Файл: Анализ эффективности применения гтм на ОреховоЕрмаковском месторождении по дисциплине Проектирование техники и технологии добычи нефти по разделу Методы интенсификации нефтеотдачи и воздействия на пласт.docx

Из скв. 352 добыто 325 тонн нефти со средним дебитом 9.2 т/сут, обводненность продукции в процессе эксплуатации увеличилась с 15 до 42%.

Всего за этот период работы разведочных скважин добыто 13.5 тыс.т нефти при среднем дебите 37 т/сут.

С целью уточнения строения месторождения и оценки геологических запасов нефти и растворенного газа на Ореховской площади в 2002-2003 гг. выполнены сейсморазведочные работы (2Д) в объеме 350 пог.км. В сентябре 2003 года компанией НК «Магма» была подана заявка в Межведомственную комиссию по лицензированию недр о возврате Ореховского ЛУ в нераспределенный фонд недр. Лицензионные обязательства, связанные с обустройством и реализацией опытно-промышленной разработки первоочередного участка, с 2003 г. не выполнялись. Работы по переоценке геологических запасов в 2003 году были прекращены. [6].

В феврале – марте 2004 г. компанией были выполнены мероприятия по консервации разведочных скв. 351 и 352 и получены заключения Госгортехнадзора. Процедура сдачи лицензии затянулась до 2006 года.

В 2006 г. выполнена оценка рентабельности освоения Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения. В новых экономических условиях компания смогла продолжить работы по освоению месторождения.

В 2006 г. Комиссией по лицензированию недр по ХМАО-Югре было принято решение о продолжении работ по опытно-промышленной разработке Ореховской площади (протокол № 20 от 04.08.2006 г.). [3].

2007 г. – специалистами ООО «Диагеос» составлена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения». Документ утвержден ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре сроком на 7 лет (протокол № 894 от 17.04.2007 г.) со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями для участка опытно-промышленной разработки:

– выделение одного эксплуатационного объекта – пласт ЮВ₁¹;

– расстановка скважин по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м (плотность сетки 25 га/скв);

– формирование девятиточечной системы воздействия;

– реализация комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов, включающего в себя 21 ГРП и 27 ОПЗ;

– максимальные проектные уровни:

• 
  добыча нефти – 183.4 тыс.т (2010 г.);
  
• 
  добыча жидкости – 192.2 тыс.т (2010 г.);
  
• 
  добыча растворенного газа – 16.5 млн.м³/год;
  
• 
  закачка воды – 246.8 тыс. т (2012 г.);
  
• 
  проектный фонд скважин – 24;
  

в т.ч. из бурения – 21;

---

из них – добывающих – 18;

– нагнетательных – 6.

– показатели разработки для проектирования обустройства месторождения на полное развитие:

• 
  добыча нефти – 403.3 тыс.т (2025 г.);
  
• 
  добыча жидкости – 1688 тыс.т (2031 г.);
  
• 
  добыча растворенного газа – 36.5 млн.м³/год (2025 г.);
  
• 
  закачка воды – 1818 тыс. т (2030 г.);
  
• 
  темп отбора от НИЗ – 8.7 %;
  
• 
  проектный фонд скважин – 259;
  
• 
  в т.ч. из бурения – 254;
  

из них – добывающих – 200;

– нагнетательных – 59;

– показатели на весь технологический срок разработки:

накопленная добыча нефти – 11242 тыс.т;

конечный КИН – 0.298 д. ед.

2012 г. – специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» составлена «Технологическая схема разработки Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения», которая является действующим проектным документом на разработку Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения. Работа утверждена ЦКР (протокол № 5386 от 14.06.2012 г.) со следующими принципиальными положениями:

– выделение четырех объектов разработки: пласты ЮВ₁¹ (основная залежь), ЮВ₁¹ (район скв. 354), ЮВ₁^2-1 (район скв. 364), ЮВ₁^2-2 (район скв. 351);

– разработка основного объекта ЮВ₁¹ (основная залежь) по комбинированной системе разработки: в ЧНЗ – обращенная 9-ти точечная с расстоянием между скважинами 500 м, в зонах с нефтенасыщенной толщиной менее 7-10 м – обращенная 9-ти точечная с расстоянием между скважинами 600 м, в ВНЗ – обращенная 9-ти точечная система с горизонтальными скважинами длиной 600 м, где две добывающие скважины в ряду заменены одной горизонтальной скважиной; [1].

– разработка объекта ЮВ₁¹ (район скв. 354Р) системой горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, расстояние между скважинами – 500 м;

– разработка объекта ЮВ₁^2-1 (район скв. 364Р) системой горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, расстояние между скважинами – 450-500 м;

– разработка объекта ЮВ₁^2-2 (районе скв. 351) системой боковых горизонтальных стволов, пробуренных из добывающих скважин по мере их выбытия с объекта ЮВ₁¹ (основная залежь) и вертикальных нагнетательных скважин, углубленных с объекта ЮВ₁¹ (основная залежь), расстояние между скважинами – 500 м;

– фонд скважин всего – 214, в том числе добывающих – 130 (54 ГС), нагнетательных – 70, ликвидированных – 8, водозаборных – 6;

---

– фонд скважин для бурения всего – 160, в том числе добывающих – 96 (54ГС), нагнетательных – 61, водозаборных – 3;

– бурение боковых горизонтальных стволов – 11;

– проведение ГРП – 72 скв/опер;

– накопленная добыча нефти – 7 146 тыс.т.

– достижение КИН по категории запасов ВС₁ – 0.262.

Максимальные проектные уровни представлены в таблице 2.2
Таблица 2.2 - Максимальные проектные уровни

добычи нефти, тыс.т	324.9 (2018 г.)
добычи жидкости, тыс.т	1251.0 (2023 г.)
добыча воды для ППД, тыс.м3	664.5 (2025 г.)
закачки воды, тыс.м3	1331.0 (2025 г.)
добычи растворенного газа, млн.м3	36.0 (2018 г.)
использование растворенного газа, %	95 (2012 г.)

В таблице 2.3 за период 2001-2012 гг. приведены основные технологические показатели разработки по объекту ЮВ₁¹ (основная залежь) и в целом по Ореховской площади.
Таблица 2.3 - Основные технологические показатели разработки объекта ЮВ₁¹ (основная залежь) и Ореховской площади по состоянию на 1.01.2013 г.

Основные показатели разработки	Объект ЮВ11 (основная залежь)	В целом по месторождению
Год ввода в опытно-промышленную эксплуатацию	2008	2008
Максимальная добыча нефти, тыс.т	273.5	273.5
Год достижения максимальной добычи нефти	2012	2012
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	720	720
Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), В+С1, тыс.т	5066	5198
Отбор от НИЗ,%	14.2	13.9
Темп отбора от НИЗ,%	5.4	5.3
Остаточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ), тыс.т	4346	4478
Темп отбора от ОИЗ, тыс.т	5.9	5.8
Текущий КИН, доли ед.	0.037	0.036
Утвержденный КИН, доли. ед.	0.264	0.262
Начальные геологические запасы (НГЗ), тыс.т	19208	19807
Добыча жидкости, тыс.т	391.3	391.3
Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т	961.4	961.4
Средняя обводненность продукции, %	30.1	30.1
Текущий водонефтяной фактор, доли ед.	0.4	0.4
Накопленный водонефтяной фактор, доли ед.	0.3	0.3
Фонд добывающих скважин, шт.	41	41
Действующий фонд добывающих скважин, шт.	37	37
Фонд нагнетательных скважин, шт.	12	12
Действующий фонд нагнетательных скважин, шт.	9	9
Средний дебит нефти, т/сут	24.2	24.2
Средний дебит жидкости, т/сут	34.6	34.6
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут	199.7	199.7
Закачка воды, тыс. м3/год	442.2	442.2
Закачка воды с начала разработки, тыс.м3/год	709.6	709.6
Компенсация отбора текущая, %	87.2	87.2
Компенсация отбора накопленная, %	56.0	56.0

---

По состоянию на 01.01.2013 г. по объекту ЮВ₁¹ (основная залежь) планировалось добыть 689 тыс.т нефти (13.6% от НИЗ категории В+С₁), по факту добыто 720 тыс.т нефти (14.2% от НИЗ). Текущий коэффициент извлечения нефти составил 0.037 доли ед., темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти – 5.4%, фактическая обводненность продукции – 30.1%. Средний дебит скважин за 2012 г. составил: по нефти – 24.2 т/сут, по жидкости – 34.6 т/сут (рисунок 2.1-2.2).




Рисунок 2.1 - Динамика среднего дебита нефти, жидкости и обводненности за период 2001-2012 гг. Объект ЮВ₁¹ (основная залежь)


Рисунок 2.2 - Динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин, добычи жидкости, нефти и закачки воды за период 2001-2012 гг. Объект ЮВ₁¹ (основная залежь)
В 2007 г. была проведена расконсервация двух поисково-разведочных скважин и с 2008 г. начато разбуривание объекта ЮВ₁¹ (основная залежь) согласно принятому в 2007 году проекту пробной эксплуатации. Эксплуатационное бурение начато по квадратной сетке 500х500 м.

Начиная с 2008 г. эксплуатационным бурением введено 50 новых скважин и расконсервирована разведочная скв. 356. Среднегодовые дебиты новых скважин по нефти составили от 1.6 до 69.2 т/сут, по жидкости – 6.5-88.2 т/сут, обводненность – 20-76%. По действующему фонду дебиты нефти и жидкости изменяются в диапазоне 13.3-30.5 т/сут и 15.8-40.5 т/сут при обводненности 12.5-30.1%.

По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти составила 720 тыс.т, накопленная добыча жидкости – 961 тыс.т, водонефтяной фактор – 0.3. Закачка воды организована с 2010 г., накопленный объем закачки составил 710 тыс.м³. За 2012 г. закачка составила 442 тыс.м³, среднегодовая приемистость нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2013 г. составила 199.7 м³/сут.

---

3 Технико-технологическая часть

3.1 Причины перевода действующей скважины на механизированную добычу

Применение тех или иных методов добычи на различных месторождениях нефти и газа зависит от немалого количества факторов, в числе которых, следующие:

- условия залегания недр (пластовые давления и температура, наличие газовой шапки в пласте, пористость и проницаемость пород и т.д.);

- характеристикой добываемой продукции (плотность нефти и ее вязкость, компонентный состав и т.д.);

- динамикой разработки месторождения (среднесуточные дебиты, обводненность добываемой продукции и др.).

Однако основным условием эксплуатации устьевого оборудования является возможность вести добычи на естественной энергии пласта или применять глубинно-насосное оборудование, в числе которого входят электрические центробежные насосы. Так, при запуске в разработку нового месторождения для его рационального извлечения недр сначала используют фонтанное добывающее оборудование и далее по мере снижения дебитов добывающих скважин поэтапно переводят их на механизированную добычу. В таких условиях правильный и своевременный подбор УЭЦН к скважине является важной частью ведения разработки любого нефтегазового месторождения.

Перевод фонтанных скважин на механизированную добычу применяется, когда пластовой энергии недостаточно для подъёма жидкости на заданную высоту. Добыча осуществляется погружными насосами. По типу применяемого глубинно-насосного оборудования различают штанговые (ШГН), электроцентробежные (УЭЦН), гидропоршневые (УГПН), электровинтовые (УЭВН), струйные (УСН) и др.

Электроцентробежные насосы применяются в глубоких и наклонных скважинах, в сильно обводненных, с высокой минерализацией вод, для подъема соляно-кислотных растворов.

Число скважин, оборудованных УЭЦН увеличивается за счет прекращения фонтанирования фонтанных скважин и дальнейшем, перевод их на механизированный способ добычи.
Рисунок 3.1 – Схема УЭЦН

1 – электродвигатель с гидрозащитой; 2 – погружной, центробежный насос; 3 – кабельная линия; 4 – колонна НКТ; 5 – крепежные пояса; 6 – оборудование устья скважины; 7 – станция управления; 8 – трансформатор

3.2 Расчет и подбор оборудования при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу (УЭЦН)

Общие положения

Расчет и подбор УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на механизированную добычу и оптимизации по принятой в НГДУ методике.

Расчеты и подбор базируются на имеющейся в НГДУ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями «Универсальной методики подбора УЭЦН - ОКБ БН», при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин). Давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м³/м³ не должно быть ниже, чем 0,7-0,8 давления насыщения. Установки производительностью менее 50 м³/сут (особенно по фонду скважин, тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос механических примесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ «Спутник» и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН. [5].

Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мех.примеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения – обычное и коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87,

где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».
Задача

Подобрать расчетным путем оборудования для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определить удельный расход электроэнергии при ее работе.

Условно принять: устьевое давление Р_у = 0,8 МПа; давление насыщения Р_нас = 9 МПа.

Исходные данные

Глубина залегания пласта Н, м	2150
Пластовое давление Рпл, МПа	21
Забойное давление Рзаб, МПа	18
Устьевое давление Ру, МПа	1,1
Давление насыщения Рнас, МПа	9
Коэффициент продуктивности К, м3/сут∙МПа	21,3
Обводненность продукции скважины nв, %	30,1
Плотность пластовой воды ρв, кг/м3	1015
Плотность нефти ρн, кг/м3	840
Плотность газа ρг, кг/м3	1,1
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	146
Газовый фактор G, т/м3	60

---