Проектирование разработки месторождений углеводородного сырья. Лекция 15

1.

Проектирование
разработки
месторождений
углеводородного сырья
(лекция 15)

2.

Одновременно-раздельная
закачка (ОРЗ) воды

3.

4.

Рис. Схема двухтрубной компоновки ОРЗ (труба в
трубе) с возможностью регулировки закачки с устья

5.

Рис. Схема двухтрубной компоновки ОРЗ ( две параллельные
трубы) с регулировкой закачки на устье

6.

7.

8.

• Основной диаметр обсадных колонн
сегодня у нас 168 мм (иногда — 178 мм), а в
1970-х годах для экономии ушли на еще
меньший диаметр — 146 мм, а в некоторых
случаях обсадные колонны имели еще
меньший диаметр. Применение в этом
обсадном диаметре параллельных НКТ,
конечно, всегда было очень сильно
затруднено.

9.

10.

Нестационарное заводнение

11.

Нестационарное (циклическое) заводнение.
Суть метода циклического воздействия и изменения
направления потоков жидкости заключается в том,
что в пластах, обладающих неоднородностью по
размерам пор, проницаемости слоев, пропластков,
зон,
участков
и
неравномерной
их
нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной
этими видами неоднородности, а также отбором
нефти и нагнетанием воды через дискретные точки
–
скважины,
искусственно
создается
нестационарное давление.

12.

13.

14.

Нестационарный режим фильтрации
осуществляется не только изменением
режимов работы нагнетательных скважин.
Периодическая остановка с последующим
пуском добывающих скважин также приводит
к нестационарному режиму.
Такая
разновидность
широко
применяется
на
высокообводненных
месторождениях.

15.

Принципиальная схема закачки сточных вод с БКНС в
нагнетательные скважины
1- блочная кустовая насосная станция, оборудованная насосами тип
ЦНС, 2- БГ (блок гребенок); 3-манометр, 4-нагнетательная скважина, 5пакер, 6-пласт нефтеносный

16.

Принципиальная схема закачки пластовых вод из
водозаборных скважин
1-водоносный пласт; 2-водозаборная скважина; 3-установка ЭЦН; 4-манометр; 5счетчик; 6-нагнетательная скважина; 7-пласт продуктивный; 8-БГ; 9-пакер.

17.

Насосное оборудование, используемое для закачки на месторождении
Тех.объект
БКНС – 19
Тип насосного оборудования
ЦНС-90-1400 (в работе)
ЦНС-90-1400 (в резерве)
ЦНС-180-1550 (в резерве)
БКНС – 20
ЦНС-180-1550 (в резерве)
ЦНС-180-1550 (в работе)
Шурф Ш-1
ЭЦН ДС 5А - 400-1500
Шурф Ш-2
ЭЦН 5А - 400-1500
Шурф Ш-3
ЭЦНМ 5А - 400-1250
Шурф Ш-54
ЭЦНМ 5А - 250-1200
Вдз.скв. 6413
ЭЦН5-80-1550
Вдз.скв. 3253
ЭЦН5-125-1550
Вдз.скв. 3259
ЭЦН5-80-1550
Вдз.скв. 3282
ЭЦН5-60-1700
Вдз.скв. 3448
ЭЦН5-125-1450

18.

Показатели качества закачиваемой воды в систему ППД
Содержание, мг/л*
Номер
объекта
Объект
эксплуатации
рН
мехпримесей
нефтепродуктов
СТ*
факт
СТ*
факт
БКНС - 19
-
6,2
50
32,0
60
17,2
БКНС - 20
-
6,0
50
30,0
60
14,5
Вдз. скв.**
ТТНК
6,4
50
15,0
60
34,1
*СТ-16-01-01 «Положение о закачке нефтепромысловых сточных, пластовых и пресных вод и эксплуатации
нагнетательных скважин системы ППД»

19.

Разработка Грачёвского нефтяного
месторождения с закачкой газа

20.

Общие сведения о месторождении
Открыто в 1957 г., в разработке с 1958 г.
Лицензия на право пользования недрами
УФА №02269 НЭ от 12.10.2016 выдана
АНК «Башнефть» сроком до 05.06.2033 г.
Расположено в Мелеузовском районе РБ.
Продуктивные отложения:
Пачка сакмаро-артинских отложений Р1s-ar
НГЗ – 14644 тыс.т;
НИЗ – 6844 тыс.т
Пробуренный фонд – 95 скв.
Действующий фонд – 35 скв (28 доб.; 7 нагн.)
ПЗ нефти и газа выполнен в 2006 г.
Действующий ПТД: «ДТПР Грачевского
газонефтяного месторождения Республики
Башкортостан», протокол ЦКР № 6352 от 25.11.2015
г.
Основание для выполнения ПТД:
Необходимость корректировки проектных
решений и уровней добычи УВС.
20

21.

Геологическое строение месторождения
Структурная карта по кровле
рифовых отложений
Схематический геологический профиль
рифовых отложений по линии I-I
I
Зона окисленной
нефти
Условные обозначения
Рифовый известняк
I
• Наивысшая
абсолютная отметка – 638м (скв. 617а), подошва н/нас части пласта (кровля ЗОН) –
1205м.
• Промышленная нефтеносность приурочена к карбонатной толще нижнепермских сакмароартинских отложений (пачка Р1s-ar );
• Залежь нефти массивная, округлой формы, подстилается зоной окисленной нефти (ЗОН),
которая изолирует ее от водонасыщенной части разреза. Мощность ЗОН 25-28 м;
• Эффективная толщина рифа достигает в сводовой части 346 м. Коэффициент расчлененности
48;
• Тип коллектора – поровый, каверно-поровый, на локальных участках трещинно-кавернопоровый.
21

22.

Этапы разработки месторождения, показатели разработки
Добыча нефти, тыс.т.
Закачка газа, млн.м3
500
400
300
Разработка на режиме
истощения
150
Разработка с ППД
(закачка газа)
200
125
Фонд скважин, ед.
Добыча газа, млн.м3
600
Начало закачки газа
Добыча нефти
Закачка газа
Добыча газа
Действ. Фонд нефтяных
100
75
50
Год ввода в разработку
1958
Год. добыча нефти за 2016 г., т.т
35.8
Накопленная добыча нефти, тыс.т
5247
Накопленная добыча жидк., тыс.т
5303
Год. добыча газа за 2016 г.,млн.м3
51.0
Накопленная закачка газа, млрд.м3
3.35
Год. закачка газа за 2016 г.,млн.м3
71.0
Газовый фактор, м3/т
1425
Обводненность, % (вес.)
0,8
Отбор от НИЗ, %
76.7
Темп отбора от НИЗ, %
0.52
25
Темп отбора от ТИЗ, %
2.19
0
0
Текущий КИН, д.ед
Утвержденный КИН, д.ед
0,358
0,467
Ср. дебит нефти/жидкости, т/сут
4/4
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
100
ПСС, га/скв
Месторождение разрабатывалось в 2 этапа:
Первый: c 1958 – 1985 – велась разработка на режиме истощения пластовой
энергии;
• 1965 – первая серия специальных ГТМ; 1980 – вторая серия специальных ГТМ.
• 1985 г – закачка 357 тыс. т. ШФЛУ;
Второй: c 1985 г. месторождение разрабатывается с закачкой газа.
• Закачка осуществлялась в 13 нагнетательных скважин.
2.1
22

23.

Разработка Илишевского
нефтяного месторождения с
водо-газовым воздействием
(ВГВ)

24.

Общие сведения о месторождении
Расположено в Илишевском районе РБ.
Открыто в 1995 г., разрабатывается с 1996 г.
На госбалансе числятся запасы:
Категория B+С1:
НГЗ – 26,513 млн т
НИЗ – 14,326 млн т
Категория С2:
НГЗ – 0,218 млн т
НИЗ – 0,078 млн т
Пробуренный фонд – 117 скв.
Действующих добывающих – 78 скв.,
нагнетательных - 17 скв.
Действующий ПТД: «Дополнение к проекту разработки
Илишевского нефтяного месторождения», 2011 г.
Необходимость ПТД: выполнение в 2012г.
«ПЗ и ТЭО КИН Илишевского нефтяного
месторождения» (протокол ГКЗ Роснедра № 3002-дсп
от 26.12.2012 г.)
• Лицензия на право пользования недрами
УФА 11802 НЭ от 15.10.2003 г. (срок окончания действия
лицензии 31.12.2018 г.) и УФА 00661 НЭ от 26.07.2007 г.
(срок окончания действия лицензии 31.12.2027 г.)
24

25.

Текущие показатели разработки пласта CVI
Динамика показателей разработки
Залежь 1
Карта текущих
отборов на
01.01.2013 г.
Залежь 2а
Залежь 2б
Разрабатывается с 1996 г.
Основной по годовой добыче объект.
Система ППД организована в 1999 г.
Реализуется система разработки с
треугольным размещением скважин
300х300 м, приконтурным заводнением.
В разработку вовлечены все залежи.
Накопленная добыча нефти 90 % добычи
месторождения, годовая - 92,5 %
Максимальный уровень добычи нефти
812 тыс.т. достигнут в 2012 г.
Залежь 3
Показатель
Накопленная добыча нефти, тыс.т
Текущий КИН
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
Перебывало в эксплуатации, скв.
Действующий фонд скв. доб./нагн
Годовая добыча нефти, тыс.т
Годовая добыча жидкости, тыс.т
Годовая закачка, тыс.м3
Обводненность, %
Средний дебит нефти, т/сут
Средний дебит жидкости, т/сут
Средняя приемистость, м3/сут
ОИЗ, тыс.т
Отбор от НИЗ, %
Значение
5295,5
0,248
8134,4
64
55/13
811,5
1411,0
621,5
42,5
41,0
71,2
134,9
7131,5
42,6
25