Дипломная работа: Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

1.4 Запасы нефти и газа

На основе данных поисково-разведочного бурения, в 1988 году был произведен оперативный подсчет запасов нефти и газа. Начальные балансовые запасы нефти составили 22327 тыс. тонн, извлекаемые - 5722 тыс. тонн.

В 1991 году институт «СахалинНИПИморнефть» произвел подсчет запасов нефти и газа. Запасы нефти категории В + С1 месторождения в объеме 16466 тыс. тонн балансовых и 5375 тыс. тонн извлекаемых утверждены в ГКЗ.

Поскольку месторождение разбито сбросовыми нарушениями на ряд блоков, количество залежей, установленных по материалам опробования, составляет 53. Кроме того, по материалам ГИС выявлены 40 залежей, а в блоках, где некоторые горизонты не опоискованы, предполагается наличие еще 32 залежей углеводородов. Таким образом, общее число залежей углеводородов на месторождении, по которым производился подсчет запасов, составляет 125.

Через пять лет после подсчета запасов по шести залежам месторождения добыча превысила объемы извлекаемых запасов, подсчитанных по этим залежам. Использование извлекаемых запасов составило от 112 до 169 %. А по залежи 18 пласта в 4 блоке использование извлекаемых запасов достигло 257 %! Это свидетельствует о необходимости уточнения запасов, а также по изменению подхода к объединению блоков в объекты разработки.

На 01.01.2002 года на балансе ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» по месторождению начальные запасы нефти категории В + С1 числились: балансовые - 18967 тыс.т, извлекаемые - 6118 тыс.т. Запасы свободного газа, включая газ газовых шапок, составляли 10033 млн. м³, запасы конденсата - 709 тыс. тонн, в т. ч. 530 тыс. тонн - извлекаемых.

Запасы нефти по данным постоянно действующей комиссии по запасам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» на 1 января 2006 года: начальные балансовые составили 20352 тыс. тонн. Начальные извлекаемые запасы составили 7060 тыс. тонн нефти. Добыча нефти на 1 января 2006 года составила 5741 тыс. тонн. Остаточные балансовые запасы соответственно - 14611 тыс. тонн. Остаточные извлекаемые - 1319 тыс. тонн.

1.5 Динамика основных показателей разработки

1.5.1 Характеристика фонда скважин

Эксплуатационный фонд по состоянию на 1.06.2006 г. составил 40 добывающих и 5 нагнетательных скважин. В действующем фонде находилось 34 добывающих и 3 нагнетательные скважины, в бездействии - 6 добывающих и 2 нагнетательные скважины соответственно. В консервации числилось 6 нефтяных, скважин, в наблюдении - 11 скважин. Из общего числа добывающих скважин 1 эксплуатируется фонтанным способом, 15 - газлифтным, 1 - ШГН и 16 - ЭЦН.

В 1998 году в действующем фонде было максимальное количество скважин - 42. С 1994 года введен газлифт. Скважины, эксплуатирующиеся с помощью ЭЦН переводились на газлифт. На 1 января 1999 года количество газлифтных скважин было максимальным - 27 скважин. В это же время количество скважин, эксплуатирующихся ЭЦН, было наоборот минимальным - всего 4 скважины. Сокращение фонда ЭЦН связано не только с переводом на газлифт. Фонд сокращался из-за аварий на этих скважинах, когда обрывались трубы вместе с электроцентробежными насосами. При глубинах 1500-2500 метров, как на месторождении Монги, такие аварии ликвидировались с помощью установки А-50. На месторождении Мирзоева, при глубинах около 3500 метров установка А-50 не всегда применима. Необходима установка большей грузоподъемности. В этом же году резко снизилось количество скважин, оборудованных ШГН. На месторождении Мирзоева штанговыми насосами добывать нефть становится практически невозможным, так как пластовые давления снижены на 150-200 атмосфер от начальных. Статические уровни достигают величин до 2000 метров. Кроме того, парафинистая нефть еще больше усугубляет проблему.

В настоящее время на месторождении работает всего одна скважина, оборудованная ШГН - № 55. В НГДУ реализуется программа перевода газлифтных скважин на эксплуатацию с помощью УЭЦН. Количество газлифтных скважин сократилось до 15 (27 - в 1999 году), а количество скважин, оборудованных УЭЦН, увеличилось до 16 (в 1999 году - 4 скважины). Продолжают фонтанировать одна или две скважины. Обе оборудованы газлифтными клапанами и в случае прекращения фонтанирования на скважину подается газ с компрессорной станции и фонтанирование может продолжиться. Эти скважины скорее можно было бы отнести к категории газлифтных.

Информация по всему фонду скважин месторождения Мирзоева по состоянию на 1.06.2006 г. приведена в приложении. В таблице даны все номера скважин, краткая информация о скважине: пласт, блок, способ эксплуатации и текущее состояние скважин. В верхней части таблицы приведено количество скважин каждой из категорий фонда. Представленная ниже таблица характеризует динамику фонда скважин за период с 1 января 1994 года по 1 января 2006 года.

Таблица 1.5

Динамика фонда скважин по способам эксплуатации

Рис. 1.7 Динамика фонда скважин по способам эксплуатации

1.5.2 Динамика основных показателей разработки

С начала разработки из месторождения добыто 5741 тыс. т нефти, и 2995,0 млн. м³ газа. Жидкости в пластовых условиях извлечено 23471 тыс. м³. Извлекаемые запасы нефти использованы на 82 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,282. Остаточные запасы на 1.01.02 г. составляют 1319 тыс. т.

По некоторым залежам (ХХ пласт - III блок; XVIII пласт в IV, V блоках; XVI пласт в III, VI блоках; XIV пласт III блок и других), накопленная добыча уже превысила извлекаемые запасы. В большинстве случаев это связано с величиной принятого в ГКЗ КНИ и неучетом запасов С₂, а в других - с проблемой распределения добычи, как по скважине №9 (в интервале перфорации которой через разрывное нарушение стыкуются XVI и XVIII пласты), и с перетоками. По месторождению необходимо произвести пересчет извлекаемых запасов, так как остаточные извлекаемые запасы не обеспечивают текущих отборов нефти.

Добыча нефти за последние годы снижается. Причиной данной тенденции является как снижение пластового давления и обводнение скважин, так и уменьшение действующего фонда, вследствие выхода части скважин в длительные простои из-за аварийных ситуаций (скв 45, 54, 56, 74, 76, 104, 116, 119, 126, 127, 128, 135). Среднегодовой дебит нефти одной скважины уменьшился с 14,3 до 12,7 т/сут, а обводненность возросла с 75 до 82 %. Газовый фактор 744 (812) м³/т.

Согласно Технологической схеме 1991 г., добыча нефти в 2001 году должна была составить 188,2 тыс. т. Несоответствие с уровнями, заданными в проектном документе, вызвано отсутствием полномасштабной системы ППД, отсутствием проектного фонда скважин по ряду объектов, низкий уровень (в сравнении с проектом) действующего фонда. К тому же существуют сложности с газлифтом. Недостаток газа для газлифта побудил к составлению программы перевода газлифтных скважин на работу установками ЭЦН. Дополнительной причиной реализации подобной программы явилось использование УЭЦН фирмы Shlumberger, позволяющих извлекать нефть в сложившихся условиях месторождения им. Мирзоева. Отечественные установки на больших глубинах работают с меньшим коэффициентом полезного действия. Продолжительность бесперебойной работы также значительно ниже, чем у установок фирмы Shlumberger.

НГДУ "Катанглинефтегаз" желает полностью отказаться от такого неадекватного на месторождении способа, как глубинно-насосная (ШГН) эксплуатация. Но отсутствие требуемого количества УЭЦН и определенный дефицит газа сдерживает возможное достижение оптимальных отборов жидкости.

Рис. 1.8 Динамика показателей разработки в целом и отдельными способами эксплуатации на месторождении им. Мирзоева

Всего на месторождении пробурены 104 скважины, в т.ч. 74 - нефтяной фонд, 7 - нагнетательный фонд и 23 - газовые. Из них ликвидировано 19 скважин.

Уровни добычи за последние годы по месторождению приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6

Колебания добычи нефти вызваны, в основном, работой газлифтного фонда скважин.

Больше половины действующего фонда приходится на скважины с обводненностью более 80%, что говорит о необходимости массового проведения изоляционных работ (химическим способом, дострелами), а также возврата скважин на другие горизонты. Основные КРС осуществлялись на аварийном фонде скважин, что вполне правомерно, т.к. удельный вес таких скважин слишком велик для месторождения - 12 (почти 17 % пробуренного нефтяного фонда)

1.5.3 Анализ реализуемой системы разработки

Месторождение им. Р.С. Мирзоева было открыто в 1984 году, когда был получен приток газа из скважины № 6. В том же году был получен фонтан нефти из скважины № 60.

До 1987 года месторождение находилось в пробной эксплуатации, а в 1987 году решили ввести в промышленную разработку сроком на 5 лет. В 1988 году были оперативно подсчитаны запасы нефти и газа.

До 1988 года все скважины месторождения эксплуатировались фонтанным способом. С 1988 года после завершения фонтанирования ряда скважин, начали использовать погружные электроцентробежные насосы. В девяностых годах начали применять газлифтный способ эксплуатации.

С началом эксплуатации скважин электроцентробежными насосами скважины, прекратившие фонтанирование, после запуска насоса через несколько суток начинали вновь фонтанирование. Насосы можно было останавливать, добыча велась через затрубное пространство. Когда заканчивалось фонтанирование, насос вновь запускали, затем скважина могла опять фонтанировать. Проблема заключалась в том, что при фонтанировании поднималось высокое давление на устье скважины в затрубном пространстве. Кабельный ввод не рассчитан на давления 150-250 атм. Сбросить давление можно увеличением штуцера на устье скважины, но при этом происходило нерегулируемое поступление скважинной продукции. Дебиты скважин достигали 700 тонн нефти в сутки (скважина № 77 выдавала «на гора» до 1200 тонн нефти в сутки). Возникала опасность досрочного обводнения. Снижение потока штуцированием сразу создавало аварийную ситуацию: на устье скважины мог не выдержать кабельный ввод. Такая фонтанно-электроцентробежная эксплуатация продолжалась несколько лет. С началом эксплуатации скважин газлифтом проблема снизилась. С падением пластового давления фонтанирование продолжалось с низкими устьевыми давлениями, не создающими проблем на устье.

За все годы эксплуатации на месторождении добыча нефти отставала от проектной. В последние годы добыча почти совпадает с запроектированной в тех. схеме. Возможно в ближайшие годы величины добываемой нефти будут совпадать с запроектированной, так как разбуривания залежей месторождения больше не планируется, пластовые давления падают, обводнение растет. Растет и неработающий фонд скважин. Для реанимации большинства бездействующих скважин требуются немалые затраты. Большие глубины аварийных скважин требуют буровых подъемных механизмов и, соответственно, больших затрат. Ожидаемые дебиты реанимированных скважин будут окупать затраты на капитальные ремонты многие месяцы, а может быть и годы.