Особенности разработки задонско-елецкого Антиповско-Балклейского месторождения

По карте остаточных нефтенасыщенных толщин подсчитаны остаточные геологические (балансовые) запасы нефти в необводненном объеме залежи (исключая тупиковую зону пласта), которые при утвержденных подсчетных параметрах составили 1913,8 тыс.т.

Объем залежи в обводненной зоне равен Vобв=108 172 тыс.м3, поровый объем в этой же зоне Vпоробв= Vобв. m = 108 172 *103 *0,14 = 15 144 тыс.м3, а начальные геологические запасы Qгеолобв= 5672,3тыс.т.

Коэффициент нефтеизвлечения в обводненном объеме (Кизвл.обв) на 01.01.2015 рассчитываем как отношение нефти, полученной за счет вытеснения ее закачиваемой водой, к начальным геологическим запасам в зоне пласта реагирующем на закачку. Коэффициент равен:

Кизвл.обв= Qнн/Qгеолобв = 2227,4 /5672,3=0,392                     (4)

т.е. ниже утвержденного (0,455).

Согласно полученным на кернах экспериментальным зависимостям, среднее значение коэффициента вытеснения нефти водой (Кв) принятое для расчетов - 0,65.

Коэффициент охвата вытеснением нефти водой в обводненном объеме (Кохв.в) при таком значении коэффициента вытеснения (Кв) равен:

Кохв.в = Кизвл.обв/К в = 0,392/0,65 = 0,603                         (5) 
3.Техническая часть

3.1Анализ работы  фонда скважин

Залежь нефти в задонско-елецкомгорзонтеАнтиповско-Балыклейского месторождения введена в эксплуатацию в 1969 году.

За весь период разработки месторождения в эксплуатации перебывало 28 скважин, плотность сетки скважин в контуре нефтеносности составляет 135га/скв.

По состоянию на 01.01.2015 года в добывающем фонде числится 21 скважина. Из них 13 скважин эксплуатируют залежь фонтанным способом и 8 (118,139,104,111,122,123,127,144) скважин - механизированным способом (оборудованы насосами типа ЭЦНМ5-50-1300; глубина спуска насосов 1600 м. В контрольном-четыре скважины (28,30,126,128) и в нагнетательном-семь скважин (26,106,113,115,116,117,124). В ликвидированном фонде находится три скважины.

- -Характеристика фонда  скважин Антиповско-Балыклейского
месторождения по состоянию на 01.01.2015г.
Таблица  3.1
Наименование	Характеристика фонда скважин	Всего по месторождению
Фонд добывающих скважин	Пробурено	31
	Возвращено с других горизонтов
	Всего	31
	В том числе:
	Действующие	13
	из них фонтанные	1

 

 

Продолжение таблицы 3.1
	ЭЦН	12
	ШГН
	бескомпрессорный газлифт
	внутрискважинный газлифт
	Бездействующие	1
	В освоении после бурения
	В консервации
	Переведены под закачку	3
	Переведены на другие горизонты
	Ликвидированные	31
	Переведены в контрольные	9
Фонд нагнетательных	Пробурено	5
Скважин	Возвращено с других горизонтов
	Переведены из добывающих	3
	Всего	8
	В том числе:
	Под закачкой	8
	Бездействующие	1
	В освоении после бурения
	В консервации
	В отработке на нефть
	Переведены в добывающие
	Ликвидированные	1
Специальные	в т.ч. контрольные	4
Скважины	Пьезометрические
	поглощающие

 

Из технологического режима видно, что из всего фонда действующих скважин 3 единиц работают с обводненностью от 0 до 10%, 2 скважины – от 10 до 20%, 1 скважина от 60 до 70% и 6 скважин работают с обводненностью свыше 90% (Рисунок 3.1).

 Если проследить распределение  фонда скважин по дебитам, то  получится, что 7скважин работают с дебитами от 0 до 10 т/сут., 1 скважина – от 20 до 30 т/сут., 1 скважина- от 30 до 40%, 1 скважина- от 40 до 50% и 2 скважины с дебитами от 50 до 60 т/сут. (Рисунок 3.2)

Рисунок 3.1 Распределение действующего фонда по содержанию воды %

Рисунок 3.2 Распределение действующего фонда скважин по дебитам

 

Фонтанные скважины в основном со средним значением коэффициента эксплуатации равно 0,98 и изменяется от 0,95 до 1,00. На скважине 79 простои составили 1623 часа из-за капитального ремонта по ликвидации аварии

По скважинам, оборудованным УЭЦН, среднее значение коэффициента эксплуатации равно 0,78 (колеблется от 0,40 до 0,98). Основной причиной простоев скважин является неисправность электронасосов.

Для месторождения в целом фактический коэффициент эксплуатации скважин изменяется в пределах от 0,40 до 1,00 и в среднем составляет 0,91. 

3.2Обоснование  способов дальнейшей эксплуатации  скважин

При текущем среднем пластовом давлении в залежи равном 38,5 МПа многие  малопродуктивные и обводняющиеся скважины прекратили фонтанирование при давлении в  системе сбора в основном до 1,6 -2,5 МПа. В условиях Антиповско-Балыклейского месторождения эксплуатация скважин рентабельна до  95%обводненности их продукции.С целью обоснования приемлемых способов дальнейшей эксплуатации скважин  рассмотрены условия добычи обводненной нефти фонтаном, газлифтом, штанговыми и  электроцентробежными насосами с учётом параметров и возможностей сложившейся системы  поддержания пластового давления и системы сбора и транспорта нефти и газа.

Фонтанная эксплуатация скважин

Расчёт условий фонтанирования произведен на ПЭВМ по программе FONTAN BAS. По  результатам расчётов, построены графики условий фонтанирования скважин для ряда  вероятных значений устьевого  давления (0,6; 1,6; 2,5 и 4,ОМПа) Произведённые расчёты  показывают при текущем пластовом давлении 38,5 МПа скважины прекращают  фонтанирование при обводненности 57%  Для продолжения фонтанирования скважин до предела их рентабельной эксплуатации (до 95%обводненности) при указанных устьевых давлениях (давлениях в системе сбора продукции скважин.) требуется поднять пластовое давление в залежи соответственно до 52;54; 56и 59 МПа, т.е. выше начального пластового давления, что нежелательно из-за возможных утечек нефти за пределы, залежи. Кроме того, при существующей системе ППД невозможно  достичь у казанных величин пластового давления, так как они равны или превышают рабочие забойные давления в нагнетательных скважинах (55-58 МПа), а создавать новую систему ППД на более высокие (15-20 МПа) устьевые давления нагнетания воды технически затруднительно и на стадии доразработки месторождения нецелесообразно. При использовании установленных в системе ППД насосов УЭЦП14-1000-1200  реальный уровень пластового давления, который можно создать в зоне отбора, оценивается в 45 МПа. При таком пластовом давлении возможно продление фонтанирования скважин до, обводненности 80%; 70%; 60% и 45% соответственно при устьевых давлениях 0,6; 1,6; 2,5 и 4,0 МПа, т.е. фонтанным способом не достигается пределрентабельной эксплуатации скважин (95%обводнения) и потому наряду с фонтанным требуется применение и других  способов добычи.

Насосная эксплуатация скважин

Поскольку в сложившихся условиях разработкиАнтиповско-Ба-лыклейского месторождения неосуществима послефонтанная эксплуатация скважин газлифтным способом, рассмотрим возможность и целесообразность дальнейшей эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами; погружными электроцентробежными, диафрагменными, винтовыми, гидропоршневыми насосами. Установлено, что винтовые насосные установки на Антиповско-Балыклейском месторождений применять нецелесообразно (малая вязкость нефти, отсутствие пескопроявления), а гидропоршневые установки пока ещё находятся в опытной  эксплуатации и их серийный выпуск не налажен. Из промышленно, освоенных можно ориентироваться на применение в скважинах Антиповско-Балыклейского месторождения  штанговых, электроцентробежных и диафрагменных насосов.

Расчёт параметров эксплуатации скважин с использованием штанговых глубинных насосов произведен по программе NASOS 12.BAS . Рассчитанная зависимость глубины спуска насоса от производительности скважин для  текущего пластового давления 38,5 МПа, в которой при дебите скважины 20 т/сут и более глубина спуска насоса, превышает1000 м, что осложняет и  снижает эффективность насосной добычи. Намеченное повышение пластового давления в залежи будет способствовать снижению глубины спуска и улучшению условий работы штанговых насосов  Учитывая значительное содержание газа у приема насоса для увеличения коэффициента наполнения насоса и улучшения его работы необходимо применение насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД /16 /) и использование газовых якорей.

Факторами, ограничивающими и затрудняющими эксплуатациюскважин штанговыми насосами являются: низкий динамический уровень жидкости в скважине, высокий газовый фактор (более 200 м3/т) и высокое давление в системе сбора продукции скважин. В этих условиях  более работоспособны электроцентробежные насосы, особенно те из них, которые развивают большой напор и имеют эффективные газосепараторы. Этим требованиям для скважин Антиповско-Балыклейского месторождения наиболее полно отвечает и рекомендуетсяустановка УЭЦНМ5-50-1700 с газосепаратором 1МНГ5.  Производительность насоса 25-70 м3/сут при напоре 1275-1780 м, что обеспечивает реализацию добывных возможностей скважин  даже при низком в них динамическом уровне жидкости и высоком давлении в системе  сбора и транспорта продукции.

 

 

 

Заключение

Антиповско-Балыклейское месторождение расположено в южной части Приволжской возвышенности, на правом берегу Волгоградского водохранилища. Административно месторождение располагается в Камышинском районе Волгоградской области, в 125км к северу от г. Волгограда и в 30км к югу от г. Камышина.

Антиповско-Балыклейское месторождение приурочено к зоне сочленения крупных тектонических форм первого порядка Воронежской антеклизы и Прикаспийской впадины.

По состоянию на 01.01.2015г. на месторождении не выявлено характерных замкнутых форм задонско- елецкого горизонта, а так же не вскрыты отложения кристаллического фундамента. Самой глубокой скважиной № 208, пробуренной до глубины 5800 метров, были вскрыты морсовские слои, проходка по этим отложениям составила 142 метра.

Средняя глубина залегания продуктивного горизонта 4800 метров, средняя общая толщина 20,5 метров, средняя нефтенасыщенная толщина  - 3,75 м. Пластовая температура залежи 110оС. Начальное пластовое давление 54,2МПа, текущее пластовое давление по состоянию 01.01.15 года составило 42МПа.

 Проницаемость по керну колеблется от 0,002 до 0,951мкм2, и в среднем составила 0,143мкм2. По данным ГИС проницаемость изменяется от 0,004 до 0,228мкм2, коэффициент вариации 0,98, средняя  величина по залежи 0,04мкм2.

Начальная нефтенасыщенность, определенная по данным промыслово-геофизических исследований, колеблется от 0,55 до 0,9, средняя величина ее равна0,84; коэффициент вариации по нефтенасыщенности 0,11.

Нефть по групповому углеводородному составу относится к метаново-нафтеновому типу содержание метановых углеводородов 47- 57%, нефтяных 12- 46%, ароматических 1- 15%.

Нефть малосернистая (серы 0,14%), малосмолистая (смол селикагелевых  4,6%), парафинистая (парафина 4,18%). Содержание выкипающих фракций до 200оС - 37%.

Плотность нефтяного газа 1,15кг/м3, относительная плотность 0,954.

С 1969 года была начата пробная эксплуатация нефтяной залежи Антиповско-Балыклейского месторождения. В 1978-1982 году из-за снижения пластового давления , прекратили фонтанирование почти все скважины добывающего фонда(кроме скв 106),отборы нефти из залежи снизились со 101 тыс. т. в 1978году до 36 тыс.т. в 1982году. В результате сокращения отборов нефти из залежи в 1979-1983г.г наблюдалась стабилизация пластового давления.

В 1988-1989годах введены в эксплуатацию четыре новые добывающие скважины (120, 127, 129, 144), годовая добыча по месторождению в эти годы возросла с 78 до 114 тыс. тонн. Объем закачки был увеличен до 420 тыс.м3 в год, среднее пластовое давление в залежи восстановилось с 24,5 МПа (1978г.) до 37 МПа.

Закачка воды в 1991-1993 годах осуществлялась в объемах 410-530 тыс.м3 в год, в результате средневзвешенное пластовое давление в залежи возросло до 45 МПа.

В 1996 году добыча нефти по залежи возросла до 128,9 тыс.тонн, обводненность составила 30,2%; в добывающем фонде находилось 22 скважины.

За период разработки в залежь было закачано 8979тыс.м3 воды, добыто 3336,9 тыс.тонн нефти, 956,1.м3  попутного газа.

В 2014 году из залежи задонско-елецкого горизонта было отобрано 79.4 тыс.тонн нефти, 139.4тыс.тонн жидкости и 16,9 млн.м3 попутного газа.