Рекомендации к совершенствованию системы поддержания пластового давления для нефтяных залежей на месторождении Х
Автор: Кабиров А.Н., Эрмакова Ю.К., Метальникова В.В., Ян Шиюй
Журнал: Международный журнал гуманитарных и естественных наук @intjournal
Рубрика: Науки о земле
Статья в выпуске: 3-1 (78), 2023 года.
Бесплатный доступ
В статье произведен анализ характеристики работы нагнетальных скважин и существующей системы поддержания пластового давления в целом на месторождении Х. На основании данного исследования были предложены рекомендации для совершенствования системы поддержания пластового давления.
Система поддержания пластового давления, нагнетательная скважина, объект разработки
Короткий адрес: https://sciup.org/170197906
IDR: 170197906 | DOI: 10.24412/2500-1000-2023-3-1-73-76
Текст научной статьи Рекомендации к совершенствованию системы поддержания пластового давления для нефтяных залежей на месторождении Х
Проектирование системы ППД должно предусматривать рациональное размещение технологических объектов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климатических условий, использование новой техники и технологии, автоматизацию основных технологических процессов, максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, учет закачиваемой воды в продуктивные пласты по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества.
Характеристика существующей системы ППД
Закачку воды в целях поддержания пластового давления на месторождении Х начали проводить в 1985 году. С начала разработки в продуктивные пласты закачано 353071,0 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды с начала разработки составила 99,2%, накопленная – 103,0%. Сравнение проектных и фактических объемов закачки воды по месторождению Х за период 20162018 гг. приводит рисунок 1.

проект □ п факт
Рис. 1. Сравнение проектных и фактических объемов закачки воды
В качестве источника заводнения на месторождении используется смесь апт-альб-сеноманской и подтоварной воды. Закачку воды на месторождении проводили в объекты разработки: БС 10 1, БС 10 2, БС 11 1, ЮС 1.
В период 2017-2018 гг. фактические объемы закачки воды не превышают проектные объемы, что связано с недостижением добычи жидкости по сравнению с проектными объемами, а также недостижением проектной приемистости нагнетательных скважин по сравнению с проектным показателем.
В 2018 году в продуктивные пласты закачано 10352,6 тыс. м3 воды, в том числе: апт-альб-сеноманского комплекса – 27,4 тыс. м3, подтоварной – 10328,8 тыс. м3. Основной объем закачки воды приходится на объект БС 10 , что составляет 49,5% от общего объема закачки воды. На долю объектов БС 11 и ЮС 1 приходится 46,4% и 4,1% соответственно от общего объема закачки воды.
Сеноманская вода используется в качестве местной закачки на кусте № 14, добыча воды из водозаборной скважины № 3017 осуществляется погружным электро-центробежным насосом типа ЭЦН5А-250-1700-980 и дальше поступает в нагнетательные скважины №№ 3013, 3016 расположенными на том же кусту.
Проведенный анализ воды применяемой в качестве рабочего агента на месторождении Х показал, что качество подготовки воды по содержанию ТВВ на месторождении удовлетворяет требованиям норм, утвержденных для месторождений Западной-Сибири.
В настоящее время на месторождении в эксплуатации три блочно кустовые насос- ные станции БКНС-1, 2, 3 на которых установлены насосы типа ЦНС 90-1900, ЦНС 180-1275, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1900, MD100-300/11, ЦНС-240-1422. Установленная номинальная производительность насосов БКНС-1 составляет 44640,0 м3/сут или 16293,6 тыс. м3 в год. С учетом резерва по БКНС-1 производительность насосов составляет 30240,0 м3/сут или 11037,6 тыс. м3 в год. Установленная номинальная производительность насосов на БКНС-2 составляет 6480,0 м3/сут или 2365,2 тыс. м3 в год. С учетом резерва по БКНС-2 производительность насосов составляет 4320,0 м3/сут или 1576,8 тыс. м3 в год. Установленная номинальная производительность насосов по БКНС-3 составляет 31680,0 м3/сут или 11563,2 тыс. м3 в год. С учетом резерва по БКНС-3 производительность насосов составляет 23040,0 м3/сут или 8409,6 тыс. м3 в год.
Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2018 год составила 149,7 м3/сут, что на 44,0 м3/сут ниже проектной приемистости, а в 2017 году средняя приемистость также ниже проектной приемистости на 26,4 м3/сут.
По состоянию на 01.01.2019 г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин месторождения Х составляет 253 шт., в том числе: действующие – 237 шт., из них под закачкой – 234 шт., бездействующие – 16 шт. Коэффициент эксплуатации составляет 0,69, коэффициент использования – 0,64. Использование фонда нагнетательных скважин месторождения Х за 2018 год приводит таблица 1.
Таблица 1. Использование фонда нагнетательных скважин месторождения Х за 2018 г.
Наименование |
2018 г. |
|
1 |
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин |
253 |
2 |
Действующий фонд нагнетательных скважин, всего |
237 |
в том числе: - под закачкой |
234 |
|
- остановлены в отчетном месяце |
3 |
|
- бездействующие |
16 |
|
- в освоении и ожидании освоения |
- |
|
3 |
Коэффициент эксплуатации |
0,69 |
4 |
Коэффициент использования |
0,64 |
Коэффициент эксплуатации составляет 0,69, коэффициент использования – 0,64.
Общий фонд нагнетательных скважин по месторождению составляет 323 ед., из них: эксплуатационных – 253, в консервации – 40, в ликвидации – 25, контрольных – пять.
При снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин с начала закачки воды на 20% рекомендуется проводить работы по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны.
Закачка воды в нагнетательные скважины осуществляется через блок гребенки (БГ), расположенные на кустовых площадках. В БГ происходит распределение и учет закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. Учет закачиваемой воды проводится датчиками расхода типа ДРС-50М, входящими в состав счетчика жидкости СЖУ. Оснащенность эксплуатационного фонда нагнетательных скважин расходомерами составляет 100%. Охват замерами приемистости составляет 100 % скважин, находящихся под закачкой.
Устья нагнетательных скважин оснащены арматурой нагнетательной на рабочее давление 21 МПа. Применяется арматура типа АФК 65х210. Закачка воды в нагнетательные скважины проводится по НКТ диаметром 73 мм.
Давление на устье нагнетательных скважин находится в диапазоне 716,3 МПа, что ниже проектного давления (16-18 МПа).
В целях обеспечения проектных параметров закачки воды (давлений и приемистости нагнетательных скважин), рекомендуется разработать программу работ по приведению давлений нагнетания и приемистости нагнетательных скважин к проектным показателям. При необходимости предусмотреть проведение гидравлических расчетов высоконапорных водоводов.
Заключение
-
1. В качестве источника водоснабжения системы ППД использовать воды апт-альб-сеноманского комплекса и подтоварной воды.
-
2. Дефицит воды рекомендуется покрыть за счет водозаборных скважин.
-
3. Излишки рекомендуется закачивать в поглощающие скважины.
-
4. Продолжить закачку сеноманской воды по схеме «из скважины в скважину».
Список литературы Рекомендации к совершенствованию системы поддержания пластового давления для нефтяных залежей на месторождении Х
- ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. - Введ. 2011-07-01 / Справочно-правовая система "Гарант" / НПП "Гарант-Сервис". - Послед. обновление 07.09.2015.
- Лаврентьев А.В., Антониади Д.Г. Физико-химические методы в системе управления эффективностью систем разработки нефтегазовых месторождений. - Кубанский государственный технологический университет. - 14 с.
- Amrouche F., Gomari S. R., Islam M. et al. New Insights into the Application of a Magnetic Field to Enhance Oil Recovery from Oil-Wet Carbonate Reservoirs // Energy & Fuels. - 2019. - P. 1-9.
- Сыркин А.М., Макимова Н.Е., Сергеева Л.Г. Химия воды: Учебное пособие. - Уфа: Издво УГНТУ, 2007. - 95 с.
- Ябловская, П. Е. Анализ водных объектов окружающей среды методом капиллярного электрофореза / П. Е. Ябловская // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. - 2013. - № 8-2. - С. 200-203.