Файл: Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx

Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин

По состоянию на 01.01.2017 добывающий фонд Каменного ЛУ состоит из 835 скважин, из них: 648 – в работе, 9 – в простое, 44 – в бездействии, 4 - в освоении, 54 – в консервации и 76 – ликвидированы. Эксплуатация скважин производится установками ЭЦН, ШГН, а так же фонтанным способом. На рисунке 10 .13 показан действующий фонд скважин с распределением по способу эксплуатации, откуда видно, что фонтанный способ и установки ШГН составляют менее 1 процента.



Рисунок 10.13 – Действующий фонд скважин по способам эксплуатации
Коэффициент эксплуатации установок ЭЦН в течение года не снижался ниже 0,98 и только в декабре составил 0,975, а для установок ШГН коэффициент эксплуатации в течение года изменялся от 0,942 до 0,987 д.ед.

На рисунках 10 .14- 10 .15 приведена динамика средних параметров эксплуатации механизированных скважин Каменного ЛУ. На рисунке 10 .16 параметры эксплуатации фонтанным способом.



Рисунок 10.14 – Средние дебиты скважин, эксплуатируемых УЭЦН



Рисунок 10.15 – Средние дебиты скважин, эксплуатируемых УШГН



Рисунок 10.16 – Средние дебиты скважин, эксплуатируемых фонтанным способом
Фонд действующих скважин на 01.01.2017 составил нефтяных 657 скважины, нагнетательных 277 скважин, 18 водозаборных скважин. На месторождении реализована герметизированная система совместного сбора нефти, газа и попутно добываемой воды. Сбор продукции скважин осуществляется на УПСВ ДНС-1 Каменное.

Система сбора и транспорта обеспечивает подготовку, транспорт и учёт нефти, попутного газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс

---

, включающий в себя объекты:

• 
  замера продукции скважин;
  
• 
  сбора и транспорта нефти, газа и попутной воды до технологической площадки – пункта сбора;
  
• 
  предварительного разделения продукции скважин на нефть, воду и газ;
  
• 
  подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;
  
• 
  учёта и сдачи нефти;
  
• 
  подготовки и сдачи газа к утилизации;
  
• 
  комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.
  

Продукция скважин (нефть, газ, вода) под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки (АГЗУ), размещённые на каждой кустовой площадке. Из АГЗУ продукция поступает по трубопроводам под устьевым давлением на ДНС, проходит первоначальную сепарацию и далее направляется на УПСВ (ДНС-1), где проходит подготовку до товарного качества.

Нефть, доведённая до требований ГОСТ, насосами внешней откачки перекачивается на ЦТП, где осуществляется ее коммерческая сдача на НПС «Красноленинский».

Схема сбора продукции скважин приведена на рисунке Error: Reference source not found.
Система нефтегазосборных трубопроводов месторождения состоит из:

• 
  выкидных трубопроводов от добывающих скважин до ГЗУ на кустовых площадках;
  
• 
  нефтесборных коллекторов для транспорта продукции скважин от ГЗУ до УПСВ (ДНС-1).
  

На состояние построенных нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация снижает прочностные характеристики трубной стали, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб из-за коррозии, проявляется усталостное разрушение труб.

• 
  
  

Геологическая информация

Объект	Геолог. запасы, тыс.т	Модель	Толщина пласта в области моделирования, м	Размеры в области моделирования, км	Число блоков сетки по трем направлениям			Горизонтальные размеры блока сетки, м	Вертикальные размеры блока сетки, м	Число активных блоков модели
					NX	NY	NZ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
ВК1-3	550 474	Геологическая	101,3	31,2 х 66,7	313	667	295	100х100	0,34	11 424 418
	553 820	Фильтрационная	101,3	31,2 х 66,7	313	667	61*	100х100	1,33	3 851 108
АК1-3	47 163	Геологическая	29,5	31,0 x 65,6	310	656	153	100х100	0,30	283 015
	46 736	Фильтрационная	29,5	31,0 x 65,6	310	656	153	100х100	0,30	283 015
ЮК0	44 662	Геологическая	33,0	31,0 x 65,6	310	656	171	100х100	0,20	25 218 909
	44 600	Фильтрационная	33,0	31,0 x 65,6	310	656	21	100х100	1,60	3 097 059
ЮК1	2 836	Геологическая	16,0	29,9 x 65,4	597	1308	153	50х50	0,29	410 172
	2 836	Фильтрационная	16,0	29,9 x 65,4	597	1308	153	50х50	0,29	410 150
П	15 557	Геологическая	4,9	22 x 25	597	1308	127	50х50	0,3	5 665 201
	15 376	Фильтрационная	4,9	22 x 25	455	526	127	50х50	0,3	537 968
ЮК2-9	463 700	Геологическая	96,2	30 х 65	299	654	784	100х100	0,3	43 451 888
	463 990	Фильтрационная	96,2	30 х 65	299	654	196	100х100	1,2	1 862 165
БГ2	11 437	Геологическая	13,2	25 x 50	299	654	174	100х100	0,28	238 059
	11 414	Фильтрационная	13,2	25 x 50	299	654	174	100х100	0,28	238 059
БГ	9 299	Геологическая	5,7	31,0 x 65,6	310	656	59	100х100	0,25	90 157
	9 296	Фильтрационная	5,7	31,0 x 65,6	310	656	59	100х100	0,25	72 406
ДЮК	13 867	Геологическая	69,8	30,0 х 65,0	298	653	549	100х100	0,3	66 888 698
	13 930	Фильтрационная	69,8	30,0 х 65,0	298	653	183	100х100	1,2	1 353 054

---

По состоянию на 01.01.2017 добывающий фонд Каменного ЛУ состоит из 835 скважин, из них: 648 – в работе, 9 – в простое, 44 – в бездействии, 4 - в освоении, 54 – в консервации и 76 – ликвидированы. Эксплуатация скважин производится установками ЭЦН, ШГН, а так же фонтанным способом. На рисунке 10 .13 показан действующий фонд скважин с распределением по способу эксплуатации, откуда видно, что фонтанный способ и установки ШГН составляют менее 1 процента.

Подбор внутрискважинного оборудования для комфортных условий работы насосов рекомендуется проводить в программах SubPump, Автотехнолог, NovometSel-Pro или Rospump.

Для анализа работы оборудования и скважин широкое применение нашли программные продукты «Технологический анализ», OIS, Oil-Info, МИЦАР, МИКОН.

---

Исследования керна

С целью наиболее полного изучения литолого-стратиграфического разреза Каменной площади, коллекторских и петрофизических свойств пород, а также других характеристик продуктивных пластов осуществлялся отбор керна.

В пределах Каменного лицензионного участка пробурено 143 скважины с отбором керна (Error: Reference source not found), из них 24 скважины с отбором керна были пробурены после последнего подсчета запасов, выполненного ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» в 2004 году. Всего с отбором керна пройдено 10696 м, вынос керна составил 7238 м или 67,7 %.

Лабораторные исследования керна проводились в ЦЛ «Главтюменьгеологии», ОАО «СибНИИНП», ООО «Cибгеоцентр» и ООО «ТННЦ». В лабораториях были определены следующие параметры пород продуктивных пластов:

1. 
   Открытая пористость по керосину, воде и гелию;
   
2. 
   Абсолютная проницаемость по газу и гелию;
   
3. 
   Водоудерживающая способность;
   
4. 
   Остаточная нефтенасыщенность;
   
5. 
   Объемная плотность;
   
6. 
   Минералогическая плотность;
   
7. 
   Карбонатность;
   
8. 
   Гранулометрический состав пород;
   
9. 
   Петрографические характеристики пород в шлифах под микроскопом;
   
10. 
    Рентгеноструктурный и термический анализы.
    
11. 
    Определения палинологических ассоциаций и микрофауны из 5 скважин (21 образец).
    
12. 
    Специальные исследования керна (капилярные характеристики, потоковые эксперименты, фазовой проницаемости, смачиваемости и др.).
    

Сводная статистика по количеству определений и средним значениям пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности продуктивных пластов Каменной площади представлены в таблице  2 .7. Можно отметить, что охарактеризованность продуктивных пластов физическими свойствами изменилась не только в связи с появлением новых данных, но и вследствие изменения корреляции пластов.

Данные по физическим свойствам по скважинам продуктивных пластов Каменной площади, охарактеризованные керном и лабораторными исследованиями, представлены в табличном приложении 2.1, подробная информация приведена в отчете по подсчету запасов.

По пласту ВК₁ керн исследован в 71 скважине, проходка с отбором керна составила 1461,4 м, вынос керна – 959,4

---

 м, что составляет 65,6 % к проходке с отбором керна.

Исследования ФЕС выполнены на 1724 образцах керна, в т.ч. по нефтенасыщенной части – 1668, определения гранулометрического состава – на 49 образцах.

В пласте ВК_2-3 выделяется два типа отложений: стандартная викуловская свита и отложения врезанной долины.

По пласту стандартной викуловской свиты ВК_2-3 керн исследован в 32 скважинах, проходка с отбором керна составила 534,8 м, вынос керна – 351,9 м, что составляет 65,8 % к проходке с отбором керна.

Исследования ФЕС выполнены на 674 образцах керна, в т.ч. по нефтенасыщенной части – 308, определения гранулометрического состава – на 44 образцах.

По пласту врезанной долины ВК_{2-3 врез} керн исследован в 16 скважинах, проходка с отбором керна составила 392 м, вынос керна – 305,5 м, что составляет 77,9 % к проходке с отбором керна.

Исследования ФЕС выполнены на 1612 образцах керна, в т.ч. по нефтенасыщенной части – 1448, определения гранулометрического состава – на 26 образцах.
Таблица 2.7 – Средние значения физических свойств коллекторов продуктивных пластов, охарактеризованные керном и лабораторными исследованиями

Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона	Пористость, (Кп), %		Проницаемость (Кпр), мкм2 *10-3					Остаточная водонасыщенность, %
	Количество анализов, шт.	среднее значение		парал.		перпендик.			Количество анализов, шт.		среднее значение
				Количество анализов, шт.	среднее значение	Количество анализов, шт.	среднее значение
ВК1	714	23.7		556	21.6					454		48.2
ВК2-3 +ВК2+3 врез	913	23,7		808	34,6					565		43,2
АК1-3	46	18,1		31	1,22					12		81,1
ЮК0	264	4		80	0,58	1	0,1			18		76,6
ЮК1	3	9,2		2	0,19					103		84,5
П	131	8,7		92	8,12	12	2,36			80		50,5
ЮК2-9	803	11		680	0,95	11	0,06			236		81,6
БГ2	4	8,9		4	0,36					3		85,3
БГ	37	7,4		25	250,4					8		77,9
ДЮК	294	2,1		229	0,49					120		74,4
Итого:	3209			2507		24				1496

---