Курсовая работа: Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении
В связи с высокой обводненностью продукции и низким дебитом, 164 скважины находятся в фонде консервации, из них 10 - на пласт БС8 1 , 18- на пласт БС10 2 и 138 - на БС11 .
Фонд контрольных и пьезометрических скважин составляет 14 скважин.
Ликвидированы или в ожидании ликвидации находятся 73 скважины.
По состоянию на 1.01.2006 г. на Барсуковском месторождении эксплуатационный фонд нагнетательных скважин представлен 78 скважинами (БС8 1 – 3, БС10 2 – 10, БС11 – 68). Из них под закачкой находится 29 скважин (БС8 1 – 1, БС10 2 – 6, БС11 – 23), в бездействующем фонде - 48 скважин (БС8 1 – 2, БС10 2 – 3, БС11 – 44). Из числа пробуренных нагнетательных скважин 37 находятся в консервации (БС10 2 – 3, БС11 – 34) и 10 скважин пласта БС11 - в ликвидации.
В отработке на нефть в целом по месторождению находятся 32 нагнетательные скважины.
Водозаборный фонд отсутствует.
Структура фонда скважин по каждому из пластов и по всему месторождению приведена в таблице 3.2.
Месторождение является четырехпластовым. Пласты в плане частично совпадают. В фонде имеется 23 скважины, совместно эксплуатирующие два пласта, в том числе: 21- добывающая и 2- нагнетательных.
За 2005 год в целом по месторождению средний дебит по нефти составил 22 т/сут, по жидкости – 67,4 т/сут при обводненности 67,3 %.
Утвержденные проектные и фактические показатели в целом по месторождению за период с 2001 по 2005 гг. приведены в таблице 3.3.
С начала разработки добыча нефти по месторождению составила 22630 тыс.т, а по пластам БС8 1 , БС10 2 и БС11 - 772, 3584 и 18274 тыс.т, соответственно. Фактическая добыча по месторождению на 4924 тыс.т. меньше проектной, наибольшее отставание наблюдается по основному пласту БС11 – 5133 тыс.т.
Объемы закачки отличаются более заметно – вместо проектных 106,7 млн.м3 закачено всего 64,1 млн.м3 , а в прокаченных объемах проект/факт– 0,79 / 0,44.
Добыча нефти по месторождению за 2004-2005гг. превышает проектные показатели. В 2005 г. она составила 924 тыс.т. (35% от максимального), темп отбора от НИЗ – 2,1 %, вместо 1,6 % проектных для этого года. Добыча жидкости и закачка воды составили 2824 тыс.т. и 2802 тыс.м3 – практически вдвое меньше соответствующих проектных показателей. Компенсация с начала разработки превышает проектную и составляет 114 %, поэтому текущая компенсация несколько ниже 100 %.
Действующий фонд нефтяных скважин значительно меньше проектного– более чем в три раза. Значительная часть скважин находится в консервации и бездействии, самый низкий процент действующего фонда на объекте БС11 .
Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов месторождения. Периферийные области и в особенности западная часть основного пласта БС11 преимущественно находятся в ВНЗ, с высокой средней водонасыщенностью, коллектор имеет низкую песчанистость и проницаемость.
Также можно отнести к трудноизвлекаемым, запасы пласта БС8 1 , особенностью которого является сочетание следующих отрицательных факторов: наличие активной подошвенной воды; ухудшение фильтрационных свойств коллектора по разрезу снизу-вверх; высокая переходная зона смешанного насыщения нефть+вода.
Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г
| Характеристика фонда скважин | БС8 | БС10 1 | БС10 2 | БС11 | Всего | |
| фонд добывающих скважин | всего | 43 | 0 | 53 | 371 | 446 |
|
в том числе: нагнетательн в отработке на Нефть | 3 | 0 | 6 | 23 | 32 | |
| действующие | 16 | 0 | 27 | 93 | 120 | |
| из них ЭЦН | 16 | 0 | 27 | 75 | 102 | |
| ШГН | 0 | 0 | 0 | 18 | 18 | |
| фонтанные | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| бездействующие | 10 | 0 | 7 | 60 | 74 | |
| в освоении и ожидании освоения | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | |
| в консервации | 10 | 0 | 18 | 138 | 164 | |
| пьезометрические и контрольные | 2 | 0 | 0 | 12 | 14 | |
| ликвидированные и в ожидании ликвидации | 5 | 0 | 1 | 67 | 73 | |
| фонд нагнетательных скважин | всего | 3 | 0 | 12 | 112 | 125 |
|
в том числе: действующие | 1 | 0 | 6 | 23 | 29 | |
| бездействующие | 2 | 0 | 3 | 44 | 48 | |
| в освоении и ожидании освоения | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | |
| в консервации | 0 | 0 | 3 | 34 | 37 | |
| пьезометрические и контрольные | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| ликвидированные и в ожидании ликвидации | 0 | 0 | 0 | 10 | 10 |
Помимо геологических причин имели место и технико-экономические. Высокая начальная обводненность скважин и их низкие дебиты приводили к большим межремонтным периодам, низким коэффициентам использования скважин. Значительное число скважин выведено из эксплуатационного фонда по высокой обводненности продукции. На многих скважинах в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что затрудняло их эксплуатацию и препятствовало проведению мероприятий по повышению продуктивности и увеличению нефтеотдачи.
Таблица 3.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Барсуковского месторождения
| Показатели | 2001 | 2002 | 2003 | |||||||
| проект | факт | проект | факт | проект | факт | |||||
| добыча нефти, тыс.т | 820,6 | 381,9 | 776,4 | 349 | 728,4 | 448,7 | ||||
| добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 24666 | 20049 | 25442 | 20398 | 26171 | 20847 | ||||
| добыча жидкости всего, тыс.т | 5291 | 1511 | 5433 | 1484 | 5526 | 1677 | ||||
| добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 67188 | 40484 | 72622 | 41968 | 78148 | 43645 | ||||
| средняя обводненность продукции действующих скважин, % | 84,5 | 74,7 | 85,7 | 76,5 | 86,8 | 73,2 | ||||
| закачка воды, тыс.м3 | 5745 | 1728 | 5882 | 1463 | 5955 | 1627 | ||||
| закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | 83025 | 55981 | 88907 | 57444 | 94862 | 59071 | ||||
| компенсация отбора с начала разработки, % | 111 | 118 | 111 | 117 | 110 | 116 | ||||
| ввод новых добывающих скважин всего, шт | 13 | 0 | 13 | 6 | 0 | 11 | ||||
| действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт | 419 | 115 | 419 | 136 | 420 | 146 | ||||
| ввод нагнетательных скважин, шт | 5 | 1 | 5 | 1 | 1 | 4 | ||||
| действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт | 158 | 42 | 163 | 31 | 163 | 33 | ||||
| средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут | 7,8 | 9,6 | 6 | 8,2 | 5,6 | 9,1 | ||||
| средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут | 50,3 | 38 | 41,9 | 35 | 42,3 | 34,2 | ||||
| средняя приемистость скважин по воде, м3 /сут | 168 | 146 | 167 | 120 | 168 | 154 | ||||
| текущий КИН | 0,232 | 0,178 | 0,239 | 0,182 | 0,246 | 0,186 | ||||
| отбор от НИЗ, % | 59,6 | 45,9 | 61,5 | 46,7 | 63,2 | 47,7 | ||||
| темп отбора от НИЗ, % | 2 | 0,9 | 1,9 | 0,8 | 1,8 | 1 | ||||
| добыча нефти, тыс.т | 705,8 | 859,7 | 678,2 | 923,5 | ||||||
| добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 26877 | 21707 | 27555 | 22630 | ||||||
| добыча жидкости всего, тыс.т | 5546 | 2144 | 5571 | 2824 | ||||||
| добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 83694 | 45790 | 89264 | 48613 | ||||||
| средняя обводненность продукции действующих скважин, % | 87,3 | 59,9 | 87,8 | 67,3 | ||||||
| закачка воды, тыс.м3 | 5938 | 2233 | 5929 | 2802 | ||||||
| закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | 100800 | 61304 | 106729 | 64106 | ||||||
| компенсация отбора с начала разработки, % | 110 | 115 | 109 | 114 | ||||||
| ввод новых добывающих скважин всего, шт | 0 | 4 | 0 | 1 | ||||||
| действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт | 419 | 129 | 418 | 120 | ||||||
| ввод нагнетательных скважин, шт | 0 | 2 | 0 | 2 | ||||||
| действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт | 163 | 30 | 163 | 29 | ||||||
| средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут | 5,4 | 18,5 | 4,6 | 22 | ||||||
| средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут | 42,8 | 46,2 | 37,6 | 67,4 | ||||||
| средняя приемистость скважин по воде, м3 /сут | 168 | 208 | 137 | 253 | ||||||
| текущий КИН | 0,253 | 0,193 | 0,259 | 0,201 | ||||||
| отбор от НИЗ, % | 64,9 | 49,6 | 66,6 | 51,8 | ||||||
| темп отбора от НИЗ, % | 1,7 | 2 | 1,6 | 2,1 | ||||||
В 2003 году в связи с вовлечением в разработку новых запасов северных залежей пластов БС10 2 и БС11 наблюдалось увеличение добычи нефти с 349 тыс.т в 2002г. до 449 тыс.т и жидкости с 1484 тыс.т до 1677 тыс.т. Рост добычи нефти и жидкости продолжился и в 2004-2005гг. Средний дебит действующих скважин увеличился более чем в 2 раза ( с 9,1 т/сут в 2003 г. до 18,5 т/сут в 2004г. и 22 т/сут в 2005г.).
Рост обводненности продукции скважин по данному месторождению имеет довольно плавный характер. В 2003 году отмечено уменьшение процента воды по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность продукции уменьшилась еще на 13 % и составила 60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал расти и достиг 67%.
В 2002-2003г. было отмечено падение дебита нефти, но в 2004г. средний дебит нефти вырос, в связи с сокращением числа действующих высокообводненных скважин и составил 5,4 т/сут. Низкий прирост среднего дебита по нефти объясняется приобщением скважин с пласта БС11 с обводненностью более 90 - 95%.
Разработка северного купола этого пласта началась в 1996г., и до середины 2002г. работала одна разведочная скважина. Бурение новых скважин в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации разработки в 2005г. позволили увеличить добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи сформирована система приконтурного заводнения, максимальный уровень закачки составил 465 тыс.м3 .
Следует отметить, что в последние годы на месторождении проводится большой объем комплексных мероприятий, что позволяет значительно увеличить продуктивность скважин, по которым получаются наибольшие эффекты. К основным комплексным мероприятиям следует отнести проведение последовательно обработки призабойной зоны скважин и оптимизации режимов работ, дострелов и перестрелов пластов с последующей оптимизацией, гидроразрыв пласта и оптимизация режимов работ скважин [2].
4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА КАРАМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ