МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ Нефтегазовое отделение имени Ю.Г.Эрвье 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений «ВКР допущена к защите» заместитель директора по учебно-методической работе Т.Б. Балобанова «____» __________2024г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ВОСТОЧНОСУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВКР – 21.02.01.2153.2024 Выполнила: обучающийся очной формы обучения Спицина Кристина Эдуардовна Руководитель: Нормоконтролер: _________________ Гатауллин Эльмир Феликсович _________________ Ихсанова Зухра Шатаевна Тюмень, 2024 СОДЕРЖАНИЕ 1 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ..................................................... 2 1.1 Географическое расположение ........................................................................ 1 2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ .............. Ошибка! Закладка не определена. 2.1 Текущее состояние разработки ............ Ошибка! Закладка не определена. 2.2 Контроль и регулирование разработкиОшибка! Закладка не определена. 2.3 Состояние реализации проектного фонда скважинОшибка! Закладка не определена. 3 ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЗ НА КЕЧИМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИОшибка! Закладка не определена. 3.1 Анализ эффективности ОПЗ в период 2003-2017 гг.Ошибка! Закладка не определена. 3.2 Анализ эффективности ОПЗ на группе объектов АВОшибка! Закладка не определена. 3.3 Анализ эффективности ОПЗ на группе объектов ЮВОшибка! Закладка не определена. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ....................................................................................................... 1 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицина 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Ихсанова 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 Лит. СОДЕРЖАНИЕ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 ВВЕДЕНИЕ Большая часть крупных месторождений Западной Сибири вступили в позднюю стадию разработки, которая характеризуется высокими значениями обводненности и снижением уровня добычи. Проблема ограничения отбора воды является очень актуальной за последние годы. Из-за резкой неоднородности горизонтов, разработки их сеткой скважин, постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным и большинство запасов нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин. В ходе эксплуатации нефтяных месторождений в пластах перемещение вытесняющего агента происходит по высокопроницаемым пропласткам и трещинам, а низкопроницаемые участки остаются нетронутыми. Таким образом, комплексное применение технологий ограничения водопритоков и грамотное распределение закачиваемого агента с помощью методов регулирования процесса разработки позволят значительно снизить объемы попутно-добываемой воды и добыть остаточные запасы, тем самым снизив показатель обводненности при эксплуатации месторождений. Целью дипломной работы является анализ способов снижения обводненности продукции нефтяных скважин на поздней стадии разработки Восточно-Сургутского месторождения. Для этого были поставлены следующие задачи: ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицина 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Ихсанова 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 Лит. СОДЕРЖАНИЕ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 1) Изучить геологическую характеристику месторождения 2) Провести анализ текущего состояния разработки месторождения 3) Проанализировать способы снижения обводненности продукции скважин, применяемые на месторождении ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицина 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Ихсанова 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 Лит. СОДЕРЖАНИЕ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 1 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1 Географическое расположение Восточно-Сургутское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности (рисунок 1.1). Вследствие того, что в южной части месторождения в широтном направлении протекает река Обь с многочисленными притоками, его большая (северная) часть передана на баланс и промышленное освоение ОАО “Сургутнефтегаз”, а южная - ОАО “Юганскнефтегаз”. Середина основного русла реки Обь принята за разграничительную линию территорий влияния этих обществ на месторождении. Рисунок 1.1. Географическое расположение месторождения ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицина 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Ихсанова 09.22 Утвердил Пальянов 09.22 а Лит. 1 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 Географически ОбскоИртышской месторождение провинциях находится лесной в области Сургутской и Западно-Сибирской географической страны. Климат района – континентальный. Среднегодовая температура почвы + 3,2 оС. Лето короткое и умеренно тёплое. Его продолжительность составляет 50 – 60 дней. Самым тёплым месяцем является июль, его средняя температура равна +16,8 оС. Зима продолжительная, снежная и суровая. Самым холодным месяцем является январь, его средняя температура равна –21,5 оС. Устойчивые морозы продолжаются в течение 164 дней. Осадков выпадает много – 680 мм, преимущественно с апреля по октябрь. Коэффициент увлажнения больше 1. Гидрография в пределах месторождения представлена реками, озёрами, болотами и водохранилищем (Сургутская ГРЭС). По водному режиму реки принадлежат к рекам с весенне-летним половодьем и паводками в тёплое время года. На приречных частях и водоразделах, а также на повышенных формах рельефа почвы представлены иллювиально-гумусовыми и иллювиально- 14 железистыми подзолами. В болотном ряде почв выделяются торфяные, торфяноглеевые и торфянисто-перегнойно-глеевые типы. На территории месторождения находятся территории с особым правовым режимом: городская черта города Сургута, защитные леса водоохранные зоны рек и озёр. В связи с этим хозяйственная деятельность должна осуществляться с учётом соответствующих кодексов. Инфраструктура на месторождении значительно развитая. Она представлена пунктами подготовки, системой сбора и хранения нефти, напорными и межпромысловыми нефтепроводами и газопроводами, дожимными насосными станциями, развитой сетью автомобильных дорог, базой производственного обслуживания и системой электроснабжения. Вблизи месторождения отсутствуют объекты магистрального транспорта товарной продукции. Ближайший пункт сбора, подготовки и хранения нефти – Западно-Сургутский ЦПС. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Ближайшая Лист 1 нефтеперекачивающая станция системы ПАО «АК Транснефть» находится на Западно-Сургутском месторождении. 1.2 История освоения месторождения Восточно-Сургутское месторождение открыто в 1977 году, хотя данная площадь для глубокого бурения была подготовлена после сейсморазведочных работ в 1971 году. Открыло месторождение экспедиция Главтюменьгеология. Дальше работы на данной площади проводила Восточно-Сургутская экспедиция. Площадь данного нефтяного месторождения очень хорошо изучена путем сейсморазведочных работ. К 1999 году было пробурено тридцать семь поисково-разведочных скважин. Так была создана база для освоения данного нефтяного месторождения. Больше всего были изучены продуктивные отложения горизонтов ЮС1 и ЮС2. В меньшей степени изучены ачимовские отложения, а остальные непродуктивные пласты изучены только в единичных скважинах. Первой скважиной стала 28Р, разработка которой началась после испытания пласта ЮС1 в интервале 2840-2844 метров. Промышленная разработка началась в 1986 году, именно с этой даты нефтяники и ведут отсчет. Рекордный показатель добычи был достигнут в 2009 году. Тогда за год компания смогла извлечь 1596 тыс. тонн углеводородов. 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Восточно-Сургутское нефтяное месторождение приурочено к Сургутскому своду - крупной положительной структуре I порядка и расположено в его юго-восточной части. Амплитуда свода от пород палеозойского возраста вверх по разрезу постепенно уменьшается от 350-500м до 200м по кровле меловых отложений, что связано с нивелированием ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 2 структурных планов в процессе осадконакопления мезо-кайнозойских терригенных пород. Так же месторождение связано с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба, в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского сводов. На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными куполами, к которым приурочено Восточно-Сургутское нефтяное месторождение. Общее направление погружения моноклинали выдержано по всему разрезу осадочного чехла с северо-запада на юго-восток. Амплитуда погружения по поверхности тюменской свиты составляет около 350 метров (от отметки -2747м до -3092м). В пределах месторождения к нефтеносным относятся терригенные отложения сортымской свиты нижнемелового возраста (пласт БС100, ачимовская толща – пласты БС21 и БС22), васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС11) и тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС21). В пяти продуктивных пластах обнаружено 25 залежей нефти, совпадающих в плане в разной степени. Этаж нефтеносности изменяется от кровли нефтенасыщенного коллектора пласта БС100 (2252,4 метра) до подошвы нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС21 (2814,9 метра), таким образом он составляет 563 метра. Продуктивность залежей доказана итогами испытаний скважин. Ниже приводится характеристика геологического строения продуктивных пластов сверху вниз по разрезу. Пласт БС100, на Восточно-Сургутском месторождении в отложениях пласта БС100 выявлено пять залежей нефти. Продуктивность пласта доказана итогами испытаний как разведочных, так и эксплуатационных скважин. Были получены притоки нефти с дебитом от 1,5 до 66,3 м 3/сут. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуется коллекторы, расположенные в юго-восточной части пласта. Песчаные пропластки, обладающие лучшими ФЕС, расположены в верхней части пласта. В среднем общая толщина пласта ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 3 равна 7,3 м, нефтенасыщенные из которых – 3,7 м. В продуктивной части пласт представлен двумя пропластками. Коэффициент песчанистости разреза равен 0,56. Средние ФЕС пласта следующие: коэффициент пористости равен 0,24; проницаемость равна 166,7*10-3 мкм2; коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,64. Пласты ачимовской толщи, среди комплексов нефтегазоносных отложений Западной Сибири наиболее сложно построенными являются отложения ачимовской толщи, которые представлены линзами песчаноалевритовых пород. В границах 16 месторождения в составе ачимовской толщи обнаружены две линзы. Обе линзы наклонены в западном направлении относительно поверхности баженовской свиты. Одна из линз является продуктивной, в ней выделяются пласты БС21 и БС22. Пласт БС21, в пределах Восточно-Сургутского ЛУ представлен одной залежью нефти в районе скважины №169Р. Залежь расположена в северной части ЛУ, открыта в 1984 году. Скважина вскрыла нефтенасыщенный коллектор на абсолютной отметке 2683 м, нефтенасыщенная толщина в ней составила 5,4 м. С запада и юга залежь ограничена зоной неколлектора, на восточной части происходит выклинивание продуктивной линзы, на севере залежь контролируется ВНК. По типу залежь является пластовой сводовой, литологически экранированной. Высота залежи составляет 11 метров, а размеры– 2 на 1,4 км. Фильтрационно-емкостные свойства пласта БС21 крайне низкие: коэффициент пористости составляет 0,17; проницаемость равна 3,4*10-3 мкм2, а коэффициент нефтенасыщенности – 0,43. Пласт БС22, в пределах пласта в 1982 году выявлена одна залежь нефти, вскрыта двумя разведочными и одной эксплуатационной скважиной. При испытании разведочных скважин получены притоки нефти дебитами 3,6 (скв. №169Р) и 7,2м3/сут (скв. №156Р). Размеры залежи составляют 4,4 на 2,4 км, высота достигает 16 м, по типу является пластовой сводовой, литологически экранированной. Границы залежи с запада и юга ограничены зоной неколлектора, на востоке происходит выклинивание продуктивной линзы, на ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 4 севере залежь контролируется ВНК. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 3,1 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта БС22 также невысокие: коэффициент пористости составляет 0,19; проницаемость равна 34,6 *10-3 мкм2, а коэффициент нефтенасыщенности – 0,50. Пласт ЮС11, все скважины месторождения вскрывают песчаники пласта ЮС11. В границах пласта обнаружено 17 залежей нефти. Продуктивность пласта доказана итогами испытаний как разведочных, так и эксплуатационных скважин. Были получены притоки нефти с дебитом от 0,3 до 66,3 м 3/сут. По пласту выделены песчаные пропластки-коллекторы, формировавшиеся в условиях мелководноморского бассейна, причем обломочный материал поступал в период тектонической активности Западно-Сибирской плиты с востока и юго-востока. Форма полеорельефа является террасовой, что обусловило накопление пласта в форме пропластков, которые сменяли друг друга, формируя линзовидное строение пласта ЮС11. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуется коллекторы, расположенные в юго-восточной части пласта. Песчаные пропластки, обладающие лучшими ФЕС, расположены в верхней части пласта. В среднем общая толщина пласта равна 9,4 м, нефтенасыщенные из которых – 3,4 м. В продуктивной части пласт представлен тремя пропластками. Коэффициент песчанистости разреза равен 0,39. Средние ФЕС пласта невысоки: коэффициент пористости равен 0,19; проницаемость равна 40,2*10-3 мкм2; коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,56. Пласт ЮС2, на рисунке 1.2 представлен схематический геологический разрез пласта ЮС2 по линии скважин № № 3005-3027 и 3030-3017. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 5 Рисунок 1.2 Разрез продуктивного пласта ЮС2 При детальной корреляции разреза продуктивный горизонт ЮС2 разделяется на два пласта – ЮС21 и ЮС22. Кровля пласта ЮС21 прослеживается по минимуму всех зондов, подошва отбивается не совсем уверенно. В качестве контрольного репера принят пропласток угля, залегающий в средней части горизонта ЮС2. Как правило, верхняя часть разреза (пласт ЮС21) до угля нефтенасыщена, а нижняя (пласт ЮС22) водоносна. Регионально горизонт ЮС2 занимает существенную часть Сургутского свода. Границы простирания залежи пласта ЮС21 Восточно-Сургутского месторождения на востоке и юге контролируются зоной неколлектора, на остальной территории – границей лицензионного участка. Продуктивность доказана итогами испытаний скважин – в результате опробования были 18 получены притоки нефти дебитами от 0,1 до 57,6 м3/сут. Залежь по типу является литолого-стратиграфической, её размеры в пределах ВосточноСургутского лицензионного участка составляют 40,8 на 40,3 км. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 6 Пласт состоит из переслаивающихся глинистых и песчано-алевритовых пород. Отложения обладают сложным литологическим составом, изменчивы и не выдержаны по разрезу и по площади. Нефтеносный резервуар, соответствующий пласту ЮС21, представлен совокупностью отдельных песчаных подрезервуаров, слабо взаимосвязанных между собой или не взаимосвязанных вовсе. В среднем общая толщина пласта равна 9,4 м, нефтенасыщенные из которых – 3,4 м. Пласт характеризуется высокой расчленённостью: количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 13 в зависимости от скважины, в среднем расчленённость по пласту равна 5. Коэффициент песчанистости разреза равен 0,35. Средние ФЕС пласта невысоки: коэффициент пористости равен 0,17; проницаемость равна 6,6*10-3 мкм2 (варьируется от 0,4 до 44*10-3 мкм2); коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,77. Сводная информация по всем объектам представлена в таблице 1.1. Таблица 1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Пласты Параметры БС100 БС21 БС22 ЮС11 ЮС21 Средняя глубина залегания кровли, м 2312 2752 2757 2860 Тип залежи* ПС+ЛЭ (2), В ПС+ЛЭ (3) ПС+ЛЭ 2793 ПС (10), ТЭ, ПС+ЛЭ (5), ПС+ТЭ Тип коллектора поровый Площадь нефтегазоносности, тыс.м 2 Средняя общая толщина, м 286872 1835 6543 7,3 13,0 10,3 9,6 18,2 1,7 2,0 2,7 5,0 4,8 3,1 1,7 - 0,17 0,19 0,18 0,16 0,43 0,49 0,56 0,73 Средняя эффективная 2,8 нефтенасыщенная толщина, м Средняя эффективная водонасыщенная 2,8 толщина, м Коэффициент пористости, доли ед. 0,23 Коэффициент нефтенасыщенности 0,60 пласта, доли ед. 187570 882296 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № ЛС Подпись Дата Лист 7 Продолжение таблицы 1.1 Проницаемость, 10-3 мкм2 166,7 3,0 35,0 38,9 6,6 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,56 0,42 0,30 0,33 0,35 Расчленённость, ед. 2 5 1 2 5 Начальная пластовая температура, °С 70 75 90 90 Начальное пластовое давление, МПа 22,6 27,0 27,5 28,4 2,66 2,8 1 1,51 0,82 0,841 0,77 0,79 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3 Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 0,878 0,882 0,842 0,861 22382630.42694,0 2703,4 2308 2768.4 1,107 1,076 1,172 1,152 Содержание серы в нефти, % 1,76 1,89 1,47 1,38 Содержание парафина в нефти, % 2,87 3,11 2,55 2,77 Давление насыщения нефти газом, МПа 8,3 8,0 10 11,5 Газосодержание, м /т 42 70 60 Абсолютная отметка ВНК, м 3 Содержание сероводорода, % 33 33 отсутствует Плотность воды в пластовых условиях, т/м 3 1,000 0,995 0,989 0,987 1,013 1,009 1,014 1,012 нефти 10,6 9,1 13,1 12 воды 4,7 4,7 4,8 4,8 породы 5,1 5,9 3,8 3,6 Плотность воды в поверхностных условиях, т/м 3 Сжимаемость, 1/МПа·10 -4 1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов Восточно-Сургутское месторождение расположено в юго-восточной части Сургутского свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным. Нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сортымской свиты (пласты БС100, БС21 и БС22) нижнемелового возраста, васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС11) и продуктивные отложения тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС21 ). На месторождении в пяти продуктивных пластах выявлено 26 залежей нефти, которые в различной степени совпадают в плане. Этаж нефтеносности ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 8 на месторождении составляет 563 м: изменяется от 2252,4 м (кровля нефтенасыщенного коллектора пласта БС100) до 2814,9 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС21 – продуктивные отложения тюменской свиты). Значительную часть площади Восточно-Сургутского месторождения занимают санитарно-защитная зона города Сургута, природоохранная зона и водоохранная зона реки Обь. На участках с особым правовым режимом расположены залежи пласта БС100 (югосновной залежи и залежь в районе скважин № 69Р, 25Р, 31Р), пласта ЮС11. Пласт ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты). При детальной корреляции разреза продуктивный горизонт ЮС2 разделяется на два пласта – ЮС21 и ЮС22. Кровля пласта ЮС21 прослеживается по минимуму всех зондов, подошва отбивается не совсем уверенно. № 53Р, 56Р, 232Р) и пласта ЮС21. По данным проведенных исследований при однократном разгазировании плотность сепарированной нефти составляет 847,0 кг/м3, газосодержание – 83,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,23. Рекомендуемое для разработки (ступенчатое разгазирование) значение плотности сепарированной нефти составляет 844 кг/м3, газосодержания – 69,4 м3/т, объемного коэффициента –1,171. Плотность пластовой нефти составляет 769 кг/м3, динамическая вязкость 0,91 мПа·с. По результатам определения компонентно-фракционного состава характерно преобладание нормальных бутанов и пентанов над разветвленными изомерами. Поверхностная нефть классифицируется как средняя (плотность 861,9 кг/м3), средней вязкости (динамическая вязкость при 20°С 8,3 МПа·с). Нефтяной газ, выделяющийся при ступенчатой сепарации, жирный, его плотность составляет 1,028 кг/м3. Содержание этана составляет 143,3 г/м3, пропана – 317,9 г/м3, бутанов –174,6 г/м3. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 9 По товарной характеристике нефть сернистая (содержание серы 1,56 %), малосмолистая (содержание смол силикагелевых 8,94%), парафинистая (содержание парафинов 2,14%). По своим физико-химическим свойствам нефть классифицируется: лёгкая (845.1 кг/м3), маловязкая (1.06 мПа·с), малосмолистая (8.73 масс. доля, %), сернистая (1.34 масс. доля, %). Сводные данные по физико-химическим свойствам воды и ионному составу примесей в водах Восточно-Сургутского месторождения представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 Свойства и состав пластовых вод Восточно-Сургутского месторождения Наименование параметров ЮС1 Газосодержание, м3/м3 Плотность воды в стандартных условиях кг/м3 Плотность воды в условиях пласта кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа∙с Коэфф. сжимаемости, 1/МПа∙10-4 Объемный коэффициент, доли ед. Химический состав вод, (мг-экв/л) Na+ + K+ Ca+2 Mg+2 ClHCO3CO3-2 SO4-2 Общая минерализация, г/л Водородный показатель, pH Жесткость общая, мг-экв/л Химический тип воды (по Сулину В.А.) Количество исследованных проб (скважин) Диапазон значений Среднее значение 1009-1020 233.2-436.4 3.0* 1013 986* 0.34* 4.9* 1.029* 275.8 2.9-68.8 1.6-10.4 193.2-410.0 5.0-57.6 0-1.6 15.2-27.4 6.7-7.9 4.9-79.2 13.2 3.3 256.7 33.2 0.7 0.0 17.8 7.5 16.5 ГКН-СН 69 (29) В пластовых условиях воды насыщены газом метанового типа. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 3.1 м3/м3, а на периферии количество растворенного газа резко снижается, не превышая 0.4 м3/м3. Содержание тяжелых углеводородов в составе газов, растворенных в воде, составляет около 4 %, вблизи контуров нефтяных залежей оно повышается до 12 %. Суммарная концентрация неуглеводородных ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 10 компонентов (углекислый газ, азот) 6 %, на локальных участках она несколько увеличивается (8-10 %). Сероводород в составе водорастворимых газов не обнаружен. В водах в качестве микрокомпонентов присутствуют бор, фтор, бром, йод. По содержанию полезных компонентов пластовые воды не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья, лишь концентрация йода достигает промышленного уровня. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция и гидрокарбоната. Согласно классификации природных вод по Сулину В.А., пластовая вода, на всех 4-х объектах, по имеющимся данным 6-ти компонентного анализа воды, в большей степени относится к гидрокарбонатно-натриевому, и в меньшей степени к сульфатно-натриевому типу. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 11 2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2.1. Анализ показателей разработки месторождения В эксплуатацию месторождение введено в 1985 году. Начальный период характеризовался интенсивным эксплуатационным бурением, так в 1986 году объём бурения равен 415 тыс. м. Разбуривание месторождения прекратилось в 1997 году. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1992 году – 1519 тыс. т, темп отбора от НИЗ составил 1,2 %. Высокая добычи поддерживалась с 1988 по 1994 год. В 2000 году началось применение технологии зарезки боковых стволов. Это позволило стабилизировать добычу нефти с 2001 по 2003 год. Эксплуатационное бурение было возобновлено в 2003 году. Максимальный объём бурения был установлен в 2011 году – 826,6 тыс. м. В настоящее время интенсивность разбуривания уменьшается. Бурение преимущественно направлено на низкопродуктивный объект ЮС21 – в 2013 году его доля в общем объёме составила 92 % (619 тыс. м). После возобновления эксплуатационного бурения, а также интенсивного ввода в разработку запасов объекта ЮС21 возрастала с каждым годом и достигла своего максимума за вест период разработки в 2013 году – 3485,1 тыс. т. Пласт БС100 определял основные уровни добычи с 1985 по 2008 год. Начиная с 2009 года основную долю в фонде скважин и добычи нефти (75 %) составляет объект ЮС21. Объёмы закачки воды увеличивались до 1995 года, после чего в период с 1996 по 2003 год снижались. Наращивание отбора жидкости с 2006 года привело к увеличению объёма закачки воды. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Рудницкас 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Ихсанова 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 Лит. 2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 Обводнённость продукции возрастала до 2000 года, после чего стабилизировалась на уровне 80% до 2010 года. Начиная с 2011 года, обводненность продукции начала снижаться. Средняя добыча нефти на декабрь 2023 года составляет 1015,25 т/сут, при обводненности 85,71%. С начала разработки добыча растворённого (попутного) газа составила 1714 млн. м3. Объект БС100 обеспечивает основную долю в накопленной добыче – 69%. Текущий КИН равен 0,291 при обводненности 90,1%, отбор от НИЗ составляет 82,4%. Основной эксплуатационный объект ЮС21 обладает отбором от НИЗ в 11,8%, при обводненности 49,4%. Также к данному объекту приурочен основной объём ТИЗ – 73373 тыс. т (86% от ТИЗ месторождения). Таким образом, перспектива разработки Восточно-Сургутского месторождения в дальнейшем будет определяться объектом ЮС21. Средние показатели добычи представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Средние показатели добычи нефти Месяц Май 2022 Июнь 2022 Общая сумма ЦДНГ1+ЦДНГ2 Июль 2022 Август 2022 Сентябрь 2022 Октябрь 2022 Ноябрь 2022 Декабрь 2022 Январь 2023 Февраль 2023 Март 2023 Апрель 2023 Май 2023 Июнь 2023 Июль 2023 Август 2023 Сентябрь 2023 Октябрь 2023 Ноябрь 2023 Декабрь 2023 Среднесуточная добыча м3/сут т/сут 2991,97 590,58 Средний дебит м3/сут т/сут 55,98 11,31 Обводненность продукции % 76,93 8619,63 1396,64 76,61 12,65 80,87 8671,87 10332,66 9580,7 9859,7 10193,4 9751,15 9939,31 9681,52 10213,2 9992,3 8494,77 8899,1 9674,91 8170,39 7706,55 7591,25 6946,39 8380,36 1486,08 1742,76 1620,27 1496,8 1400,7 1406,66 1313,77 1293,28 1318,55 1268,02 1213,7 1232,67 1311,9 1073,52 1047,68 997,54 915,07 1015,25 76,25 86,11 80 84,2 90,6 84,69 87,58 86,42 90,13 88,84 77,14 83,39 94,44 78,14 72,81 74,53 72,09 83,03 13,34 14,82 13,53 12,78 12,63 12,41 11,73 11,7 11,78 11,57 11,37 11,72 12,98 10,55 10,19 9,79 9,5 10,06 79,78 80,11 80,04 82,1 83,76 82,95 84,39 84,22 84,76 84,81 82,87 83,64 83,98 84,25 83,72 84,49 84,45 85,71 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 1 2.2 Анализ показателей работы фонда скважин. На 01.01.2024 г. в действующем фонде числится 162 скважины (79 действующих скважин, 14 - в бездействии, 29 - в консервации, по одной наблюдательной и пьезометрической, 29 - в ликвидации и девять скважин находятся в ожидании ликвидации). В нагнетательном фонде 53 скважина (48 - под закачкой, две - в бездействии и три - в консервации). Суммарная добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин) составила в среднем 57,1 тыс.т. В бездействующем добывающем фонде находятся 25 скважин. (Таблица 2.2). Основной причиной бездействия скважин Восточно-Сургутского месторождения являются остановки из-за аварий (50 % от общего числа бездействующих). Таблица 2.2 Фонд скважин Вид фонда Количество скважин, шт 162 109 53 25 17 8 Действующий: - Нефтяные - нагнетательные Бездействующий: - нефтяные - нагнетательные Доля БД –11,5% Период стабильной добычи продолжался с 1989 г. по 2004 г. Затем месторождение перешло во вторую стадию разработки. С 2005 г. начинается постепенное увеличение отборов нефти. Максимальный уровень добычи нефти (1596,2 тыс. т) приходится на 2009 год. По состоянию на месторождении отобрано 11601,3 тыс.т нефти. Накопленная добыча жидкости составила 27713,6 тыс.т; накопленный водонефтяной фактор - 2,4 д.ед. Закачано 32024,4 тыс.м3 воды, что компенсирует на 100,2% отбор жидкости в пластовых условиях. Годовая добыча жидкости - 3155,6 тыс.т., добыча нефти - 636,3 тыс.т, годовая закачка воды составила 4463,8 тыс.м3. Текущая компенсация отбора закачкой - 133%. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 2 Энергетическое состояние пластов в целом удовлетворительное. Начиная с середины 2009 г. возобновлено формирование запроектированной системы разработки, продолжает планомерно формироваться система ППД. По разрабатываемым залежам имеются отдельные зоны пониженного пластового давления с недостаточными объемами закачки, связанными с процессом формирования системы поддержания пластового давления на отдельных залежах и пластах. Разбурено 13,1% площади нефтеносности месторождения. Разрабатываемые пласты Ачим, ЮС1, ЮС2 характеризуются различной степенью выработанности, при этом обводнение пластов идет с некоторым опережением отбора извлекаемых запасов. Выработка запасов нефти осуществляется с применением методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов. Интенсификация добычи нефти на Восточно-Сургутском месторождении осуществляется путем воздействия на призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин. Как методы интенсификации обработки применяются кислотными гидравлический составами (СКО, разрыв ГКО), пласта (ГРП), углеводородными растворителями, дострел пластов, вибровоздействие, акустическое, химикодепрессионное воздействие и другие методы. 2.3 Анализ выполнения проектных решений Начиная с 2011 года разработка месторождения ведётся в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Восточно- ургутского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 23.06.2011 №5177)». Фактический объём эксплуатационного бурения в период с 2011 по 2013 год составил 2269,6 тыс. м, при проектном значении – 2167 тыс. м. Из бурения введено 528 скважин, при проектном значении – 533. Основная масса скважин, вводимых из бурения, приходится на объект ЮС21. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 3 Годовая фактическая добыча нефти за трёхлетний проектный период (2011 – 2013 гг.) была близка к проектной, не превышая допустимого отклонения(± 20 %). В 2011 году отклонение в добыче нефти составило -2 % (фактическая добыча – 2211,5 тыс. т при проектной – 2256,8 тыс. т), в 2012 году – фактическаядобыча соответствует проектной (отклонение – 0,01 %) (проект – 2926,9 тыс. т, факт – 2927,3 тыс. т). В 2013 году добыча нефти на месторождении составила 3485,1 тыс.т при проектной – 3376,8 тыс. т (отклонение – 3,2 %), добыча жидкости – 10826 тыс. тпри проектной – 10024 тыс. т, в пласты закачано 10692,9 тыс.м3 воды при проектной закачке 11166 тыс. м3. Сравнение фактических и проектных показателей разработки месторождения выявило: - фактические уровни добычи нефти ниже проектных уровней за счет меньшего количества скважин, чем было запланировано по проекту и меньшего среднесуточного дебита нефти; - фактический действующий фонд добывающих скважин меньше проектного вследствие отсутствия запланированного бурения и выбытия скважин по выработке и техническому состоянию при меньших темпах ввода скважин из простаивающего фонда. Проектные уровни по месторождению представлены в таблице 2.3. Таблица 2.3 Максимальные проектные уровни (в целом по месторождению) добычи нефти 1076,5 тыс. т (2024 г.) добычи жидкости 9914,9 тыс. т (2035 г.) закачки воды 10386,9 тыс. м3 (2036 г.) добычи растворенного газа 72,1 млн. м3 (с 2021 г.) использование растворенного газа 95,0 % (с 2013 г.) ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 4 3 СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ 3.1 Понятие и проявления обводненности Обводненность скважинной продукции это отношения дебита воды к суммарному дебиту жидкости, извлекаемому из истощающегося пласта. Из-за неоднородности пластов образуется система движения воды. При закачивании агента, он прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым каналам, а нефть остается в пропластках с низкой проницаемостью. Это, так называемое, преждевременное обводнение. Восточно-Сургутское месторождение находиться на последних стадиях разработки. Обводненность продукции возрастала до 2000 года, после чего стабилизировалась на уровне 80% до 2010 года. Начиная с 2011 года, обводненность продукции начала снижаться. На начало 2024 года обводненность 85% и в последующем по прогнозам будет возрастать будет возрастать. Поэтому рентабельность разработки месторождение снижается из-за неестественного истощения пласта, затрат на подъем, сепарацию и транспорт попутнодобываемой воды, а также затрат на проведение мероприятий по борьбе с коррозией оборудования. Из-за нерационального использования пластовой энергии снижаются значения текущих дебитов и проектных КИН. Вместе с ростом обводненности меняется реологические свойства нефти. Если обводненность флюида менее 35%, то изменения реологических свойств не влияют на эксплуатацию скважинного оборудования. Но с ростом содержания воды создается устойчивая эмульсия вода в нефти. Вязкость такой эмульсии ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Рудницкас 09.22 3 СНИЖЕНИЯ документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ Рецензент Н.Контр. Бойко 09.22 НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА Утвердил Пальянова 09.22 ПОЗДНЕЙ СТАДИИ Лит. Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 значительно выше вязкости нефти. Максимальные значения вязкости достигаются уже при обводненности 55-65%. Из-за этого ухудшается работа насосов. В СШНУ увеличиваются значения амплитудных нагрузок колонны штанг и гидравлическое трение. В УЭЦН создается необходимость применения более высоконапорных насосов. При больших значениях обводненности есть вероятность образования отложений сульфида железа на оборудовании. Повышенная обводненность добываемой продукции приводит не только к образованию остаточных запасов и негативному влиянию на оборудование, но и к увеличению затрат на подъем, сепарацию и переработку добываемой воды. 3.2 Основные типы и причины возникновения обводненности Вода оказывает влияние на каждую стадию разработки нефтяного месторождения. Она является наиболее распространенным флюидом, присутствует в каждой залежи. По мере добычи нефти из пласта, вода, которая поступает из водоносных горизонтов или из нагнетательных скважин, в итоге, смешивается и поступает на поверхность вместе с нефтью. Такую воду разделяют на два типа: 1) Вода, которая поступает из нагнетательных скважин или из активных водоносных горизонтов. Такая вода вносит вклад в вытеснение нефти из пласта. Самой неотъемлемой частью управления процессом разработки месторождений является умение управлять потоками данного типа воды. Умение правильно управлять потоками может стать определяющим фактором, который повлияет на продуктивность скважин и извлекаемость запасов. Добыча такой воды происходит при совместном течении нефти и воды в пористой среде (рисунок 3.1). Естественное перемешивание жидкостей в пористой среде по причине извилистости поровых каналов обуславливает ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 1 присутствие воды в общем отоке. Важным показателем при добыче такой воды является водонефтяной фактор. Рисунок 3.1 - Перемещения фронта обводнения в зависимости от времени Поток жидкости от нагнетательной скважины к добывающей представлен огромным количеством линий тока (рисунок 3.2). Рисунок 3.2 - Движение воды в пласте по линиям тока ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 2 Приемлемой считают именно такую воду, которая поступает из нагнетательных скважин по самой короткой линии тока. Она соединяет скважины по прямой. Пока нефть поступает по длинным линиям, которые располагаются вдоль границ симметрии между скважинами, вода успевает прорываться по кратчайшей линии. Данный тип воды считается приемлемым, поскольку нет возможности изолировать отдельные линии тока, продолжая одновременную эксплуатацию других. То есть, к первому типу относят воду, которую необходимо добыть, чтобы не потерять запасы нефти. Вода, поступающая в скважину и добываемую без нефти или с нефтью в объеме, которого недостаточно для покрытия расходов, связанных с ее утилизацией. То есть, при добыче нефти с водой, необходимо учитывать экономический предел, определяемый критическим ВНФ. Зависимость накопленной добычи нефти от ВНФ представлена на рисунке. В процессе старения большинства скважин ВНФ увеличивается с ростом накопленной добычи. Сущность контроля за обводнением представлена на рисунке 3.3. Рисунок 3.3 – Сущность контроля за обводнением В определенный момент, расходы на переработку, сепарацию и утилизацию воды превышают прибыль от продажи добываемой нефти. Дальнейшая добыча при достижении экономического предела приводит к ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 3 убыткам. Именно технологии ограничения водопритоков помогают снизить количество попутно-добываемой воды и получить дополнительную добычу нефти, продлевая экономически выгодную эксплуатацию. 3.3 Методы борьбы с обводненностью Известны различные решения проблем ограничения водопритоков. Создаются экраны и барьеры, применяя различные химические составы, используются технические средства и технологические приемы. В зависимости от характера воздействия закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, используются селективные и неселективные технологии сокращения притока воды в скважины. Можно выделить 5 групп химических реагентов, используемых для водоизоизоляции, учитывая механизм образования водоизолирующих масс и физико-химических правил воздействия на вмещающую среду: 1) Отвердевающие составы – химические реагенты, которые образуют после отвердевания прочную конденсационно - кристаллизационную пространственную структуру по всему объему материала. То есть, растворимую в нефти и нерастворимую в водной среде, (органические – синтетические смолы различного типа, неорганические – цементы). Как известно, такие составы неселективные без применения специальных технических средств и технологических приёмов. 2) Гелеобразующие составы – малоподвижные системы, каркас которых создан из высокомолекулярных полимерных соединений. Они способны удерживать в своем объеме определенное количество жидкости или газа. Гели обладают эластичными свойствами и длительное время сохраняют свою внешнюю форму. 3) Осадкообразующие – химические реагенты, которые при попадании в пластовые условия приводят к выпадению нерастворимого осадка в ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 4 водонасыщенных зонах. Образуются осадки либо при взаимодействии между собой, либо при контакте с водой и с растворенными в ней солями. 4) Гидрофобизаторы – реагенты, которые придают обрабатываемой поверхности водоотталкивающие свойства. При их помощи происходит гидрофобизация поверхности пород призабойной зоны, что привод к снижению водонасыщенности. Применяются аэрированные жидкости, ПАВ и другие химические гидрофобизирующие реагенты. 5) Пенные системы - системы, которые состоят из жидкости и воздуха. Они образуются, когда закачивают газ в жидкости или в результате химических реагентов. При закачке пенных систем, благодаря прилипанию к поверхностям водопроводящих каналов пузырьков газа и образованию пленок из коллоидно-дисперсных соединений, в поровом пространстве перекрываются пути продвижения воды. 6) Эмульсии — это термодинамически неустойчивые дисперсные системы, которые образуются слаборастворимыми или взаимонерастворимыми друг в друге жидкостями. Эмульсии имеют высокую вязкость и представляют собой структурированные, неньютоновские системы, т.е. их эффективная вязкость зависит от скорости или напряжения сдвига. Эти системы обладают ненулевым предельным напряжением сдвига и способны при низких градиентах давления образовывать в пласте непроницаемые экраны, ограничивающие проникновение воды в промытые участки пласта. При применении эмульсий, в отличии от гелеобразующих и осадкообразующих составов, проницаемость коллекторов ограничивается на некоторое время. 3.4 Анализ эффективности методов снижения обводненности и увеличения нефтеотдачи На поздних стадиях разработки месторождений из-за промывки пор высокопроницаемые участки становятся основными путями движения ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 5 нагнетаемой воды к добывающим скважинам. Поэтому основная цель применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в текущий момент – это стабилизация или снижение темпов роста обводненности добываемой продукции [15]. Объектами применения для потокоотклоняющих технологий, прежде всего, являются послойно-неоднородные коллекторы, разрабатываемые как единый объект и в которых коэффициенты проницаемости отдельных прослоев различаются в несколько раз. Объектами применения могут быть также коллекторы, представленные одним достаточно развитым пластом большой толщины, проницаемость которого существенно изменяется по толщине. Нецелесообразно применение потокоотклоняющих технологий, в случаях, если пласт выклинивается или замещается непроницаемыми породами, не достигая ближайших добывающих скважин и не имеет литологических окон на границе с высокопроницаемым пластом, а также при высокой водонасыщенности пород малопродуктивного пласта. Высокие показатели разработки нефтяных месторождений и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при эффективном регулировании процесса фильтрации. Регулирование с помощью ФХМУН обеспечивается перераспределением фильтрационных потоков внутри пласта. Такое воздействие приводит к вовлечению в процесс вытеснения «застойных» зон, не охваченных процессом фильтрации. К положительным результатам проведения мероприятий по ФХМУН относятся также существенное сокращение объема закачиваемой и попутнодобываемой воды, как отмечалось выше, вовлечение в разработку ранее недренируемых запасов нефти. Исходя из вышеизложенного, в целях регулирования процесса фильтрации и вовлечения ранее недренируемых зон пласта, в дальнейшем необходимо проводить мероприятия на скважинах нагнетательного фонда физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи для повышения ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 6 уровня добычи нефти и, соответственно, конечного коэффициента извлечения нефти. На месторождении с целью повышения нефтеотдачи пластов на нагнетательном фонде за 2011-2015 гг. проведено 69 обработок потокоотклоняющими технологиями, суммарная дополнительная добыча нефти за 5 лет составила 62,559 тыс. т, средняя удельная эффективность – 907 т/скв.-опер. Эффективность технологий проведенных в 2011-2014 гг. приведена с учетом переходящего эффекта. Проектные и фактические показатели применения ФХМУН на месторождении с 2011 по 2015 год представлены ниже (таблица 3.1, рисунки 3.4, 3.5). Таблица 3.1 Проектные и фактические показатели применения ФХМУН Годы Показатели 2011 2012 2013 2014 2015 проект факт проект факт проект факт проект факт проект факт Количество скважиноопераций, шт. 6 19 7 3 7 16 15 15 15 16 Доп. добыча нефти, тыс. т 3,3 17,7 3,5 3,6 3,15 20,6 9 10,4 9 10,3 Рисунок 3.4 - Динамика проведения ФХМУН ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 7 Рисунок 3.5 - Динамика дополнительной добычи нефти от проведения ФХМУН За весь рассматриваемый период фактические показатели по дополнительной добыче нефти превышают проектные, что обусловлено превышением фактического количества обработок над проектным. Это в первую очередь было связано с необходимостью сдерживания темпов роста обводненности на месторождении. В 2012 году было проведено на четыре обработки меньше, чем по проекту, так как большое количество обработок было проведено в конце 2011 года, после которых в течение 2012 года продолжался переходящий эффект и проводить повторные обработки было нецелесообразно. В целом за рассматриваемый период проектные показатели перевыполнены, проект – 50 скв.-опер., факт – 69 скв.-опер., план по дополнительной добычи нефти – 28 тыс. т, факт – 62,559 тыс. т. Оперативное внедрение на данных участках потокоотклоняющих технологий позволило значительно сократить потери нефти за счет обводнения и увеличить дополнительную добычу нефти. Распределение количества обработок по годам представляет рисунок 3.6. Наиболее широко используемой на объекте БС102 месторождения за период с 2011 по 2015 год является технология ГОС-1АС, остальные ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 8 технологии не получили широкого применения в связи с ограниченным числом скважин-кандидатов, подходящих под критерии применимости. Рисунок 3.6 - Распределение количества обработок и технологий по годам Распределение общего и удельного технологического эффекта от операций ФХВ по годам представлено ниже (рисунок 3.7, приложение А). Рисунок 3.7 - Динамика изменения количества обработок, дополнительной добычи нефти и удельной эффективности ФХМУН за период 2011-2015 гг. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 9 На объекте БС102 за период 2011-2015 гг. выполнено 69 обработок, дополнительная добыча нефти составила 62,559 тыс. т, средняя удельная эффективность – 907 т/скв.-опер. Распределение технологий по количеству проведенных операций и накопленной удельной эффективности от мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта за период 2011-2015 гг. представлены ниже (рисунки 3.8, 3.9). Рисунок 3.8 - Распределение технологий по количеству проведенных операций и накопленной удельной эффективности за 2011-2015 гг. Рисунок 3.9 - Динамика применения методов ПНП по годам по объекту БС102 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 10 Рекомендации: на объекте БС102 месторождения для повышения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции рекомендуется продолжить применение потокоотклоняющих технологий, осадкообразующей технологии ГОС-1АС и гелеобразующей технологии ГОС. Обработки проводить с периодичностью один-два раза в год, в зависимости от продолжительности эффекта. На объекте ЮС11 обработки не проводились вследствие малого количества нагнетательных скважин и отсутствия скважин-кандидатов, соответствующих критериям применимости внедряемых технологий ФХВ. Объект Ач на текущий момент не разрабатывается. Рекомендации: на объекте ЮС11 месторождения для повышения нефтеотдачи планируется внедрить методы ФХВ, начиная с 2019 года, на объекте Ач – начиная с 2030 года. Для обоснования применения методов повышения извлечения нефти была проведена оценка влияния ФХВ на КИН. Текущий КИН по скважинам, входящим в обрабатываемые участки объекта БС102, составляет 36 %. На участках от проведенных воздействий, направленных на увеличение нефтеотдачи, было получено за пять лет 62,559 тыс. т дополнительной добычи нефти (эффект продолжается), текущее увеличение КИН за рассматриваемый период от данного воздействия по объекту БС102 составило 0,35 % (приложение Б). Влияние на разработку объекта потокоотклоняющими технологиями рассмотрим на примере участка нагнетательной скважины № 155 пласта БС1020-1 месторождения, обработанной в марте 2015 года гелеобразующей технологией ГОС. Параметры закачки потокоотклоняющей композиции представляет таблица 3.4. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 11 Таблица 3.4 Параметры закачки потокоотклоняющей на скважине № 155 № № скв куст . а 155 Цикл 1 Объем композици и, м3 28 600 Параметры Цикл 2 Цикл 3 концентрация закачиваемого реагента, % V композиции, м3 600 100 30 Скорость м3/час 7,5-5 - - Давление факт, атм 134/155 - - ПАА (PetroPAMP), % 0,30 0,4 - Ац.хрома, % 0,03 0,04 - Полипав 81-В, % 1 1 - закачки, До обработки на участке обводненность была на уровне 63 %, после обработки потокоотклоняющей технологией произошло снижение обводненности до 54,9 %. Дополнительная добыча нефти на 01.01.2016 года по участку составила 1040 т. 3.5 Анализ эффективности обработок призабойной зоны За анализируемый период на Восточно-Сургутском месторождении выполнено 400 обработок призабойной зоны пласта, дополнительная добыча нефти от данного воздействия составила 646,04 тыс. т, удельная эффективностьна 1 скважино-операцию равна 1573 тонны. В добывающих скважинах проведено 47 обработок, дополнительная добыча нефти составила 42,39 тыс. т при удельной эффективности 862,6 тонны на 1 скважино-операцию. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 12 В нагнетательных скважинах проведено 353 обработок, дополнительная добыча нефти составила 603,64 тыс. т при удельной эффективности 1668,3 тоннына 1 скважино-операцию. Динамика проведения обработок призабойной зоны заанализируемый период в зависимости от вида скважин приведена ниже (рисунок 3.10). Рисунок 3.10 – Динамика изменения количества обработок призабойной Из данного графика следует, что количество обработок призабойной зоны в добывающих скважинах достигло минимума в 2011 году, а в нагнетательных скважинах количество мероприятий увеличивается с каждым годом, за исключением 2011 года. На рисунке 3.11 представлено распределение обработок призабойной зоны по объектам разработки. Основная масса ОПЗ приходится на объект ЮС21 – 82,98 и 83,00 % для добывающих и нагнетательных скважин, соответственно. Это связано с тем, что данный эксплуатационный объект является основным и на него приходится 75 % фонда скважин, а также на данном объекте проводитсяинтенсивное эксплуатационное бурение. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 13 Рисунок 3.11 – Распределение ОПЗ по объектам разработки В таблице 3.5 приведены показатели для технологий ОПЗ, применяемых в добывающих скважинах объекта ЮС21. Средняя продолжительность эффекта обработок составила 275 суток при удельной эффективности в 873,6 тонны на 1 скважино-операцию. Наиболее применяемыми являются глинокислотные, солянокислотные ОПЗ, а также ГКО и СКО с добавлением ПАВ. Лучшими параметрами обладают ГКО и СКО с добавлением ПАВ, их средняя продолжительность эффекта составляет 498 суток при удельной эффективности 1970,8 тонн на 1 скважино-операцию, за счёт применения данных обработок было дополнительно добыто 19708,1 тонны нефти (58,14 % от дополнительной добычи нефти при помощи ОПЗ в добывающих скважинах на объекте ЮС21). ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 14 Таблица 3.5 2 3 4 5 Солянокислотные ОПЗ (СКО) Средние значения Суммарные значения 6 Доп. добычанефти, т 1 Удельная эффективность, т/скв.-опер. Термо-газо химическое воздействие (ТГХВ) ОПЗ кислотным составом (КС-1) ОПЗ кислотным составом (КС-2) Глинокислотные ОПЗ (ГКО) ОПЗ СКО(ГКО) с добавлением ПАВ Средняя продолжительность эффекта, сут 1 Технология Средний объёмзакачки, м3 № п/п Количество скв.-опер., ед. Показатели обработок ПЗП в добывающих скважинах объекта ЮС21 359 310,7 310,7 2 2 16 10 11,0 4,5 4,8 15,4 142 206 217 498 445,0 690,1 442,3 1970,8 890,0 1380,2 7076,7 19708,1 8 6,1 8,2 150 275 588,0 873,6 4704,2 39 34069,9 В таблице 3.6 приведены показатели для технологий ОПЗ, применяемых в добывающих скважинах объекта ЮС21. Средняя продолжительность эффекта обработок составила 345 суток при удельной эффективности в 1793,0 тонны на 1 скважино-операцию. Наиболее применяемыми являются ГКО и СКО с добавлением ПАВ, глинокислотные обработки и ОПЗ кислотным составом (КС- 2). Лучшими параметрами обладают ОПЗ растворителем с последующей СКО (ГКО), их средняя продолжительность эффекта составляет 586 суток при удельной эффективности 3375,9 тонн на 1 скважино-операцию, за счёт применения данных обработок было дополнительно добыто 10127,6 тонны нефти (1,93 % от дополнительной добычи нефти при помощи ОПЗ в нагнетательных скважинах на объекте ЮС21). Значительная часть дополнительно добытой нефти получена за счёт применения ГКО и СКО с добавлением ПАВ – 183086,4 тонны нефти (34,85 % от дополнительной добычи нефти при помощи ОПЗ в нагнетательных скважинах на объекте ЮС21). ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 15 Таблица 3.6 Количество скв. -опер., ед. Средний объём закачки, м3 Средняя продолжительность эффекта, сут Удельная эффективность, т/скв.-опер. Доп. добычанефти, т Показатели обработок ПЗП в нагнетательных скважинах объекта ЮС21 1 ОПЗ эмульсионным 1 гидрофобизирующим составом 2 Глинокислотные ОПЗ (ГКО) 58 3 Солянокислотные ОПЗ (СКО) 33 4 ОПЗ растворителем с послед. СКО 3 (ГКО) 5 Спирто-глинокислотные ОПЗ с ПАВ 9 14,3 346 1083,1 1083,1 9,6 10,1 10,3 372 189 586 1873,3 108653,8 1301,4 42947,1 3375,9 10127,6 9,1 377 1067,1 6 ОПЗ СКО(ГКО) с добавлением ПАВ 89 10,9 410 2057,2 183086,4 7 ОПЗ кислотным составом (КС-1) 8 ОПЗ кислотным составом (КС-2) 9 ОПЗ кислотным составом (КС-3) Средние значения Суммарные значения 27 51 22 10,8 10,1 9,0 10,2 358 322 236 345 1430,0 38610,6 2049,9 104544,5 1212,6 26678,0 1793,0 525334,9 № п/п Технология 293 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата 9603,8 Лист 16 4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 14.11.23 устанавливает единые требования к промышленной безопасности для всех организаций независимо от формы собственности на всей территории РФ. [1] Для обеспечения нормальных и безопасных условий работы при выполнении технологических операций по обработке призабойной зоны скважин и воздействию на пласт рекомендуются следующие мероприятия. Проведение любого воздействия на пласт и обработка призабойной зоны скважин должны проводиться по плану, утвержденному главным инженером или главным геологом нефтегазодобывающего управления, с указанием мероприятий по безопасности работ и руководителя работ - ответственного инженерно-технического работника. В плане работы должны быть указаны геолого-технические данные скважины, в том числе диаметр эксплуатационной колонны и допускаемое для неё давление, порядок проведения подготовительно-заключительных работ и закачки растворов рабочей жидкости, давление и скорость закачки (подача насоса) растворов, а также их физико-химические свойства. В плане работы должны быть указаны меры по ликвидации возможных аварий. При обработке призабойной зоны скважины следует руководствоваться Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности и инструкциями по безопасности труда, разработанными институтами, предприятиями применительно к конкретному методу. До начала работ руководитель (мастер бригады или ведущий геолог промысла) должен ознакомить обслуживающий персонал с планом проведения технологического Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицины 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Бойко 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Лит. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 процесса, его особенностями, с порядком и правилами безопасности ведения его на данной скважине. Работы по приготовлению кислотных и других химических растворов, слив, налив, перекачка, разведение, транспортировка должны быть максимально механизированы и осуществляться по закрытой системе. На скважине, где намечается проведение технологических операций по обработке призабойной зоны, подготавливается площадка в радиусе 30 метров от устья скважины. Насосные агрегаты устанавливают на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 метра, а кабины не были обращены к устью скважины. Гидравлические части насосных установок должны иметь щиты или закрывающие кожухи. До начала работ проверяют исправность насосных агрегатов. После обвязки насосных установок и устья скважины следует произвести опрессовку нагнетательных трубопроводов на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления. На площадке должен быть необходимый запас воды для технологических операций и бытовых нужд. На период опрессовки устанавливается опасная зона в радиусе 50 метров от скважины. Работы по обработке призабойной зоны выполняются в защитных касках, суконных костюмах, прорезиненных фартуках, защитных очках, резиновых перчатках. Предусматривается наличие на площадке необходимого содового раствора для промывки глаз, защитные дерматологические средства (мою-щие средства, мази, пасты, кремы), аптечки для оказания первой доврачеб-ной помощи. Обработка скважин кислотными, химическими и другими реагентами предусматривается в дневное время. Насосные огнетушителями. агрегаты комплектуются Выхлопные трубы медицинскими насосных установок аптечками, и других спецагрегатов оборудуются искрогасителями. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 1 Автоцистерны для перевозки кислоты, нефти и других химических реагентов должны иметь заземляющие устройства для отвода статического электричества во время переездов и сливо-наливных операциях. На скважины должна доставляться кислота требуемой концентрации с добавками ПАВ, ингибиторами, стабилизаторами и т.д. После завершения кислотной обработки скважины пресной водой промывают насосные агрегаты, автоцистерны, манифольды и другое вспомогательное оборудование, которое имело контакт с кислотой. На площадке, где проводятся работы по обработке призабойной зоны скважин предусматривается наличие пожарных постов с ящиками с песком, лопатами, огнетушителями, кошмами. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 2 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения работы, были сделаны следующие выводы: Оперативное внедрение на месторождении потокоотклоняющих технологий позволило значительно сократить потери нефти за счет обводнения и увеличить дополнительную добычу нефти. До использования данной технологии обводненность была на уровне 63 %, после обработки потокоотклоняющей технологией произошло снижение обводненности до 54,9 %. Дополнительная добыча нефти на 01.01.2016 года по участку пласта БС102 составила 1040 т. Широкое применение на Восточно-Сургутском месторождении нашли солянокислотные и глинокислотные обработки призабойной зоны пласта, в том числе с добавлением ПАВ. Добавление ПАВ приводит к диспергированию глинистых агрегатов цемента, а также способствует более полному растворению АСПО. Присутствие в кислоте ПАВ, ацетона и спиртов значительно замедляет скорость реакции с породой и скважинными оборудованием. При повторных обработках призабойной зоны увеличивается содержание в кислотах НПАВ, а также возрастает удельный объём кислотного состава. Так, при обработке более трёх раз удельный объём состава увеличивается с 1,5 до 3,0 м3, а содержание НПАВ до 3-5 %. Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицины 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Бойко 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Лит. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Российская Федерация. Законы. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: Федеральный закон 116-ФЗ:текст с изменениями и дополнениями на 8 августа 2020 года: [принят Государственной думой 20 июня 1997 года: одобрен Советом Федерации 30 июня 1997 года]. – Москва: Эксмо, 2020.- 305 с.- (актуальное законодательство. – ISBN 978-5-04-004029-3. Текст: непосредственный. 2. Российская Федерация. Акт министерств и ведомств "Приказ Ростехнадзора "Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" от 15.12.2020 № 534 // Зарегистрировано в Минюсте России 29.12.2020 N 61888. 3. Апасов, Т. К. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири / Т. К. Апасов, Р. Т. Апасов, Г. Т. Апасов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2019. – 187 c. – Текст: непосредственный. 4. Арбузов, Валерий Николаевич. Геология. Технология добычи нефти и газа. Практикум: практ. пособие для СПО / В. Н. Арбузов. - Электрон.дан.col. - М: Издательство Юрайт, 2019. - 67 с. – Текст: непосредственный. 5. Бурков, Ф. А. Геофизические исследования скважин: учебное пособие / Ф. А. Бурков, В. И. Исаев, Г. А. Лобова. — Томск: Томский политехнический университет, 2020. — 110 c. – Текст: непосредственный. 6. Волохин А. В., Ладягин В. Г., Волохин В. А Ведение процесса гидроразрыва пласта и гидропескоструйной перфорации.: Академия, 2021. 191 с. – Текст: непосредственный. Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицины 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Бойко 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Лит. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 7. Волохин А.В., Выполнение работ по поддержанию пластового давления / Волохин А.В. – М.: Академия, 2020. - 198 с. – Текст: непосредственный. 8. Волохин А.В., Федоров Ю.В., Волохин Е.А. Выполнение работ по исследованию скважин. / Волохин А.В., Федоров Ю.В., Волохин Е.А.–М.: Академия, 2021. -316 с. – Текст: непосредственный. 9. Зиновьева Л.М. Сбор, транспорт и хранение нефти на промыслах / Л.М. Зиновьева, Л.Н. Коновалова, А.Б. Верисокин. - Ставрополь: СевероКавказский федеральный университет, 2020. - 230 c. – Текст: непосредственный. 10. Инженерная практика: производственно-технический нефтегазовый журнал. - М.: ООО "Издательство"Энерджи Пресс". - Выходит ежемесячно. Текст: непосредственный. 11. Карпов, К.А. Строительство нефтяных и газовых скважин / К.А. Карпов. - Санкт-Петербург : Лань, 2019. - 188 с. – Текст: непосредственный 12. Квеско, Б. Б. Методы и технологии поддержания пластового давления: учебное пособие / Б. Б. Квеско. — М.: Инфра-Инженерия, 2019. — 128 c. – Текст: непосредственный. 13. Коршак, А. А.Нефтегазопромысловое дело: введение в специальность: учебное пособие для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки бакалавриата "Нефтегазовое дело" / А. А. Коршак. - Ростов-на-Дону: Феникс, 2019. - 348 с. – Текст: непосредственный. 14. Меркулов, В. П. Геофизические исследования скважин: учебное пособие / В. П. Меркулов. — Томск: Томский политехнический университет, 2019. — 146 c. – Текст: непосредственный. 15. Мусин, М. М. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие / М. М. Мусин, А. А. Липаев, Р. С. Хисамов ; под редакцией А. А. Липаева. — 2-е изд. — Москва, Вологда: Инфра-Инженерия, 2019. — 328 c. – Текст: непосредственный. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 1 16. Нефть России: ежемесячный аналитический журнал. - Москва: ЛУКОЙЛ-Информ, 2020 г. - Выходит ежемесячно. - Текст: непосредственный. 17. Осложнения, аварии и фонтаноопасность при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин [Электронный ресурс]: учебное пособие / под ред. А.В. Кустышева. — Электрон. дан. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2021. — 178 с. – Текст: непосредственный. 18. Петраков, Д. Г. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебник / Д. Г. Петраков, Д. В. Мардашов, А. В. Максютин. — СПб.: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2019. — 526 c. – Текст: непосредственный. 19. Покрепин Б. В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (МДК 01.02): учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности СПО "Разработка нефтяных и газовых месторождений" / Б. В. Покрепин. Ростов-на-Дону: Феникс, 2020. – 605 с. – Текст: непосредственный. 20. Сизов, В. Ф. Технологии капитального и текущего ремонта нефтяных скважин: учебное пособие / В. Ф. Сизов, О. Ю. Турская. — Ставрополь: Северо-Кавказский федеральный университет, 2019. — 196 c. – Текст: непосредственный. ВКР – 21.02.01.2153.2024 Изм. Кол.у Лист № Подпись Дата Лист 2 ПРИЛОЖЕНИЕ А Результаты методов ФХВ по технологиям на месторождении за период 2011-2015 гг. Технология Дополнительная добыча нефти, тыс. т* Количество обработок, ед. 2011 2012 2013 2014 2015 2011 2012 2013 2014 Удельный эффект, т ** 2015*** 2011 2012 2013 2014 2015 Месторождение, объект БС102 ГОС 1 - 5 1 4 0,61 - 6,20 0,44 2,71 607 - 1240 442 677 ГОС-1 7 - - - - 5,13 - - - - 732 - - - - ГОС-1АС 11 3 11 14 12 11,93 3,59 14,36 9,99 7,60 1085 1197 1305 714 634 Итого по место рождению 19 3 16 15 16 17,67 3,59 20,56 10,43 10,31 930 696 644 1197 1285 * Дополнительная добыча нефти c учетом переходящих эффектов ** Удельная эффективность c учетом переходящих эффектов *** Дополнительная добыча нефти от обработок 2015 года Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицина 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Бойко 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Лит. ПРИЛОЖЕНИЕ А Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1 ПРИЛОЖЕНИЕ Б Оценка влияния внедрения ФХМ на КИН по объекту БС102 за период 2011-2015 гг. Доп. добыча от ФХМ, тыс.т Добыча нефти за год, тыс.т % от общей добытой нефти Начальные балансовые запасы, тыс.т Добыча нефти с Увеличение КИН, начала КИН от д.ед разработки, МУН, % тыс.т 2011 БС102 19 17,667 238,681 7,402 17816,000 5843,076 0,328 0.099 2012 БС102 3 3,592 181,245 1,982 17816,000 6024,321 0,338 0.020 2013 БС102 16 20,556 154,922 13,269 17816,000 6179,243 0,347 0.115 2014 БС102 15 10,433 123,713 8,433 17816,000 6302,956 0,354 0.059 2015 БС102 16 10,311 105,358 9,787 17816,000 6408,314 0,360 0.058 Итого за период 2011- 69 2015 62.559 803,919 7,782 17816,000 6408,314 0,360 0,351 Год Кол-во Пласт обработок, ед. Изм. Лист № Подпись Дата Разработа Спицины 09.22 документа Проверил Гатаулин 09.22 л № док. Рецензент Н.Контр. Бойко 09.22 Утвердил Пальянова 09.22 ВКР – 21.02.01.2153.2024 Лит. ПРИЛОЖЕНИЕ Б Лист 3 Листов 1 НРт-20-(9)-1
