Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 9 из 29)
Для подсчета запасов нефти использовались данные, полученные при многоступенчатой сепарации нефти, отобранной в пластовых условиях. Всего было проанализировано 27 глубинных проб из 13 скважин по пластам ЮВ11-3 и 4 глубинные пробы из 3 скважин по пласту ЮВ2 .
Плотность сепарированной нефти по пластам ЮВ11-3 составила 0,830 т/м3, по пласту ЮВ2 - 0,828 т/м3. Газосодержание - 89 м3/т (ЮВ1) и 69 м3/т
(ЮВ2).
Пересчетный коэффициент рассчитан по формуле:
B = 1/ Q,где Q - значение объемного коэффициента по результатам дифференциального разгазирования.
Значение пересчетного коэффициента равно 0,816.
Учет анализов глубинных проб, выполненных после утверждения запасов ГКЗ, привел к уточнению величин подсчетных параметров (табл.
2.4).
Таблица 2.4 Таблица сопоставления подсчетных параметров связанных со свойствами нефти и газа
| Параметры | Среднее значение | Принятые для подсчета запасов | |
| 1976 г. | 2000 г. | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Плотность, т/м3: пласт ЮВ1 | 0,833 | 0,830 | 0,833 |
| пласт ЮВ2 | - | 0,828 | 0,828 |
| 2. Пересчетный | |||
| коэффициент: пласт ЮВ1 | 0,810 | 0,816 | 0,810 |
| пласт ЮВ2 | - | 0,792 | 0,792 |
| 3. Газовый фактор, м3/т: пласт ЮВ1 | 92 | 89 | 89 |
| пласт ЮВ2 | - | 69 | 69 |
Учитывая небольшое расхождение ( 1%) величин плотности нефти и пересчетного коэффициента пластов ЮВ11-3, по сравнению с утвержденными для расчета запасов нефти приняты величины параметров 1976 года.
Газосодержание уточнилось по результатам 12 глубинных проб, отобранных из 6 скважин.
3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования
На Хохряковском месторождении выделен один эксплутационный
1-3 и пласта объект разработки ЮВ1-2, объединяющий залежи горизонта ЮВ1 ЮВ2.
Основные геолого-физические параметры залежей нефти пластов
1-3
ЮВ1 и ЮВ2 приведены в таблице 3.1
Таблица 3.1
Основные геолого-физические параметры залежи нефти
| Показатели | Единица измерения | Значение | |
| ЮВ11-3 | ЮВ2 | ||
| Средняя глубина залегания продуктивного пласта | м | 2340 | 2376 |
| Начальное пластовое давление | МПа | 24,6 | 24,6 |
| Текущее пластовое давление | МПа | 21,0 | 21,0 |
| Давление насыщения | МПа | 8,7 | 7,0 |
| Газосодержание | м3/т | 89 | 69 |
| Пластовая температура | 0 С | 82 | 82 |
| Вязкость нефти: в пластовых условиях | МПа*с | 0,97 | 0,97 |
| Плотность пластовой нефти | т/м3 | 0,732 | 0,732 |
| Плотность дегазированной нефти | т/м3 | 0,830 | 0,828 |
| Плотность воды в пластовых условиях | т/м3 | 0,996 | 0,996 |
Геолого-физические параметры пластов отличаются незначительно, так средняя глубина залегания пластов составляет 2340-2376 м, давление насыщения нефти газом – 8,7-7,0 МПа, газосодержание нефти 89-69 м3/т, пластовая температура 82ºС. На месторождении нет обширных газовых и водоплавающих зон. Данная характеристика пластов и нефти является нормальной для добычи нефти любым механизированным способом.
За время разработки месторождения (около 20 лет) кроме основных запроектированных способов добычи (УЭЦН, УШГН) на месторождении были испытаны электродиафрагменные и струйные насосные установки. Динамика распределения действующего фонда скважин по способам и динамика добычи нефти приведены на рисунках 3.1 и 3.2
Рис. 3.1Динамика распределения действующего фонда скважин по способам
Анализ эксплуатации добывающих скважин УЭЦН
Как видно из рисунка 3.1 в период с 1991 г. по 1997 г. на месторождении действующий фонд скважин, оборудованный УШГН, преобладал и составлял 60-70 % от всех установок. В это время УЭЦН было оборудовано от 30-40 % скважин. С 1998 г. по 2001 г. количество УШГН и УЭЦН сравнивается, а с 2002 г. наблюдается рост фонда УЭЦН и в настоящее время этими установками оборудовано 93 % скважин.
Динамика добыча нефти по способам (рис. 3.2.) показывает, что основная добыча нефти приходится на фонд скважин оборудованный УЭЦН. Так с 1991 г. по 1997 г. (когда установок УЭЦН было 30-40 %) электроцентробежными насосными установками добыва-лось 60-80 % всей нефти. В настоящее время этими установками добывается 98 % нефти.
На Хохряковском месторождении электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 2 до 275 м3/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками, на 1.01.05 г. составляет 388 скважин или 93 % всего добывающего эксплуатационного фонда (табл. 3.2).
Рис. 3.2 Динамика распределения добычи нефти по способам
За анализируемый период фонд скважин, оборудованный УЭЦН, увеличился с 268 до 388 скважин. Динамика фонда скважин показывает, что бездействующий фонд за этот период был равен 9-11 % от действующего фонда.
Таблица 3.2 Динамика фонда скважин, оборудованных ЭЦН
| Фонд скважин | На 1.01.2001г | На 1.01.2002г | На 1.01.2003г | На 1.01.2004г | На 1.01.2005г |
| Эксплуатационный | 268 | 320 | 349 | 352 | 388 |
| Действующий в т.ч.: дающий продукцию простаивающий | 245 234 11 | 294 278 16 | 312 284 28 | 320 300 20 | 354 332 22 |
| Бездействующий | 23 | 26 | 36 | 32 | 34 |
Основными причинами бездействия скважин оборудованных ЭЦН являются обводнение скважин и аварии, связанные с падением насосов и подземного оборудования. На их долю приходится соответственно 41 % и 38 % всего бездействующего фонда (табл. 3.3).
Таблица 3.3
Основные причины бездействия скважин, оборудованных ЭЦН
| № | Причины бездействия ЭЦН | Количество скважин | % |
| 1 | Обводнение | 14 | 41 |
| 2 | Аварии - Падение ЭЦН на забой - Затянувшиеся аварийные работы - Негерметичность ЭК | 13 10 2 1 | 38 |
| 3 | Отказ насосного оборудования - ожидание депарафинизации - заклинивание насоса - R=0 | 4 1 1 2 | 12 |
| 4 | Подготовка к ГРП | 2 | 6 |
| 5 | Слабый приток | 1 | 3 |
| 6 | Всего: | 34 | 100 |
На месторождении применяются в основном низкодебитные установки производительностью 25-50 м3/сут, которыми оборудовано 192 скважины или (56 %). Распределение ЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 3.4.