Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

 

В соответствии с технологической  схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.

Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при  котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи /3/.

Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.

Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки (Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419) идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.

Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени  типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.

1.2 История проектирования и разработки месторождения

Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением скважины Тенгиз -1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и  ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1 июля 1996 г.).

Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и утвержден в апреле 1998 г. Государственным Комитетом по запасам Республики Казахстан (ГКЗ).

Месторождение Тенгиз введено в  опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом «Гипровостокнефть» и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).

Добыча нефти на месторождении  увеличилась с 0,94 млн. тонн в год  в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения новых скважин.

В 1993 году единственным маршрутом  экспорта Тенгизской нефти являлся  трубопровод Атырау – Самара с  производительностью один миллион  тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау – Самара до более 3 млн тонн в год.

Ключевым фактором роста ТШО  за период 1995 – 2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти.

В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти  по железнодорожным путям в Финляндию  и Одессу.

К 2000 году ТШО являлся самым крупным  транспортером срой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.

В 2001 году было завершено строительство  Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск.

С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно «проекту опытно-промышленной разработки», выполненному институтом «НИПИмунайгаз» и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).

Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).

Проводимые ТОО “Тенгизшевройл”  с 1993г. исследования (бурение новых  скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК (протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО «Гипровостокнефть», утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года.

1.3 Состояние разработки

1.3.1 Объемы добычи нефти и газа

Динамика нарастания объемов добычи нефти в период с 2000 по 2005 гг. представлена на рисунке 1.2, в то время как в 1993 году добыча нефти составила 1,5 млн. тонн.

Сравнение проектных данных по добычи нефти с фактическими представлено на рисунке 1.3.

Сравнение проектных данных по добычи газа с фактическими представлено на рисунке 1.4.

 

Рис. 1.2 – Годовой объемы добычи нефти 2000 – 2005 гг.

Рис. 1.3 - Проектные  и фактические данные добычи нефти за 2002-2005 гг.

Рис. 1.4 - Проектные и фактические данные добычи газа за 2002-2005 гг.

Как видно из рисунков 1.3 и 1.4, фактическая добыча нефти и газа в течение последних лет превышала проектную.

При разработке по варианту естественного  режима истощения максимальная добыча нефти ожидается с 2010 по 2020 гг., понижение устьевого давления с 10 МПа до 3,5 МПа планируется в период 2021÷2022 г.г., возрастание газового фактора ожидается с 2019 года.

1.3.2 Состояние фонда скважин

Проектом ОПР запроектирована  единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв. Коэффициент эксплуатации скважин – 0,88; коэффициент использования – 0,809.

Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте  ОПР, представлена в таблице 1.2 по состоянию на 15 октября 2002 года.

Таблица 1.2 - Скважины, пробуренные и углубленные за период 1998¸2002 г.г.

Годы	Новые скважины		Углубленные скважины
	номер скважины	кол-во	номер скважины	кол-во
1998	5050	1		0
1999		0	47, 220, 463, 118	4
2000	5056	1	1100, 117, 108, 463st	4
2001	5034, 5857, 5246, 7252, 6846, 6337	6	23, 28, 17, 29	4
2002	5853, 4346, 6261, 5435	4	7252, 46, 5246st, 116st	4
Итого:		12		16

 

По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении пробурено 132 скважин (таблица 1.3). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.

В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое – 14 скважина.

В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.05.2006г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	132
	В том числе:
	Действующие	44
	из них фонтанные	44
	ЭЦН	-
	ШГН	-
	бескомпрессорный газлифт	-
	внутрискваженный газлифт	-
	Бездействующие	14
	В испытании	-
	В бурении	-
	Ликвидированные	14
	Наблюдательные	1
Фонд специальных скважины	Пробурено	9
	В том числе:
	Наблюдательные	6
	Нагнетательные	3

 

Все скважины эксплуатируются  фонтанным способом.

Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект – одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах – серпуховский, в 3 скважинах – окский, в 12 скважинах – башкирский и серпуховский, в 5 скважинах – не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение.

На данный момент 7 скважин, находящихся  во временной консервации, ожидают  добуривания: Т-2К, Т-18, Т-39, Т-60, Т-211, Т-430, Т-456, Т-470.

В настоящее время ТШО имеет  план бурения скважин на Тенгизе  только на ближайшие 5 лет. Он приведен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Рабочая программа по Технологической Схеме 5-ти летний график буровых работ

	2002	2003	2004	2005	2006	Общее количество
1-й вариант Тех.схемы  – задействование 3-х буровых  установок
Количество буровых  установок	3	3	3	3	3
Количество скважин на Тенгизе	5	6	7	7	9	34
Количество скважин на Королеве	1	2	1	0	0	4
Общее количество скважин	6	8	8	7	9	38
2-й вариант Техсхемы  – одна буровая установка освобождена  в 2005 г.
Количество буровых установок	3	3	3	2	2
Количество скважин на Тенгизе	5	7	7	5	5	29
Количество скважин на Королеве	1	2	1	0	0	4
Общее количество скважин	6	9	8	5	5	33
3-й вариант Техсхемы  – одна буровая установка освобождена  в 2003 г.
Количество буровых установок	3	2	2	2	2
Количество скважин на Тенгизе	5	5	4	5	6	25
Количество скважин на Королеве	1	2	1	0	0	4
Общее количество скважин	6	7	5	5	6	29

 

Из таблицы следует, что массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода Второго поколения.

В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения оценочных  скважин. К моменту составления  технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты.

Рабочая программа бурения и  углубления скважин, утвержденная ГКЗ РК приведена в таблице 1.5.

 

Таблица 1.5 – Рабочая программа бурения и углубления скважин

Годы	Ввод скважин из бурения за год			фонд скважин пробуренных с начала разработки на начало года	фонд нагнетательных скважин на конец года
	Всего	Добыв.	Нагнет.
2005	11	7	4	120	0
2006	3	3	0	131	4
2007	5	5	0	134	8

 

Восемь нагнетательных скважин  включены в первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):

ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и Т-5246.

ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848.

Коэффициент использования фонда  скважин изменялся от 0,51 (1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

1.3.2.1 Обоснование выбора рекомендуемых  способов эксплуатации 

скважин, устьевого и внутрискважинного  оборудования

Фонтанирование  скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.