МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ Государственное образовательное бюджетное

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
КАФЕДРА

«РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

Дипломный проект на тему:
«Совершенствование разработки
объекта БП10-11 Северо-Губкинского
месторождения»

Выполнил: Казанцев А.В
Руководитель:
первый заместитель генерального директора
ЗАО "ВНИИнефть-Западная Сибирь» Юсько М.Н.
Консультанты:
«Экономическое обоснование» Кузнецов И.С.
«Безопасность и экологичность проекта» Яговцева Л.В.

Тюмень, 2012 г.

области;
- открыто в 1980 г., в промышленной
эксплуатации с 1993

года;
- владельцем лицензии является
ООО «Лукойл-Западная Сибирь;
- промышленную эксплуатацию и
доразведку осуществляет
ТПП «Ямалнефтегаз»;
- действующим проектным доку- ментом является «Комплексная схема разработки и обустройства Северо-Губкинского месторождения», разработанная СИБНИИНП (протокол № 1474 от 27.05.92 г.)

установлена в диапазоне от покурской свиты (пласт ПК1) до тюменской

свиты (пласт Ю2 в интервале глубин 750-3020 м;
по состоянию на 01.01.2009 г. в разработке находится 10 объектов: АП4 (газ), Ю12, БП6, БП7, БП8, БП91, БП10, БП111, БП112, БП120

месторождению утверждены по категории ВС1 + С2 (геологические/извлекаемые):
нефти - 87202

тыс.т / 35341 тыс.т;
свободного газа и газа газовых шапок – 20145 млн. м3;
конденсата - 2297 тыс. т / 1602 тыс. т.
БП10-11 – это основной эксплуатационный объект на Северо-Губкинском месторождении

Соотношение объемов запасов углеводородов объекта БП10-11 относительно Северо-Губкинского месторождения

В целом по объекту БП10-11 запасы нефти в 4,3 раза превышают запасы газа (в нефтяном эквиваленте - 1 т нефти = 1000 м3 газа). Следовательно, приоритет должен быть отдан выработке запасов нефти

на второй стадии разработки, в силу того, что оно до

сих пор интенсивно разбуривается и в разработку вовлечены запасы категории ВС1

Объект БП10-11 был введен в разработку в 1993 году, включает пласты БП101, БП102, БП111, БП112. На 01.01.2009 г. в разработке находятся все пласты кроме БП102.

На объекте БП10-11
формируется блоковая трехрядная система разработки

На 01.01.2009 г. общий фонд объекта составил 150 скважин, из них добывающих – 111, нагнетательных – 39

Реализованная плотность сетки скважин на объекте
составляет 58,2 га/скв., в разбуренной зоне – 55,6 га/скв

С начала разработки по объекту БП10-11 добыто 4935,2 тыс. т нефти, 7281 тыс. т жидкости, текущий КИН – 0.151, извлечено 28,3% от НИЗ. Текущая обводненность продукции – 61.4%.

ввода новых скважин в разработку с 2004 по 2006 гг.

отмечается максимальный уровень добычи жидких фракций в 2006 году, который составил 609 тыс.т при обводненности 41%.

После 2006 г. наблюдается постепенное снижение добычи, что связано с выбытием действующих добывающих скважин по причине газового фактора и увеличения обводненности

Стоит отметить, что 72,3 % годовой добычи обеспечили 15 горизонтальных скважин.

объекту БП10-11 составила 4935,2 тыс. т. На одну добывающую скважину

в среднем по объекту составила 39.4 тыс.т, по жидкости – 52 тыс. т

накопленная добыча нефти по горизонтальным скважинам пласта БП10 составила 1371,1 тыс. т В среднем на одну горизонтальную скважину добыто 62,3 тыс. т нефти.

давления на объекте БП10-11 начата в 1996 г.
Накопленная закачка

составила 18531 тыс. м3 воды

Выявлены зоны отбора, где пластовое давление ниже давления насыщения, что приводит к увеличению газового фактора эксплуатационных скважин за счет выделения газа в пласте и, в итоге, к значительному ухудшению их продуктивных характеристик.

Начальное пластовое давление – 24,6 МПа;
Текущее пластовое давление:
- в зоне отбора – 21,5 МПа; - В зоне нагнетания – 27,2 МПа;

эффективность от ГТМ по состоянию на 1.01.2009 г. достигла
993,3

тыс. т, наиболее эффективными являются:

бурение горизонтальных скважин (61,8 %)

гидроразрыв пласта (18,5 %)

оптимизация режимов работы скважин
(12,2 %)

всем пластам объекта БП10-11
недостаточно эффективна, поэтому в рамках дипломного

проекта,
предлагаются и обосновываются следующие направления
для совершенствования системы разработки:

1. Работа с бездействующим фондом скважин

2. Совершенствование системы ППД

3. Обоснование способов эксплуатации

4. Уплотнение сетки скважин

находящихся в
бездействии, составляют:
нефти - 30.1 т,
жидкости – 255.9

т.

Именной неработающий фонд скважин

закачке воды, источникам водоснабжения, водозаборным скважинам и низконапорным водоводам:
По блочным

кустовым насосным станциям:

По нагнетательным скважинам:

1 В качестве источника системы ППД использовать воду апт-альб-сеноманского комплекса и подтоварную воду; содержание ТВВ не должно превышать 20 мг/л, нефтепродуктов 30 мг/л соответственно;
2. Сроки службы 79% низконапорных водоводов превышают нормативные (7 лет). Рекомендуется провести их диагностику; 3. Рекомендуется применять стекловолокнистые трубы «АРМПЛАСТ».

1. Вместо насосов типа ЦНС 180-1422 следует установить высоко-напорные насосы типа ЦНС 180-1900. для обеспечения рекоменду-емых объемов закачки воды и резерва производительности; 2. Рекомендуется рассмотреть целесообразность строительства БКНС в Северной части месторождения или строительство шурфов.

1. Рекомендуется применение ГРП и ОПЗ для восстановление приемистости нагнетательных скважин; 2. Давление нагнетания на устье нагнетательных скважин рекомендуется принять в диапазоне величии от 14 МПа до 18 МПа; 3. К применению рекомендуется арматура нагнетательная производства ОАО «Корвет» (г. Курган); 4. Обеспечить учет закачиваемой в нагнетательные скважины воды путем установки расходомеров типа СВУ, производства ИПФ «Сибнефтеавтоматика», г. Тюмень.

высокие давления насыщения и газосодержания (19.2-21.2 МПа и 142-400 м3/т,

соответственно).

В настоящее время при текущей обводненности неактуальным. применением плунжер-лифта вопрос о внедрении газлифтного способа становится с увеличением обводненности добываемой продукции до 70-80% становится неэффективной, скважины переводятся на насосную добычу нефти

На вновь вводимых скважинах - применение фонтанного способа с переходом на насосный способ с использованием электроцентробежных и глубинных штанговых насосных установок.

При большой обводненности скважины переводятся на УЭЦН. В низкодебитных скважинах рекомендуется использование УЭЦН с вентильными двигателями и станциями управления с частотным регулированием для обеспечения плавного запуска ЭЦН после остановок. УЭЦН рекомендуется фирмы АО «Новомет» специального износо- и коррозионностойкого исполнения

Для предотвращения возможности разгазирования в призабойной зоне пласта в подгазовой зоне и прорыва газа из газовой шапки, необходимо в подгазовой зоне поддерживать ограниченные депрессии на пласт - для фонтанного способа – 3-5 МПа, для установок ЭЦН и ШГН - 3-6 МПа.

выработка запасов, поскольку при 28% отборов от НИЗ, текущая обводненность

составляет 61,4%.

Предлагается рассмотреть вариант разработки с уплотнением сетки скважин до 20,4 га/скв, путем:

Разбуривание залежи системой горизонтальных (ГС) и наклонно-направленных скважин (ННС) по равномерной сетке и внутриконтурное площадное заводнение в сочетании с приконтурным заводнением.

На малодебетном и высокообводненном фонде предлагается зарезка боковых стволов с горизонтальным окончанием

Уплотнение сетки скважин при верном учете всех геологических и технологических факторов является одним из наиболее действенных методов увеличения охвата пласта

экономический эффект
от бурения боковых горизонтальных стволов на пяти скважинах
В

результате мероприятия получены
следующие показатели:

Выручка от реализации составляет
2752,9 млн. рублей;

Объем капитальных вложений 183,51 млн.руб;

НПДН составил 746,96 млн. руб.;

- это риски, связанны с извлечением запасов и динамикой цен

на углеводородное сырье и материально - технические ресурсы.

Диаграмма уверенно расположена в положительной области оси ординат. Это говорит о том, что проект по любому из вариантов не склонен к риску и рекомендуется к внедрению.

имеет сложное геологическое и тектоническое строение, характеризуется сильной расчлененностью разреза.
Северо-Губкинское

месторождение находится на второй стадии разработки, На объекте БП10-11 формируется блоковая трехрядная система разработки.

На 01.01.2009 г. отобрано 4935 тыс. т нефти или 28,3% от НИЗ введённых в разработку пластов. Отклонение фактической добычи нефти от проектной составляет 19%. Добыча нефти по всем объектам осложняется прорывами газа из газовых шапок и подошвенной воды. Текущий КИН – 0,151 д.ед, при обводненности 61,4%.

Реализуемая система разработки объекта БП10-11 недостаточно эффективна.

В рамках дипломного проекта, предлагаются следующие направления совершенствования системы разработки: работа с бездействующим фондом скважин, совершенствование системы ППД, обоснование способов эксплуатации, уплотнение сетки скважин. С точки зрения технико-экономического анализа предложенных решений по забуриванию вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием проект не подвержен риску.

за внимание!