Характеристика Самотлорского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

С каждым годом на Самотлорском месторождении всё большую актуальность приобретает проблема выработки остаточных запасов углеводородов.

Основные факторы влияющие на это: количество новых крупных месторождений вводимых в разработку и эксплуатацию снижается с 17 до 11%, также обводненность добытой продукции достигает 75-95% с ежегодным её приростом на 4-5%. Также стоит отметить, что при увеличении количества ремонтных работ, в том числе РИР на данном месторождении на 35-40% ежегодно – растет количество обводнившихся скважин в 1,5-2 раза быстрее чем планируется.

Наиболее важным фактором, который вносит наибольшие корректировки в дальнейшем развитии нефтяной промышленности нашей страны в целом, является неизбежное изменение структуры разрабатываемых залежей, в первую очередь это связано с тем, что всё большее кол-во вводимых в разработку продуктивных отложений являются сложнопостроенными, с плохими ФЕС, также большая часть нефтяных месторождений уже перешли на завершающую стадию разработки, когда основные запасы флюидов является трудноизвлекаемыми, а активные запасы составляют ничтожную долю от оставшихся запасов.

Опыт показывает, что широкое применение традиционной технологии заводнения (основной метод разработки месторождений углеводородов в России) не обеспечивает эффективной выработки остаточных запасов из низкопроницаемых и высокообводненных пластов.

Многие нефтяные компании на собственном опыте убедились, что технология заводнения, являющаяся базовым методом по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений в России, не даёт нужного результата по выработке трудноизвлекаемых и остаточных запасов и пластов с низкими ФЕС и высокой обводненностью.

Одним из наиболее перспективных направлений в области разработки нефтяных месторождений, вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти наряду с совершенствующимися физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи (МУН), несомненно, являются горизонтальные технологии бурения и добычи природных углеводородов.

Горизонтальные технологии бурения и добычи в нефтяной промышленности наряду с новыми усовершенствованными физико-химическими методами МУН являются одними из самым перспективных, финансово обоснованными методами в области разработки и доразработки месторождений с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами

 

 

ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Географическое расположение

Самотлорское нефтегазовое месторождение является уникальным, имеет овальную форму площадью примерно 3120 км², географически расположено в Нижневартовском районе, Тюменская область находится в 720 километрах к северо-востоку от города Тюмени и примерно в 17-62 километрах севернее города Нижневартовска. Недалеко от него находятся другие месторождения: Аганское, Мало-Черногорское, Лор-Еганское, Мыхпайское (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Обзорная карта-схема Самотлорского месторождения

На самом месторождении населенных пунктов нет. Ближайшие города - Нижневартовск, Мегион, а также несколько поселков

Местность заболочена на 75-85%, представлена в основном суглинистыми песчаниками мощностью 10-20 метров, грунтами, песками и торфом. Рельеф местности слабо пересеченный и представляет собой слабо пересеченную моренную равнину с пологими положительными и отрицательными формами рельефа. Абсолютные отметки составляют в среднем +81 +93 с понижениями в области речных долин до +45 +70 м.

Гидрографическая сеть района принадлежит бассейну реки Обь. Площадь месторождения расположена на водоразделе ее правых притоков – рек Вах и Ватинского Егана с их более мелкими притоками. Реки являются типично таежными с малым уклоном продольного профиля. Медленное течение и слабый сток обусловили сильную заболоченность пойменных участков. Реки замеразают примерно в конце октября начале ноября, начало ледохода – в начале-середине мая. По всей площади расположено много озер. Самым крупным являются озеро Самотлор - его площадь равна 62 км², Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое и другие. Озера и болота в зимний период в основном промерзают неполностью.

Район характеризуется в основном хвойными породами и тальниковыми кустарниками, рустущие в основном на берегах рек, озёр и болот

Климат территории резко-континентальный с непродолжительным дождливым, прохладным летом и длинной суровой зимой с порывистыми ветрами, метелями и устойчивым снежным покровом. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15°С) в среднем составляет 120 дней в году. Среднегодовая температура воздуха составляет –3⁰С. Самым холодным месяцев является февраль - (-22⁰С - 26⁰С). Самым теплым – июль (+22,7⁰С). Абсолютный минимум температур –59⁰С, абсолютный максимум +39⁰С. Господствующее направление ветров: западное, юго-западное – зимой и северное, северо-западное – летом. Среднегодовая скорость ветра – 3,6 м/с.По количеству среднегодовых осадков данный район можно отнести к районам с избыточным увлажнением, в среднем за год выпадает 590мм осадков. В основном это дожди и мокрый снег – 65-70%. Устойчивый покров снега устанавливается в конце октября начале ноября, начало активного таяния в середин, конце апреля. Начало промерзания почвенного покрова – конец октября, достижение максимума – начало апреля – 1.8м, полностью оттаивает почва в начале-середине июля.

Преобладающее место в экономике района занимает нефтегазодобывающая отрасль. Кроме нефтегазодобывающей развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая отрасли.

Инфраструктура региона довольно развита. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации – водным путем по рекам Обь и Вах, а также автотранспортом. Транспорт нефти за пределы района осуществляется по магистральным нефтепроводам Нижневартовск – Омск и Нижневартовск – Сургут. Площадь месторождения пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения.

Наиболее крупным населенным пунктом на рассматриваемой территории является город Нижневартовск. В городе имеется аэропорт, порт речного пароходства (период навигации с мая по октябрь) и станция железной дороги, связывающая город Нижневартовск с городами: Сургут, Тобольск, Тюмень. В районе развита сеть дорог с твердым покрытием, связывающая город Нижневартовск с городами района.

История освоения района

В 1965г. Главтюменьгеологией было открыто уникальное по своим запасам и площади Самотлорское месторождение нефти и газа.

В 1968г. была рассмотрена первая технологическая схема разработки, по которой было выделено два объекта, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин. В 1969 на месторождении огромном по размерам было пробурено всего лишь 33 разведочные скважины, которые не могли дать даже примерные черты строения и формы месторождения. Представление на тот момент о размерах пластов была ошибочна, они оценивались намного меньшими по размерам.Запасы нефти пластов АВ₁, АВ_2-3 и БВ₁₀ на 40-80% относились к категории С₂. На тот момент данные о строении были ничтожно малы или их не было вовсе. Пробная эксплуатация скважин была кратковременной, чтобы провести необходимые исследования. В ходе исследований был выбран вариант с 3-х рядной системой, плотность сетки скважин 65га/скв, ширина полос – 3,6 километра. Выделено два основных объекта: пласты БВ8 – БВ10 и пласты АВ4-5 – АВ2-3. Было принято решение одновременно-раздельной эксплуатации пластов.

При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22.01.1971 г. было принято решение:

· рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки на пласт АВ_2-3 и на пласт БВ₁₀ с организацией 3-х и 5-ти рядных блоковых систем разработки;

· учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти – переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т.д.

Генеральную схему с изменениями переименовали в Принципиальную схему разработки Самотлорского месторождения, которая была утверждена Коллегией МНП в апреле 1972 г. При обосновании Принципиальной схемы было уже 78 разведочных и 55 эксплуатационных и нагнетательных скважин. Гидродинамические исследования проведены в 62 разведочных и 37 добывающих скважинах. Запасы категории С₂ уменьшились до 15-40%.. В течении 1973-1975 годов вносились дополнения и уточнения в Принципиальную схему разработки, в том числе было предусмотрено: первоочередное разбуривание горизонтов БВ₈, АВ_4-5 и БВ₁₀; осуществление по горизонту АВ_4-5 разрезания по внутреннему контуру нефтеносности.

По заданию Миннефтепрома в апреле 1974 г. институтами ВНИИ и Гипротюменнефтегазом при участии Главтюменнефтегазом были изучены условия и перспективы интенсификации разработки Самотлорского месторождения. В качестве основных рассматривались:

1. ускорение темпа разбуривания по всем пластам;

2. повышение депрессий на пласты АВ₁³ и АВ_2-3;

3. повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ₁³, АВ_2-3, БВ₁₀ и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ_4-5;

4. ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ₁³ и АВ_2-3.

Предлагаемые мероприятия были рассмотрены в январе 1975 г. в Миннефтепроме, следствием рассмотрения явилось задание ВНИИ, СибНИИНП и Гипротюменнефтегазу на составление в 1975-76 годах Комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения. В 1975 г. при составлении Комплексной схемы разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к категории А, В и С₁ и только по пласту АВ₁³ до 35% запасов были в категории С₂.

К этому времени основные геологические особенности залегания продуктивных горизонтов, распространение зон нефтегазоводонасыщения были установлены. Уточнились представления об основных параметрах пластов и насыщающих их флюидов. Так, например, в процессе уточнений за период реализации Принципиальной схемы толщины всех пластов претерпевали существенные изменения: по пласту АВ_2-3 уменьшились на 12-14%, по пласту АВ₁³, даже на 100%, соотношение вязкостей нефти и воды по четырем пластам увеличилось на 20-25%, а нефтенасыщенность по всем пластам снизилась на 6-9%. К этому периоду относятся первые работы, связанные с изучением неоднородности продуктивных горизонтов месторождений, выделением типовых разрезов и формированием геологической модели месторождения.

Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения выполнена совместно СибНИИНП и ВНИИ, была рассмотрена на Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений Миннефтепрома (протокол № 478 от 24 марта 1976 г.) и утверждена Коллегией Миннефтепрома нефтяной промышленности (протокол № 15 от 25 марта 1976 г.).

Были приняты следующие основные решения:

· достижение максимального годового уровня 130 млн. т в 1979 г. и сохранение его в течение 4-5 лет;

^· фонд скважин – 7786, в том числе: 4955 – добывающих, 2038 – нагнетательных, 793 – резервных;

· разукрупнение горизонта БВ₈ на объекты разработки БВ₈⁰ (в южной части), БВ₈^1-2, БВ₈³;

· бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трехрядных блоков;

· отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ_4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;

· организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ_4-5;

· организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ_2-3 и АВ₁³;

· усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.

В основу размещения скважин на продуктивных пластах в Комплексной схеме разработки месторождения, исходя из заданной цены на нефть (35 руб/т) и продуктивности пластов, был заложен ограничительный критерий – минимальной нефтенасыщенной толщины пластов, обеспечивающей рентабельный дебит скважин:

в чистонефтяной зоне пласта БВ₁₀ – 4 м;

в водонефтяной зоне пласта АВ_4-5 – 14 м;

в водонефтяной зоне других пластов – 6 м;

в подгазовых зонах всех пластов – 6 м.

Вследствие этих ограничений около 600 млн. т балансовых запасов нефти месторождения оказались за границами разбуривания. В целом, извлекаемые запасы нефти, которые обеспечивала система разработки до Комплексной схемы оказались на 589 млн. т меньше утвержденных ГКЗ. Основные показатели утвержденного 7-го варианта Комплексной схемы приведены в таблице 1.1.

За время реализации Комплексной схемы (1976- 1980гг.) существенно уточнились контуры нефтегазоводоносности, строение проницаемой части объектов разработки. Установлена значительная изменчивость коэффициентов нефтенасыщенности по толщине залежи и картируемым элементам неоднородности проницаемой части объектов разработки.

За счет более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн. т превышен проектный максимальный уровень добычи нефти. Предельная цена на нефть повысилась до 150 руб. за тонну. Все эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения. Основанием для составления проекта разработки явилось постановление Коллегии Миннефтепрома за № 12 от 13 марта1980 г.

После утверждения проекта разработки Коллегией Министерства, экспертной комиссией, образованной в соответствии с приказом Госплана СССР № 187 от 15 декабря 1982 года, была проведена экспертиза проекта разработки Самотлорского нефтегазового месторождения под председательством академика тов. Черских Н. Р. Рассмотрев утвержденный Коллегией Миннефтепрома проект разработки (3 вариант), экспертная комиссия рекомендовала его к практическому осуществлению со следующими ограничениями:

· на период до 1990 года воздержаться от бурения 1380 добывающих и нагнетательных скважин в водонефтяных и подгазовых, краевых частях всех эксплуатационных объектов, в зоне с нефтенасыщенной толщиной пласта менее 4-х метров;

· воздержаться до 1990 года от бурения 1100 новых скважин, расположенных во всех остальных зонах и имеющих проектный начальный дебит по нефти менее 10 т/сут.;

· по неразбуренным краевым водонефтяным и подгазовым зонам, с нефтенасыщенной толщиной пласта более 4 м, и также по неразбуренным зонам тонкого и усеченного тонкого чередования горизонтов АВ₁³ и АВ_2-3 вопрос предлагаемой в проекте плотности сетки скважин требует дальнейшего изучения и обоснования.

Предлагалось также за период одиннадцатой и первой половины двенадцатой пятилеток провести комплекс опытно-промышленных и исследовательских работ, связанных с решением вопросов технологии разработки и плотности сетки скважин низкопродуктивных зон.

После получения необходимых результатов работ, их анализа и обобщения в 1988-1989 годах составить новый уточненный проект разработки месторождения.

Рекомендации Государственной экспертной Комиссии Госплана СССР были отражены в постановлении от 15 июня 1983 года № 13 и в последующем приказе Министерства нефтяной промышленности № 403 от 26 июля 1983 года «О мерах по выполнению постановления Государственной экспертной комиссии Госплана СССР от 16.06.1983 года № 13 по проекту разработки Самотлорского нефтегазового месторождения».

Таблица 1.1 – Основные показатели разработки Комплексной схемы по 7 утвержденному варианту

Объект разработки	Фонд скважин	Балансовые запасы, млн.т	Нефтеотдача	Плотность сетки, га/скв.
	Добыв.	Нагн	Пробуренных	К. С.	Утв. ГКЗ СССР 1973	Вовлекаются в разраб. по К.С.	К.С.	ГКЗ
АВ1				1022,643	1022,64	806,662
АВ2-3				851,478	851,478	623,627			50,4
АВ4-5				949,623	949,623	860,639			58,8
БВ8^0				223,850	223,850	180,639			129,4
БВ8^1-2				1235,729	1362,54	1139,326			41,5
БВ8^3				129,813	*	143,696			74,4
БВ10				358,964	358,969	205,484			57,7

Продолжение таблицы 1.1

Итого

4769,105

4769,105

3960,354

-

АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Пластового давления

Система ППД построена на полное развитие месторождения и представлена низконапорными и высоконапорными водоводами. Состояние водоводов в связи с их физическим износом и старением металла стенок труб характеризуется как неудовлетворительное.

Пластовые воды Самотлорского месторождения, образующие коррозионную среду в промысловых трубопроводах, состоят из вод различных пластов, и усредненный показатель их агрессивности (Кх) составляет 1,84 (мм/год.). Согласно классификации, принятой в РД 39-0147323-339-89Р, они должны быть отнесены к коррозионным средам высокой агрессивности. Подтоварные воды, используемые в системе ППД, представляют собой также смесь пластовых вод, но их агрессивность может быть несколько выше за счет присутствия растворенного кислорода, попадающего в воду при отстое в РВС очистных сооружений. Следовательно, необходима реконструкция с заменой трубопроводов и использованием комплексных мер их зашиты от внутренней коррозии (стали улучшенных марок, внутреннее антикоррозионное покрытие, ингибирование, периодическая очистка от шламовых накоплений и др.).

Новые трубопроводы предлагается строить в едином коридоре инженерных коммуникаций, в котором помимо водоводов прокладываются нефтепроводы, линии ЛЭП, системы автоматики. Параллельно коридорам инженерных сетей строятся внутрипромысловые автодороги.

По результатам оценок, составленным с учетом технических характеристик труб и результатов эксплуатации сооруженных из них опытных участков трубопроводов, а также их стоимости, рекомендуется использовать при реконструкции и новом строительстве промысловых трубопроводов различного технологического назначения следующие трубы:

1. Строительство низконапорных водоводов.

1.1. Из стальных труб с двухсторонним силикатно-эмалевым покрытием (в старых коридорах коммуникаций); с наружным полиэтиленовым покрытием и с внутренним силикатно-эмалевым покрытием (в новых коридорах коммуникаций).

1.2. Из металлопластмассовых труб.

1.3. Из стеклопластиковых труб; стеклопластиковых труб, при условии прокладки в грунтах, имеющих высокую продольную устойчивость, исключающую потерю несущей способности трубопроводов, смонтированных из стеклопластиковых труб.

1.4. Из труб высокопрочного чугуна с шаровидным, при условиях прокладки в минеральных грунтах, имеющих высокую продольную устойчивость.

2. Строительство высоконапорных водоводов

2.1. Из бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной устойчивости. Сварку труб осуществлять по технологии, обеспечивающей повышенную надежность сварного шва и околошовной зоны (прогрев зоны шва, биметаллические кольца, втулки, протектор и т.п.).

В качестве наружного покрытия применять экструдированный полиэтилен заводского нанесения по ГОСТ Р 51164-98.

2.2. Из металло-пластмассовых труб.

2.3. Из стеклопластиковых (фиберглассовых) труб (при отсутствии в воде мехпримесей) при условии прокладки их в грунтах, имеющих высокую продольную устойчивость, исключающих потерю несущей способности трубопроводов, смонтированных из стеклопластиковых труб. [2]

2.3.4 Мероприятия по совершенствованию системы сбора и подготовки скважинной продукции

Самотлорское месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся падающей добычей жидкости и высокой обводненностью продукции скважин. В настоящее время обводненность нефти, поступающей на сборные пункты превысила 90%. С увеличением обводненности возросла коррозионная агрессивность добываемой жидкости и, как следствие, аварийность в системах сбора, транспорта нефти и газа, ППД. Это связано прежде всего с тем, что если раньше в скважинах и трубопроводах существовали эмульсионные структуры потоков типа вода в нефти, мало агрессивные в коррозионном отношении, то сейчас при обводненности свыше 90% по коммуникациям системы сбора движется трехфазный газожидкостный поток, в котором жидкая фаза представлена концентрированной нефтяной эмульсией и свободной водой, что приводит к более интенсивному разрушению металла трубопроводов и оборудования.

Продолжительный срок эксплуатации и связанный с этим, физический износ и моральное старение труб, а также отсутствие финансовых средств на капитальное строительство и ремонт, привели к низкой эксплуатационной надежности всех трубопроводных систем и росту их аварийности. Положение усугубляется присутствием в продукции скважин сероводорода и сульфидов железа. В нагнетательных скважинах и системе нефтесбора Самотлорского месторождения сероводород и сульфат- восстанавливающие бактерии были обнаружены еще 1977 году. Это явилось одной из основных причин микробиологической сероводородной коррозии труб и роста их аварийности. Кроме того, причиной роста аварийности трубопроводов явилось снижение уровня добычи, что привело к снижению скорости транспортируемой среды и образованию «застойных», тупиковых зон в пониженных местах трассы, где скорость локальной коррозии увеличивается до 3-4 мм/год.

Реконструкцией предусматривается частичная децентрализация промысловых объектов и оптимизация структуры сбора и транспорта нефти, позволяющая сократить среднюю протяженность наиболее длинных веток нефтесбора и высоконапорных водоводов с 12 до 7 км, максимальную с 25 до 10 км, что приведет к снижению энергетических затрат, уменьшению диаметров трубопроводов, металлоемкости и стоимости строительства. По сравнению с существующим положением будет достигнуто уменьшение диаметров и протяженности реконструируемых трубопроводов, что положительно отразится на их эксплуатационной надежности.

Реконструкцию существующих площадок предлагается выполнить в несколько этапов.

На первых этапахреконструкции предлагается произвести капитальный ремонт существующего оборудования в объеме, соответствующем показателям поступающей продукции, замену того оборудования, которое уже не подлежит восстановлению и демонтажные работы незадействованного оборудования для подготовки территории под инновационное обновление строительство объектов (техническое и технологическое перевооружение).

На последующих этапахосуществляется инновационная реконструкция технологических площадок на территории, освобожденной после демонтажа недействующего оборудования. При этом для строительства новых резервуаров предлагается использовать существующие основания. Этим достигается значительное сокращение территории и инженерных коммуникаций под новое строительство.

Согласно проведенному анализу состояния оборудования, трубопроводов, оснований существующих кустов требуется актирование технического освидетельствования и реконструкция: полное восстановление отработавших амортизационный срок замерных установок, водораспределительных гребенок, выкидных линий, нефтесборных сетей, высоконапорных водоводов, кабельных линий, а также площадок размещения оборудования и сооружений. Реконструкция существующих кустовых оснований заключается в рекультивации шламового амбара, дополнительной планировке площадки с созданием противофильтрационных экранов сброса и утилизации дренажных стоков.

Радикальным решением по повышению эксплуатационной надежности трубопроводных систем является полная их реконструкция путем замены существующих, подверженных коррозионному износу трубопроводов на новые из коррозионностойких сталей, с внутренним и наружным покрытием, а также применение неметаллических фиберглассовых, металлопластиковых, полимерно-металлических, полиэтиленовых труб. При этом следует учитывать, что пластмассовые трубы и покрытия, в т.ч. фиберглассовые, неустойчивы к абразивному износу. Наилучшим техническим решением в системах сбора и транспорта продукции, ППД является использование труб с двухслойным стеклоэмалевым покрытием. [2]

Основные выводы

· По состоянию на 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти составила 140,5 млн.т, что составляет 75% от НИЗ, при ВНФ равном 6,1 и текущем коэффициенте нефтеизвлечения - 0,403. Накопленная добыча жидкости - 996,3 млн.т, накопленная закачка – 1085,8 млн.м³;

· В 2007 году было добыто 744,9 тыс.т нефти, что выше проектного значения на 14,8 тыс.т. или 2%. Годовой темп отбора от НИЗ - 0,4%, от ТИЗ – 1,59%. Дебит нефти и обводненность по сравнению с предыдущим годом изменились не значительно (5,9 т/сут против 6,0 т/сут в 2006 году и 97,4% против 97,6% соответственно). Наибольшую озабоченность вызывают низкие темпы выработки остаточных запасов и как следствие значительная величина кратности запасов 63 года;

· В 2007 году в пласты объекта закачано 29,3 млн.м³ при отборе жидкости 29,1 млн.т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 447,5 м³/сут. Текущая компенсация за 2007 год составила 100,1%, накопленная компенсация – 102,6%;

· По состоянию на 1.01.2008 г. общий фонд объекта - 1132 скважины. Добывающий фонд - 838 скважин из них: действующих – 384, бездействующих – 236, в консервации – 42, наблюдательно-пьезометрических – 86, ликвидированы – 90 скважин. Нагнетательный фонд – 294 скважины, из них: действующих – 181, бездействующих – 44, в консервации – 0, наблюдательно-пьезометрических – 3, ликвидировано – 66 скважин. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин – 2,1: 1;

· Общий фонд неработающих нефтяных скважин на объекте АВ_4-5 на 1.01.2008 г. составил 454 единицы. Все скважины, числящиеся по состоянию на 1.01.2008 г. в неработающем фонде, за всю историю разработки объекта АВ_4-5 добыли 64,9 млн.т. нефти. Средняя величина накопленного отбора нефти на одну скважину неработающего фонда - 143 тыс.т.;

· В целом, состояние разработки объекта можно считать удовлетворительным.

· В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей – гидратообразование.

За последние годы на месторождении сложилась критическая ситуация. Техническое состояние созданных на месторождении производственных фондов (вследствие длительной их эксплуатации) характеризуется как близкое к аварийному. Это связано с общим закономерным физическим износом и моральным старением оборудования.

 

 

 

 

За 1998-2012 гг.

С середины 70-ых годов прошлого века на Самотлорском месторождении начаты работы по бурению вторых стволов на скважинах неработающего фонда.

Целью этих мероприятий является регулирование выработки запасов в условиях, когда по причине аварийности или обводненности эксплуатация существующих скважин невозможна, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно велики.

За период разработки на объекте АВ_4-5 проведено 57 операций. Данные об объемах мероприятий по пласту АВ_4-5 на скважинах добывающего фонда недропользователей приведены в таблице 5 (см. приложения).

3.5 Анализ выработки остаточных запасов по пласту АВ_4-5 Самотлорского месторождения путем использования горизонтальных стволов

В данной работе я провел анализ выработки остаточных запасов по пласту АВ_4-5 на примере пяти скважин: № 12203, №14789, № 35411, № 35478, №61393. По району скважины № 12203 был проведен подсчет запасов, которые были оценены в 49,3 тыс.т. Карта остаточных запасов на момент оценки представлена на рисунке 3.7. Рассмотрим результаты операций по каждой скважине.

Рисунок 3.7 - Карта остаточных запасов на 01.07.2010 г.

Скважина № 12203, куст № 1025

Анализ работы скважины

В январе 1981 г. скважина была введена в работу на пласт БВ_10(1-2) с 0 % обводненности и дебитом нефти 188,72 т/сут. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в феврале 1981 г. – 228,14 т/сут. В августе 2005 г. скважина с дебитом жидкости 177,3 т/сут, из которых нефти - 0,1 т/сут, и обводненностью 99,9 % была остановлена. В октябре этого же года скважина была переведена на вышележащий пласт БВ₈₍₀₎ и начала работу с дебитом нефти 28,3 т/сут и обводненностью 16,6 %. В июле 2008 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 1 т/сут и обводненностью 98 %. Скважина № 12203 выбрана как кандидат под зарезку. [8] На рисунке 3.8 представлена карта текущего состояния разработки (от 01.03.2010).

Рисунок 3.8 - Карта текущего состояния разработки за 01.03.2010 г.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В сентябре 2010 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ – бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 22,1 т/сут, обводненность 11,7%. В январе 2011 г. скважина с дебитом 5,3 т/сут и обводненностью 33% была остановлена. В феврале проведен гидроразрыв пласта (ГРП) и смена насоса, после чего скважина начала работу с дебитом 26,7 т/сут (максимальный дебит после зарезки горизонтального ствола) и обводненностью 41,4 %. На рисунке 3.9 представлен график показателей скважины.

Рисунок 3.9 - График показателей скважины № 12203 после зарезки горизонтального ствола

Дебит нефти постепенно падал, в ноябре 2011 г. он составил 6,7 т/сут, обводненность – 89,5 %, произошла очередная смена насоса. Через два месяца обводненность резко возросла и в январе 2012 г. скважина была остановлена. На сегодняшний день скважина № 12203 остановлена, после зарезки горизонтального ствола проработала 17 месяцев, накопленная добыча за этот период составила 4940 т нефти.

Конструкция скважины

Глубина скважины 2306 м. Забой скважины находится на глубине 2200 м. Диаметр обсадной колонны 168 мм. Интервал вырезки окна 1546-1549 м. Интервал бурения второго ствола 1549-2200м. Длина горизонтального участка 245,6 м. Диаметр второго ствола 142 мм. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1955м. Темп набора кривизны: в интервалах: 1564-1582 – 10,2 гр/30м; 1690-1720 – 10,97 гр/30м; 1862 – 10,42 гр/30м. Интервал установки хвостовика 1396-2190 м, в том числе фильтровая часть в интервале 1955-2190 м. Горизонтальный ствол на данной скважине был забурен с пилотом.

Выводы

Данная скважина оценивается как относительно успешная. На сегодняшний день скважина № 12203 остановлена, после зарезки горизонтального ствола проработала 17 месяцев, накопленная добыча за этот период составила 4940 т нефти.

Скважина № 14789, куст № 1815

Анализ работы скважины

В мае 1985 г. скважина была введена в работу на пласты: АВ_2-3 с обводненностью 5,8% и дебитом нефти 18,7 т/сут; и АВ_4-5 с обводненностью 5,8 % и дебитом нефти 42,6. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в январе 1986 г.: АВ_2-3 - 18,97 т/сут, АВ_4-5 - 43,2 т/сут. В июне 2002 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 0,7 т/сут (АВ_2-3) и 1,6 т/сут (АВ_4-5) и обводненностью 98,5 %. В июле 2004 г. скважина была переведена под нагнетание на пласт АВ_2-3 . В октябре 2008 г. скважина была остановлена. Скважина № 14789 выбрана как кандидат под зарезку. На рисунке 3.10 представлена карта текущего состояния разработки (от 10.11.2010).

Рисунок 3.10 - Карта текущего состояния разработки за 10.11.2010 г.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В декабре 2010 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ – зарезка бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 102,7 т/сут, обводненность 29,8 %. На сегодняшний день скважина № 14789 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти – 16,6 т/сут, обводненность – 94,5 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 21340 т. На рисунке 3.11 представлен график показателей скважины.

Рисунок 3.11 - График показателей скважины № 14789 после зарезки горизонтального ствола

 

Конструкция скважины

Глубина скважины 1914 м. Текущий забой на глубине 1633,2 м (от 10.10.2008 г.). Диаметр обсадной колонны 168 мм. Интервал вырезки окна 1631-1634 м. Горизонтальный участок 250 м. Хвостовик диаметром 102 мм. Фильтр с отверстиями 10-12 мм и плотностью 10 отв. на 1 погонный метр. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1652 м. Фильтровая часть установлена в интервале 2042,4-2244,8 м. Горизонтальный ствол на данной скважине был забурен с пилотом. Схема технологической оснастки хвостовика скважины № 14789 представлена на рисунке 3.12.

 

 

Рисунок 3.12 - Схема технологической оснастки хвостовика скважины № 14789

Выводы

Данная скважина оценивается как успешная. На сегодняшний день скважина № 14789 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти – 16,6 т/сут, обводненность – 94,5 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 21340 т.

Скважина № 35411, куст № 2176

Анализ работы скважины

В декабре 1990 г. скважина была введена в работу на пласт АВ_4-5 с обводненностью 30,9 % и дебитом нефти 42,4 т/сут. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в марте 1991 г. – 55,5 т/сут. В июне 2008 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 4,3 т/сут и обводненностью 99,4 %. Скважина № 35411 выбрана как кандидат под зарезку. На рисунке 3.13 представлена карта текущего состояния разработки (от 01.10.2010).

Рисунок 3.13 - Карта текущего состояния разработки за 01.10.2010 г.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В январе 2011 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ – зарезка бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 99,7 т/сут, обводненность 7,1 %. В ноябре 2011 г. дебит нефти составил 20 т/сут, обводненность – 93,1 %. На скважине произошла смена насоса на больший типоразмер. На сегодняшний день скважина № 35411 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти – 15,8 т/сут, обводненность – 96,2 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 14775 т. На рисунке 3.14 представлен график показателей скважины.

Рисунке 3.14 - График показателей скважины № 35411 после зарезки горизонтального ствола

Конструкция скважины

Глубина скважины 1816 м. Текущий забой на глубине 1492 м (от 28.10.2008 г.).Диаметр обсадной колонны 168 мм. Горизонтальный участок 219,8 м. Хвостовик диаметром 102 мм. Фильтр с отверстиями 10-12 мм и плотностью 10 отв. на 1 погонный метр. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1649,5 м. Горизонтальный ствол на данной скважине был забурен с пилотом.

Выводы