и прорыва газа из газовой шапки, необходимо в подгазовой зоне поддерживать ограниченные депрессии на пласт - для фонтанного способа – 3-5 МПа, для установок ЭЦН и ШГН - 3-6 МПа.
Уплотнение сетки скважин Изучив текущее состояние разработки объекта БП 10-11, наблюдается неравномерная выработка запасов, поскольку при 28% отборов от НИЗ, текущая обводненность составляет 61,4%. Предлагается рассмотреть вариант разработки с уплотнением сетки скважин до 20,4 га/скв, путем: Разбуривание залежи системой горизонтальных (ГС) и наклонно-направленных скважин (ННС) по равномерной сетке и внутриконтурное площадное заводнение в сочетании с приконтурным заводнением. На малодебетном и высокообводненном фонде предлагается зарезка боковых стволов с горизонтальным окончанием Уплотнение сетки скважин при верном учете всех геологических и технологических факторов является одним из наиболее действенных методов увеличения охвата пласта
Технико-экономические показатели применения боковых горизонтальных стволов В данном дипломном проекте рассчитан экономический эффект от бурения боковых горизонтальных стволов на пяти скважинах В результате мероприятия получены следующие показатели: Выручка от реализации составляет 2752,9 млн. рублей; Объем капитальных вложений 183,51 млн.руб; НПДН составил 746,96 млн. руб.;
Анализ чувствительности проекта к риску При разработке месторождений наиболее вероятные риски - это риски, связанны с извлечением запасов и динамикой цен на углеводородное сырье и материально - технические ресурсы. Диаграмма уверенно расположена в положительной области оси ординат. Это говорит о том, что проект по любому из вариантов не склонен к риску и рекомендуется к внедрению.
Выводы и рекомендации: Объект БП 10-11 является основным эксплуатационным объектом Северо-Губкинского месторождения, имеет сложное геологическое и тектоническое строение, характеризуется сильной расчлененностью разреза. Северо-Губкинское месторождение находится на второй стадии разработки, На объекте БП 10-11 формируется блоковая трехрядная система разработки. На 01.01.2009 г. отобрано 4935 тыс. т нефти или 28,3% от НИЗ введённых в разработку пластов. Отклонение фактической добычи нефти от проектной составляет 19%. Добыча нефти по всем объектам осложняется прорывами газа из газовых шапок и подошвенной воды. Текущий КИН – 0,151 д.ед, при обводненности 61,4%. Реализуемая система разработки объекта БП 10-11 недостаточно эффективна. В рамках дипломного проекта, предлагаются следующие направления совершенствования системы разработки: работа с бездействующим фондом скважин, совершенствование системы ППД, обоснование способов эксплуатации, уплотнение сетки скважин. С точки зрения технико-экономического анализа предложенных решений по забуриванию вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием проект не подвержен риску.
17 Спасибо за внимание!
