Разработка месторождений компанией ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Разработка месторождений нефтегазодобывающего управления

2.1 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.1.1 Тектоника

2.1.2 Трапповый магматизм

2.2 Проект разработки

2.2.1 Стратегия развития проекта

2.2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды

2.2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

3.1 Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта

3.2 Состав и свойства пластовых флюидов

4. Техника и технология добычи нефти и газа

4.1 Обоснование выбора рационального способа подъёма жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

4.1.1 Требования к выбору способов эксплуатации

4.1.2 Обоснование выбора рекомендуемого способа добычи нефти и газа

4.2 Автоматизация и телемеханизация по добыче нефти и газа в компании ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча»

5. Системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

5.1 Существующее состояние обустройства и основные технические решения

5.2 Кустовые площадки

5.3 Основные решения по системе нефтегазосбора

Заключение

Использованная литература

Введение

месторождение добыча нефть газ

Производственную практику проходили в дочерней компании ОАО НК «Росснефть» - ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча». Компания разрабатывает 2 смежных лицензионных участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения - Центральный блок и Курунгский - со сроками действия лицензионных соглашений до 2041г. и 2032г. соответственно. Месторождение расположено недалеко от магистрального нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО).

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение Республики Саха (Якутия) открыто в 1970г. Запасы углеводородов Среднеботуобинского месторождения были утверждены ГКЗ СССР в 1980 и 1986 г. Тектонические нарушения обусловили блоковое строение месторождения с выделением Центрального, Северных и Восточных блоков.

Целью производственной практики является закрепление теоретических знаний, учебных практик, изучение производственной и технической деятельности нефтедобывающего предприятия, овладения производственными навыками и передовым методам труда.



1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Мирнинского и Ленского районов (улусов) Республики Саха (Якутия), в 130 км к юго-западу от г. Мирный и в 140 км к северо-западу от г. Ленска (рис. 1.).

В непосредственной близости от месторождения открыты Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.

Инфраструктура. На площади месторождения расположен поселок Таас-Юрях с населением 570 человек. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Харья-Юрэх (34 км), Заря (89 км), Новый (105 км).

В 140 км от месторождения проходит трасса нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО). Диаметр нефтепровода 1220 мм, общая протяженность ВСТО около 4800 км.

По газопроводу «Среднеботуобинское месторождение - г. Мирный» (диаметр 500 мм, протяженность 175 км) подается газ, добываемый из залежей Северного блока Среднеботуобинского НГКМ ООО «АЛРОСА-Газ».

Грузы, предназначенные для ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча», доставляются до железнодорожной станции Лена (ВСЖД), откуда через речной порт Осетрово по реке Лена отправляются в г. Ленск (950 км). Навигационный период в районе порта составляет 150 сут. Из г. Ленска грузы на площадь месторождения перевозятся автотранспортом по круглогодичной дороге, соединяющей пос. Таас-Юрях с трассой Ленск - Мирный (подбаза находится в 70 км на запад от 135-го километра трассы Ленск-Мирный). По участку подбаза - месторождение (до 100 км) грузы перевозятся с ноября по апрель.

Рис. 1 Обзорная схема района работ

Города Мирный и Ленск связаны между собой автодорогой III класса протяженностью 219 км, по которой ведутся автотранспортные перевозки грузов и людей.

Г. Мирный с населением 37,5 тыс. человек имеет аэропорт, способный принимать самолеты типа ТУ-154, АН-24, ЯК-40 и вертолеты.

Г. Ленск (население 24,5 тыс. человек) является крупным транспортным узлом, имеет аэропорт местных линий, способный принимать самолеты типа ЯК-40, АН-24 и вертолеты.

В период отсутствия зимника доставка людей и малогабаритных грузов осуществляется исключительно вертолетами из г. Ленска или с подбазы. Водные артерии на территории месторождения транспортного значения не имеют. По р. Улахан-Ботуобия возможно плавание на легких весельных, а в период паводка - на моторных лодках.

Электроснабжение поселка Таас-Юрях и Северного блока Среднеботуобинского месторождения обеспечивается от Вилюйской ГЭС линией электропередачи на 110 кВ с подстанцией 110/35/6. По территории месторождения проложена ВЛ на 35 кВ в габаритах 110 кВ и смонтирована электроподстанция 35/6. Энергообеспечение нефтяного промысла Центрального блока осуществляется местной газотурбинной электростанцией (ГТЭС).

Рельеф. В геоморфологическом отношении район месторождения расположен в зоне перехода от северо-западных окраин Приленского плато к Лено-Вилюйской равнине. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Гидрографическая сеть. Крупнейшей водной артерией, протекающей на территории месторождения, является р. Улахан-Ботуобия, среднегодовой расход воды, в устье которой составляет 120-130 млн. м³/год. Для реки характерно существенное сезонное изменение объемов стока и практически полное промерзание в зимний период.

Гидрография района, помимо р. Улахан-Ботуобия, представлена также р. Таас-Юрях и рядом других более мелких рек. Питание рек в основном снеговое.

Характерной чертой речной сети является её глубокий врез. Речные долины на равнинах и особенно низменностях - широкие с пологими склонами и поймами. Преобладающие скорости рек в паводок 0,5-1,0 м/с. Долины рек и ручьев заболочены. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек - в конце апреля - начале мая. Наибольшая толщина льда на промерзающих реках составляет 120 см и достигается, как правило, во второй декаде марта.

Около 10 % рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Глубина болот небольшая, с малой мощностью торфа.

Климат района резко континентальный, сухой. Зима продолжительностью семь месяцев. Среднегодовая температура - минус 7,8 °С. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца, января - минус 33,7 °С., а самого жаркого месяца - июля - 17,7 °С. Отрицательные температуры зимой достигают от минус 50 до минус 57 °С. Летом жаркие дни (температура поднимается до 30 °С) сменяются холодными ночами. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 суток.

Осадков в районе немного. В период с апреля по октябрь - 215 мм, с ноября по март - 69 мм. Средняя годовая сумма осадков - 284 мм. Снегопады характерны для октября-ноября. Число суток со снежным покровом - 200 в год. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью к концу зимы достигает 35-50 см.

Ветры несильные, преобладающее направление северно-западное и западное со скоростью 3-4 м/с [1].

Геокриологические условия. На территории месторождения повсеместно распространены многолетнемерзлые породы, залегающие до глубины 400 м. Сезонноталый слой охватывает четвертичные отложения, имеющие повсеместное распространение на территории месторождения.

Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

Строительные материалы. На площади Среднеботуобинского месторождения и вблизи от него имеются выходы следующих строительных материалов: кирпичная глина, известняки, гравий, песок, гипс, бутовый камень. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобия.

Г. Мирный вместе с поселками Айхал и Удачный образуют центр алмазодобывающей промышленности России.

Экономика района. Район располагает широким набором природно-экономических ресурсов, богат месторождениями алмазов пиропа, хризолита, газа, нефти, бурого угля и других полезных ископаемых. Ведущее место в экономике занимает алмазодобывающая промышленность, производство строительных материалов, предприятия по ремонту горной и дорожной техники, автопредприятия, пищевая промышленность. В регионе многочисленные котельные работают на нефти и газе.

Коренное население этого района - русские, саха, эвенки, эвены. Плотность населения составляет 0,52 чел. на кв. км.

В настоящее время на Среднеботуобинском месторождении с позиции промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климата и других природных условий существует ограничение по уровню добычи нефти (1 млн. т) до 2018 г. [5].



2. Разработка месторождений нефтегазодобывающего управления

2.1 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Среднеботуобинского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.

Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2. Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты единичными скважинами: Сбт-17, Сбт-30, Сбт-69, Крн-2771 и Крн-2773. Представлены гранито-гнейсами серыми, красновато-серыми, розовыми, среднекристаллическими с влючениями калиевого полевого шпата и кварца, трещиноватыми, с зеркалами скольжения и прожилками белого ангидрита. Абсолютный возраст фундамента, определенный К-Аr методом по керну скв. Сбт-30 составил 1616 млн. лет, что примерно соответствует границе нижнего и верхнего протерозоя (1650±50 млн. лет). Наибольшая вскрытая толщина - 25 м. Практически во всех скважинах вскрывших фундамент фиксируется кора выветривания гранитоидов.

По литологическому составу она подразделяется на две части: нижнюю преимущественно песчаную и верхнюю, преимущественно глинистую.

Нижняя часть сложена песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые, участками с коричневым и зеленоватым оттенком, кварц-полевошпатовые, разнозернистые, массивные и волнистослоистые, часто нечеткослоистые, с прослоями гравелитов. Алевролиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые. Аргиллиты серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, слоистые, по поверхности наслоения и трещинкам часто развивается ангидрит [1].

Рис. 2 Сводный литолого-стратиграфический разрез отложений



2.1.1 Тектоника

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение находится в центральной части Мирнинского выступа - положительной структуры I порядка в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы (рис. 3.).

Мирнинский выступ характеризуется северо-восточным простиранием и ориентировочными размерами 19070 км. Его ось погружается в северо-северо-восточном направлении от абсолютных глубин кровли осинского горизонта -1150 м у основания выступа до -1400 м у его северного окончания. В пределах Мирнинского выступа геолого-геофизическими исследованиями выявлен ряд кулисообразно расположенных антиклинальных структур III порядка. К одной из них, наиболее крупной - Среднеботуобинской, приурочено одноименное месторождение.

Структурный план месторождения изучен сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением.

Важной чертой Среднеботоубинского месторождения является наличие блоковой тектоники. В ходе выполнения ООО «Таас-Юрях Нефтегазoдобыча» геологоразведочных работ были выполнены сейсморазведочные работы 2D и 3D в пределах Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и Курунгского лицензионного участка. Кроме того, дополнительно проведена интерпретация сейсмических профилей к западу от Среднеботуобинского месторождения. Эти работы позволили существенным образом скорректировать представление о разломной тектонике данной территории.

Принятые границы тектонических блоков и положение разломов на уровне ботуобинского горизонта приведены на рисунке 4. В пределах месторождения выделены четыре крупных тектонических блока, осложненных более мелкими нарушениями.

По кровле ботуобинского горизонта (отражающий горизонт КВ) -1570 м углы падения пластов не превышают 1,5, в основном составляя 0,5-1. Поднятие имеет длину 100, ширину 6-25 км и амплитуду 50 м [1].

2.1.2 Трапповый магматизм

В геологическом строении района месторождения принимают участие интрузивные образования двух формаций: средне-палеозойской и пермо-триасовой.

Средне-палеозойские интрузии представлены дайками долеритов, приуроченных к разломам Вилюйско-Мархинской зоны. Дайки имеют падение близкое к вертикальному, в основном располагаясь на восточном крыле структуры, толщина их достигает 200 м.

Пермо-триасовые интрузии представлены пластовыми телами траппов, незначительно «перескакивающими» на разные уровни. В пределах месторождения интрузии данной формации приурочены к пяти стратиграфическим подразделениям (юрегинской, эльгянской, толбачанской, олекминской и чарской свитам) [1].

Рис. 3 Фрагмент тектонической схемы Сибирской платформы

Рис. 4 Схема расположения разломов и положение тектонических блоков

2.2 Проект разработки

Проект «Таас-Юрях» состоит из Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и Курунгскго ЛУ (рис. 5), находящихся в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия), в 140 км к северо-западу от г. Ленск.

Месторождение по величине запасов отнесено к крупным, по геологическому строению - к очень сложным. В пределах Центрального блока месторождения расположена крупная газовая шапка.

Месторождение разделено на 5 тектонически экранированных залежей. Центральный блок разделен на 4 тектонически экранированные залежи.

Месторождение запущено в промышленную эксплуатацию - 15 сентября 2013 г. начало сдачи в систему ВСТО - 11.10.2013г.

От месторождения построен нефтепровод до ВСТО с врезкой в районе г. Ленск (длина - 169 км, пропускной способностью 1,0 млн.т./ год).

Рис. 5 Карта региона деятельности «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

Лицензиями на право пользования недрами Центрального блока Среднеботуобинского месторождения (ЯКУ 11143 НЭ, от 12.04.2002г.) и Курунгского ЛУ (ЯКУ 14004 НР от 28.03.2007г.) владеет ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

ОАО «НК «Роснефть» консолидировала 100 % доли участия в ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» 14 октября 2013. Затем в декабре 2014 «НК Роснефть» продала 20% акций одной из крупнейших британских нефтяных компаний «British Petroleum». В дальнейшим шагом развития может являться передача 29% акций китайской компании «Skyland Petroleum», которая проявляет повышенный интерес к месторождению. Эта сделка укрепит дружественные отношения России и Китая и даст большой толчок к развитию месторождения. Также позволит стабилизировать ситуацию с нефтяным кризисом.

В перспективе возможна монетизация газа при получении доступа к газотранспортной системе «Сила Сибири».

В 70-х годах на объекте опробована ядерно-взрывная технология увеличения притоков нефти и газа (выполнено 6 взрывов).

История освоения месторождения:

· 1970 г. - открытие месторождения;

· 1984 г. - начало опытно-промышленной эксплуатации, запущено 3 скважины;

· 2011 г. - начало строительства объектов первой очереди обустройства мощностью до 1 млн. тонн нефти в год;

· Октябрь 2013 г. - начало промышленной эксплуатации месторождения и сдачи нефти в систему ВСТО [4].

2.2.1 Стратегия развития проекта

Стратегия развития проекта предполагает два основных этапа развития наземной инфраструктуры:

Этап 1 - октябрь 2013 г.:

· начало добычи - до 1 млн. т/г.;

· обустройство первых 3-х кустов;

· строительство ЦПС, энергокомплекса (20МВт);

· создание инфраструктуры на месторождении;

· строительство нефтепровода (Ду273, 169км), ПСП, ВЖК - 80 (2 шт.).

Этап 2 - 2018г.:

· увеличение добычи нефти на уровне 5 млн.т/г.;

· обустройство кустовых площадок по мере завершения бурения;

· расширение ЦПС, энергокомплекса;

· строительство системы ППД;

· строительство нефтепровода диаметром 530 мм и вдольтрассового проезда;

· расширение ПСП;

· реализация Газовой программы.

Весь добываемый газ, за вычетом использования на собственные нужды сжигается, утилизации газа более 95 % планируется достичь путём возвратной закачки газа в газовую шапку до 2019г. (ТСР 2014г.) [4].

2.2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды

Бурение и исследование скважин: на участке пробурено 121 скв. (из них в собственности ТЮНГД - 113скв.), в период 2006-2009 гг. из ранее пробуренных разведочных скважин выполнены работы по бурению боковых горизонтальных стволов (БГС) - 12 шт. Начиная с 2009 г. на месторождении ведется бурение эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием до 750 м - 36 скважин. На каждой кустовой площадке выполняется бурение пилотных стволов с отбором керна.

Строительно-монтажные работы: запущен в эксплуатацию комплекс инфраструктуры первого этапа: кустовые площадки добывающих скважин, линейная часть магистрального нефтепровода «Среднеботуобинское НГКМ - трубопроводная система ВСТО» (169км), ПСП, ЦПС, водозабор, энергокомплекс (20 МВт), линии ВЛ-6кВ (54км). В завершающей стадии СМР находятся: пожарное депо, полигон ТБО и ПО.

Проектно-изыскательские работы: выполняется разработка ПСД по объектам второго этапа - обустройство кустовых площадок, расширение ЦПС и ПСП, строительство нефтепровода Ду530, ГКС. Корпоративным институтом разработана предварительная схема электроснабжения СБНГКМ, подготовлено ТЭО по наземным источникам водоснабжения (рис. 6).

Добыча: фонд добывающих скважин - 54 единицы. Среднесуточная добыча нефти за 2014 год составила 2485 т/сут. Накопленная добыча за 12 месяцев 2014 г - 907,131 тыс. тонн. Среднесуточная добыча нефти в январе 2015 года составляет 2350 т/сут [4].

2.2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа

Перечень основных объектов:

· Нефтедобывающие кустовые площадки - 7 ед.;

· Площадки одиночных скважин - 7 ед.;

· Скважин нефтегазодобывающих - 54 ед.;

· Скважины водонагнетательные - 2 ед.;

· Внутрипромысловые трубопроводы - 32,5 км;

· Центральный пункт сбора (ЦПС) - ввод в эксплуатацию 28.08.2013 г.;

· Магистральный нефтепровод - ввод в эксплуатацию 01.09.2013 г.;

· Приемо-сдаточный пункт (ПСП) - ввод в эксплуатацию 11.10.2013 г.;

· Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ) - ввод в эксплуатацию 24.11.2013 г.;

· Региональный инженерно-технический центр (РИТЦ) - ввод в эксплуатацию 30.11.2013 г.

Основные текущие показатели добычи нефти и газа на май:

· Суточная добыча нефти и газоконденсата ? 2350 т/сут.

· Суточная добыча попутного нефтяного газа - 1700 тыс. м³/сут.

· Суточная добыча природного газа - 42 тыс. м³/сут.

· Суточная закачка воды в систему поддержания пластового давления - 940 м³/сут.

· Средний суточный дебит нефти одной скважины ? 44 т/сут [4].

Рис. 6 Схема обустройства месторождения



3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

3.1 Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта

В 2006-2007 гг. был осуществлен отбор и расширенный комплекс лабораторных исследований керна по пилотным стволам скважин 26 и 70 в лабораториях ИНГГ СО РАН (г. Новосибирск), ОАО "ТомскНИПИнефть» г. Томск, ЗАО НИПИНЕФТЕГАЗ г Тюмень. Дополнительно авторами отчета проведено описание и фотодокументация сохранившихся образцов керна и просмотрены шлифы по керну некоторых скважин /Конторович и др., 2007 ф/.

Открытая пористость определялась методом Преображенского при насыщении образцов моделью пластовой воды или керосином.

Газопроницаемость определялась методом стационарной фильтрации по воздуху на приборе ГК-5.

Остаточная водонасыщенность определена в подавляющем большинстве случаев методом центрифугирования. Незначительный объем определений остаточной водонасыщенности выполнен методами капилляриметрии: 25 образцов по скважинам 7,9, 13, 25 /Драгунов и др., 1985, ф/, 15 образцов (Сбт-70-пилот) и 20 образцов (сбт-26-пилот). При использовании капилляриметрии применялись мембраны, имеющие давление прорыва 3,5-4,0 кг/см².

Выполнено 40 определений прямым, экстракционно-дистилляционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв.Сбт- 85, вскрытие горизонта в данной скважине осуществлялось на РНО.

Остаточная нефтенасыщенность определялась экстракционно-дистилляционным способом по 752 образцам из ботуобинского горизонта, в т.ч. по 715 образцам, учтенным при обосновании пористости, при этом большая часть этой выборки отобрана в скважинах, пробуренных на ВИЭР и РНО. Для оценки остаточной нефтенасыщенности использованы только 292 образца из скважин, пробуренных на рассолах, асбесто-гелевых и полимерных растворах.

Карбонатность пород оценивалась более чем для 70% выборки образцов, при этом оценивалось отдельно содержание кальцита и доломита

В настоящей работе для анализа ФЕС ботуобинского горизонта использовались данные лабораторных исследований керна по 37 скважинам.

По результатам лабораторных исследований керна коллекторские свойства пород ботуобинского горизонта варьируют в весьма широком диапазоне: открытая пористость изменяется от 0,3 до 23,2%, проницаемость от 0,0210-15 м² до 7,410-12 м², остаточная водонасыщенность от 0,3 до 95,7%, в т.ч. по образцам, учтенным в подсчете запасов, открытая пористость изменяется от 2,9 до 23,2%, проницаемость от 0,210-15м² до 7,410-12 м², остаточная водонасыщенность от 0,3 до 78,8%.

Для анализа соотношения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности из всего массива образцов были сформировано две выборки:

- выборка № 1 - все образцы, учтенные при подсчете запасов;

- выборка № 2 - образцы по скважинам 26-пилотный ствол и 70-пилотный ствол;

- выборка № 3 - образцы, учтенные при подсчете запасов без скважин 26-пилотниый ствол и 70-пилотный ствол;

Основные статистические показатели ФЕС по сформированным выборкам приведены в табл. 1. На рисунках 7-9 приведены распределения значений пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности по выборкам 1 и 2.

В таблице 3.4 показано, что при 100% отборе и выносе керна средняя пористость выше на 0,9% (6% относительных), хотя расхождение в абсолютных величинах в пределах допустимой погрешности ±2 абсолютных %; средняя проницаемость различается менее чем на 2%; остаточная водонасыщенность методом центрифугирования в выборке 2 ниже на 4,9% (35% относительных), хотя расхождение в абсолютных величинах в пределах допустимой погрешности ±5 абсолютных %.

Остаточная водонасыщенность на керне определена в подавляющем большинстве случаев методом центрифугирования. Среднее значение остаточной водонасыщенности по 1012 образцам равно 13,3% (табл. 1).

Кроме того выполнялись определения остаточной водонасыщенности прямым, экстракционно-дистилляционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, вскрытие горизонта в данной скважине осуществлялось на РНО. Диапазон изменений от 2-5 до 30-33%. Определения на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, дали значение Ков равное 11,8% по 38 образцам.

Средние значения остаточной водонасыщенности методами капилляриметрии, полученные по трем выборкам образцов: по данным отчета 1985г., из скважины 26 и из скважины 70, соответственно составляют 17,9% (25 образцов), 11,3% (20 образцов) и 5,9% (15 образцов), в среднем по всем исследованным образцам -12,7%.

Таким образом, определения остаточной водонасыщенности прямым методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, методами центрифугирования, выполненные в лабораториях ЛЭИС, ВНИГНИ, Главтюменьгеологии и ЯКТЭ, и методами капилляриметрии характеризуются хорошей сходимостью.



Таблица 1

Статистические характеристики ФЕС пород ботуобинского горизонта по выборкам

Показатели	Пористость (%)	Проницаемость (Ч10-15м2)	Остаточная водонасыщенность (%)
1	2	3	4
Выборка №1 (все скважины, включая 26 и 70)
Количество определений	1709	1445	1012
Среднее значение	15,1	546,3	13,3
Минимальное значение	2,9	0,2	0,3
Максимальное значение	23,2	7400	78,8
Мода	-	285	10
Медиана	15,4	313,4	11,5
Стандартная ошибка	0,08	20,6	0,25
Стандартное отклонение	3,4	782	7,9
Ассиметрия	-0,77	5,1	2,0
Эксцесс	0,80	46,1	9,0
Выборка №2 (26 и 70)
Количество определений	89	89	89
Среднее значение	15,9	537	8,8
Минимальное значение	10,2	6,6	0,3
Максимальное значение	20,9	3128	27,5
Мода	15,0	-	13,7
Медиана	15,7	324	8,1
Стандартная ошибка	0,3	69,8	0,5
Стандартное отклонение	2,7	658	4,9
Ассиметрия	0,07	2,1	0,7
Эксцесс	-0,43	5,0	1,3
Выборка №3 (все кроме 26 и 70)
Количество определений	1479	1247	961
Среднее значение	15,0	546	13,7
Минимальное значение	2,9	0,2	0,3
1	2	3	4
Максимальное значение	23,2	7400	78,8
Мода	15,2	285	9,4
Медиана	15,3	305	11,9
Стандартная ошибка	0,09	23,0	0,3
Стандартное отклонение	3,5	810,6	8,0
Ассиметрия	-0,78	5,2	2,0
Эксцесс	0,70	46,0	9,0

Массовые исследования остаточной нефтенасыщенности в керне выполнены методом экстрагирования (Сокслета). Всего имеются результаты по 435 образцам, в том числе 290 образцов из нефтенасыщенной части разреза. На рисунке 10 приведено распределение данной величины раздельно для нефтенасыщенной, водонасыщенной и газонасыщенной частей разреза.

Среднее значение остаточной нефтенасыщенности по нефтенасыщенной части пласта по всем скважинам - 27,6% (табл. 3.6) соответствует принятым значениям остаточной нефтенасыщенности по исследованиям коэффициента вытеснения по нескольким лабораторным опытам (см. ниже), в скважинах, пробуренных не на ВИЭР или РНО остаточная нефтенасыщенность в керне ниже 22,7% (табл. 2).

Для газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов значения остаточной нефтенасыщенности отличаются, выше ГНК и ниже ВНК остаточная нефтенасыщенность составляет 8% (табл. 2) [2].



Таблица 2

Средние значения остаточной нефтенасыщенности для газо, нефте- и водонасыщенных интервалов

	Газ*	Нефть	Нефть*	Вода*
Количество определений	88	290	96	57
Среднее значение	8,0	27,6	22,7	7,7
Минимальное значение	1,1	2,0	2	2,0
Максимальное значение	48,6	71,5	69,8	34,8
Мода	7,9	19,5	20,8	7,7
Медиана	5,7	24,2	20,9	6,3
Стандартная ошибка	0,9	0,8	1,4	0,7
Стандартное отклонение	8,4	13,8	13,8	5,2

* - для скважин, пробуренных на асбесто-гелевых растворах, рассолах, полимерах

Рис. 7 Распределение пористости по керну ботуобинского горизонта

Рис. 8 Распределение проницаемости по керну ботуобинского горизонта

Рис. 9 Распределение остаточной водонасыщенности по керну ботуобинского горизонта

Рис. 10 Гистограмма распределения остаточной нефтенасыщенности, определенной экстрагированием

3.2 Состав и свойства пластовых флюидов

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 1 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 650-839 кг/ м³ (среднее значение - 807,8), вязкость динамическая 3,62-16,4 мПаЧс (среднее - 7,49), газосодержание 53,87-104,09 м³/т (среднее - 83,0), давление насыщения 7,06-14,17 МПа (среднее - 12,16), коэффициент объемной упругости 10,87-37,67 1/МПаЧ10^-4 (среднее 20,02).

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 2 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 750-828 кг/м³ (среднее значение - 803,2), вязкость динамическая 5,72-11,98 мПаЧс (среднее - 8,86), газосодержание 71,75-100,78 м³/т (среднее - 82,39), давление насыщения 11,38-14,45 МПа (среднее - 12,18), коэффициент объемной упругости 10,87-14,73 (среднее 13,33).

Растворенный газ при однократном разгазировании состоит в среднем: из метана 72,403%, этана 11,779%, пропана 7,138%, i-бутана 1,019%, n-бутана 2,819%, пентаны+высшие 2,498%, гелия 0,067%, углекислого газа 0,08, азота 2,199%.

Растворенный газ при дифференциальном разгазировании состоит в среднем: из метана 81,839%, этана 5,453%, пропана 2,39%, i-бутана 0,128%, n-бутана 0,575%, пентаны+высшие 0,869%, гелия 0,285%, углекислого газа 0,055, азота 8,405%.

Компонентный состав дегазированной нефти представлен в среднем: метаном 0,389%, этаном 0,3%, пропаном 0,632%, i-бутаном 0,36%, n-бутана 1,295%, пентаны+высшие 97,023%.

Компонентный состав пластовой нефти представлен в среднем: метаном 39,539%, этаном 5,449%, пропаном 3,361%, i-бутаном 0,641%, n-бутана 1,853%, пентаны+высшие 46,98%, гелия 0,075%, углекислого газа 0,048, азота 2,052%.

При исследовании нефтей залежи 1 пласта плотность составляет 807-910,8 кг/м³ (в среднем 865,5 кг/м³), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20^оС (3,87-76,67 МПа, в среднем 36,17 МПа. Нефть сернистая (0,02-1,55%, в среднем 0,80%), средне и высокосмолистая (5,75-34,35%, в среднем 17,87%), парафинистая (0,27-3,79%, в среднем 1,91%). Температура застывания нефти -22,7 С.

Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 5 до 42%, в среднем 18,47%; до 300С - от 21 до 56%, в среднем 38,45%. Температура начала кипения нефти +79,8 С.

При исследовании нефтей залежи 2 пласта Бт плотность составляет 879,4-889 кг/м³ (в среднем 882,2 кг/м³), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20^оС (44,36-104,01 МПа, в среднем 71,89 МПа. Нефть сернистая (0,01-0,94%, в среднем 0,55%), средне и высокосмолистая (14,96-42,1%, в среднем 27,4%), парафинистая (2,04-3,8%, в среднем 2,64%). Температура застывания нефти -17 С.

Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 12 до 20%, в среднем 14,53%; до 300С - от 34 до 42%, в среднем 38%. Температура начала кипения нефти +99,8 С.

Образцы нефти ботуобинского горизонта отобранной для детального исследования товарно-эксплуатационных характеристик нефти и нефтяных фракций были обезвожены.

Содержание хлористых солей в обезвоженной пробе составило 97 мг/литр.

Наличие сероводорода и меркаптанов по ГОСТ Р 50802-2003 было определено хроматографическим методом с пульсирующим пламенно-фотометрическим детектором (PFPD) и составило в сумме менее 0,1 млн^-1.

Давление насыщенного пара по Рейду (100F) составляет 126 мм.рт.ст.(16,8 кПа).

В составе нефти концентрация металлов составила (ppm на остаток выше 350 С/4.0 ppm в пересчете на нефть): натрий(Na) - 170/87; ванадий (V) - 10/6; никель(Ni) - 11/6.

Выходы бензиновых дистиллятов, фракции: НК-70, 70-100, 100-120, 120-150, 150-200 ^оС, составляют 1,6%, 1,8%, 1,6%, 3,1% и 7,3% масс, соответстсвенно. Содержание широких бензиновых фракций 28-120 и 28-180 - 4,9% и 12%.

Выходы керосиновых и дизельных дистиллятов, фракции: 120-150, 150-180, 180-210, 210-240, 240-270, 270-300, 300-330, 330-360, определены как 3,1%, 4,0%, 5,1%, 6,1%, 7,0%, 7,8%, 8,2% и 8,3%, соответственно.

Потенциальное содержание базового масла из остатка выше 350^оС с индексом вязкости 85 составляет 53,2% в пересчете на остаток выше 350 ^оС и 25,4% в пересчете на нефть.

Выход остатка выше 300 ^оС составляет - 61,5%, выше 350 ^оС - 47,8%, выше 380 ^оС - 39,6%, выше 450 ^оС -22,7%.

В декабре 2006 года были отобраны глубинные пробы нефти в скважинах Сбт-1018, Сбт-1021. В апреле 2009 года в скважине Сбт-53 также проводился отбор глубинных проб. Впервые удалось получить пробы, данные которых, соответствовали условиям залегания нефти. Дополнительные свойства и характеристики пластовых флюидов и жидкостей представлены в таблицах 3-8 [2].

Таблица 3

Свойства пластовой нефти ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование	Численные значения
	диапазон значений	Принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа	14.05-14.33	14.19
Пластовая температура, 0С	10.5-16.0	12
Давление насыщения, МПа	7.06-14.45	12.17
Газосодержание, м3/т	53.87-104.09	82.7
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=11.0МПа Т1=15оС	0.92-1.12	1.02
Р1=7.0МПа Т1=15оС	13.92-13.95	13.94
Р1=3.0МПа Т1=15оС	18.77-20.32	19.55
Р1=1.0МПа Т1=15оС	12.29-12.80	12.55
Р1=0.2МПа Т1=15оС	7.10-7.25	7.18
Р1=0.1МПа Т1=15оС	4.16-4.20	4.18
Плотность в условиях пласта, кг/м3	650-839	806
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	3.62-16.4	8.17
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	12.3-37.67	17.08
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	0.934-1.0586 0.748-0.926	0.980 0.805
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	862.8-879.1 788.4-806.8	869.9 798.9



Таблица 4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Средне-Ботуобинского месторождения вендские отложения, ботуобинский пласт (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 200С,кг/м3	15	28	807-910.8	877
Вязкость, мПа*с при 20оС при 50оС	13 4	22 6	3.87-104.01 6.95-13.95	58.55 10.14
Молярная масса, г/моль	-	-	-	-
Температура застывания, оС	4	4	(-17)-(-33)	-19.83
Массовое содержание, %
Серы	13	22	0.01-1.55	0.68
Смол силикагелевых	13	23	5.75-42.1	23.93
Асфальтенов	12	23	0.19-12.39	4.04
Парафинов	14	22	0.27-3.8	2.37
Воды	2	2	0.1-10	5.05
Механических примесей	1	1	0.016	0.016
1	2	3	4	5
Содержание микрокомпонентов, г/т
Ванадий	1	1	10	10
Никель	1	1	8	8
Температура плавления парафина,оС	7	10	41-55	51.74
Температура начала кипения,оС	15	27	40-154	90.76
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100ОС	12	14	1.0-29.0	3.20
до 150ОС	13	18	2.5-22.0	8.17
до 200ОС	15	27	5.0-42.0	15.91
до 250ОС	13	20	11.0-38.0	24.47
до 300ОС	14	22	21.0-56.0	37.23
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002 " Нефть. Общие технические условия", ОСТ 38.01197-80)	2.3.1.1. 2.2.1.3.2.

Таблица 5

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	Пласт ботуобинский
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
1	2	3	4	5	6
Молярная концентрация компонентов, %
-сероводород	-	-	-	-	-
-двуокись углерода	0.08	-	0.055	0.047	0.048
-азот+редкие	2.199	-	8.405	2.041	2.052
в т.ч.гелий	0.067	-	0.285	0.075	0.075
-метан	72.403	0.389	81.839	39.433	39.539
-этан	11.779	0.3	5.453	5.455	5.449
-пропан	7.138	0.632	2.39	3.372	3.361
-изобутан	1.019	0.36	0.128	0.643	0.641
-норм. бутан	2.819	1.295	0.575	1.859	1.853
-изопентан	0.741	0.965	0.216	0.782	0.78
-норм.пентан	0.904	1.705	0.291	1.25	1.246
-гексаны	0.607	4.678	0.247	2.777	2.771
-гептаны	0.167	4.675	0.08	2.428	2.422
-октаны	0.055	5.407	0.024	2.621	2.615
-остаток С9+	0.024	79.593	0.011	37.218	37.146
Молекулярная масса	22.49	-	-	-	188.3
Плотность	-	-	-	-	-
газа, кг/м3	0.98	-	0.805	-	-
газа относительная	-	-	-	-	-
(по воздуху), доли ед.	0.813	-	-	-	-
нефти, кг/м3	-	869.9	0.668	-	808.4

Таблица 6

Свойства газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование параметра	Численные значения (средние)
1	2
1. Газ газовой шапки
Давление пластовое, МПа	14.2
Температура пластовая, 0К	285
Давление начала конденсации, МПа	-
Давление максимальной конденсации, МПа	4.9
Давление псевдокритическое, МПа	4.57
Давление приведенное	3.15
Температура псевдокритическая, 0К	201.02
Температура приведенная	1.41
Коэффициент сверхсжимаемости (Z)	0.748
Объемный коэффициент	0.0052
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0.762
Вязкость в условиях пласта, МПа*с	0.0176
Теплоемкость, Дж/0С	-
Коэффициент Джоуля-Томсона, 0С/атм	-
Содержание конденсата, г/м3
сырого (нестабильного), КГФ	-
стабильного (дебутанизированного)	17.5
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат
Плотность (станд. условия), кг/м3	669.8-750.7(697.4)
Вязкость (станд. условия), МПа*с	-
Молекулярная масса, г/моль	-
Температура выкипания 90% объемного конденсата, 0C	-



Таблица 7

Компонентный состав газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование параметра	Газ	Конденсат	Состав пластового газа
	сепарации	дегазации	дебутаниза-ции	Дебутанизи-рованный (стабильный)	сырой
1	2	3	4	5	6	7
Молярная концентрация компонентов, %
-водорода	0.06	-	-	-	-	-
-двуокись углерода	0.11	0.06	-	-	0.04	0.21
-азот+редкие	2.95	0.66	-	-	0.44	3.17
в т.ч.гелий	0.45	-	-	-	-	-
-метан	89.28	49.58	-	-	31.35	88.65
-этан	4.8	20.27	-	-	12.78	4.91
-пропан	1.78	18.32	-	-	11.55	1.91
-изобутан	0.48	9.5	-	-	5.99	0.55
-норм.бутан	-	-	-	-	-	-
-изопентан	0.09	1.61	-	-	37.85	0.6
-норм.пентан	-	-	-	-	-	-
-гексаны	-	-	-	-	-	-
-гептаны	-	-	-	-	-	-
1	2	3	4	5	6	7
-октаны	-	-	-	-	-	-
-остаток С9+	-	-	-	-	-	-
Молекулярная масса, г/моль		-	-	-	-	-
Давление (Р), Мпа	14.4	-	-	-	-	-
Температура (t), 0C	12	-	-	-	-	-
Плотность, кг/м3						-
-в стандартных условиях (0.1МПа, 200C)	0.805	-	-	-	-	0.7605
-в рабочих условиях (при Р, t)	-	-	-	-	-	-
Выход на 1000кг пластового газа, кг	-	-	-	-	-	-

Таблица 8

Свойства и состав пластовых вод пласта ботуобинского месторождения Средне-Ботуобинского (по результатам анализа вод вендского водоносного комплекса)

Наименование параметра	Пласт ботуобинский
	Диапазон изменения	Средние значения
1	2	3
Газосодержание, м3/м3	-	-
Плотность воды, кг/м3
- в стандартных условиях	1164-1287	1251
- в условиях пласта	1192	1192
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	4.25	4.25
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10-4	2.65	2.65
Объемный коэффициент, доли ед.	0.9995	0.9995
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na++ К+	977.5-113187 /42.5-4921	35114/1523.7
Ca+2	1200-121000 /60.0-6050	77192/3857.9
Mg+2	0-17024 /0-1400	9617.6/790.8
Cl-	118968.6-722016 /3355.9-8200	238636.2 /6263.6
HCO3-2	0-209.84 /0-3.44	40.81/0.68
CO3-2	0-81.6/0-2.72	6.09/0.18
SO4-2	54-3440.14 /1.1-85.8	593.9/12.92
NH4+	1-500/0	36.84/0
Br -	0-6185.8 /0-77.41	3790.7/47.44
J -	0-146 /0-1.15	27.2/0.21
B+3	-	-
Li+	-	-
1	2	3
Sr+2	-	-
Rb+	-	-
Cs+	-	-
Общая минерализация, г/л	229.38-450.267	349.64
Водородный показатель, рH	2.5-7.45	5.05
Жесткость общая, (мг-экв/л)	60-7420	4445
Химический тип воды, преимущественно (по В.А.Сулину)	хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	29(6)	29(6)



4. Техника и технология добычи нефти и газа

4.1 Обоснование выбора рационального способа подъёма жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

4.1.1 Требования к выбору способов эксплуатации

Горизонт довольно однородный с несколько увеличивающейся глинистостью к подошве. Коэффициент песчанистости равен 0,95, коэффициент расчлененности - 1,18.

Пластовая температура также имеет очень низкую величину на уровне +12 ^оС, то есть аномально низкая температура пласта. В интервале глубин 0-1000 м величина геотермического градиента составляет всего 0,54 ^оС/100м, ниже до глубины 2000м - 0,98^оС/ 100м. Аномально низкие пластовые температуры могут являться причиной значительного числа осложнений при добыче и подготовке нефти.

Необходимые сведения по нефтегазоконденсатной залежи Среднеботуобинского месторождения, дающие представления о ее основных особенностях и учитываемые, при проектировании, приводятся в разделах геолого-физической и физико-гидродинамической характеристики Среднеботуобинского НГКМ.

Проектирование в области технологии и техники добычи нефти, газа, конденсата по Среднеботуобинскому месторождению должно выполняться с учётом следующих условий:

- глубина залегания продуктивного пласта 1900 м;

- наличие обширной газовой шапки со значительными запасами газа;

- аномально низкое пластовое давление равное 14,56 МПа, при гидростатическом 19,1 МПа;

- низкая пластовая температура равная +12 ^оС;

- пластовое давление близко к значению давления насыщения нефти газом;

- повышенная вязкость нефти в пластовых условиях;

- выпадение АСП-компонентов из раствора нефти и образование АСПО на НКТ, при эксплуатации скважин;

- возможно также осложнения в виде образования гидратов газа;

- относительно высокие ФЕС коллекторов, выдержанность и связанность пластов;

- достаточно высокие и устойчивые дебиты эксплуатируемых скважин;

- повсеместное развитие на месторождении многолетнемёрзлых пород, залегающих на глубинах до 400 м;

- наличие как нормального газового фактора (96 м³/т), так и повышенных показателей в течение разработки месторождения, 2000 м³/т;

- проведение работ в скважинах;

- проведение работ с неразвитой и удалённой инфраструктурой объектов работ.

- разработка залежи проектируется, при поддержании пластового давления возвратной закачкой добываемого газа в газовую шапку.

- обводненность добывающих скважин низкая, что к незначительному объему подтоварной воды. Вода закачивается в законтурную область залежи, организую частичное законтурное воздействие.

- необжитость и малонаселенность района работ, удалённость от промышленных центров, отсутствие дорог, резко континентальный климат с продолжительной холодной зимой и коротким летом.

- Проектные решения в области техники и технологии добычи нефти должны обеспечивать:

- соблюдение «Закона о недрах» Российской Федерации;

- действующим руководящим документам и методическим рекомендациям касающихся разработки нефтегазовых месторождений, на территории РФ;

- достижение утверждённых показателей разработки месторождения и выполнение лицензионных соглашений;

- соответствие принимаемых технологических, технических, конструкторских и технико-экономических решений Российским стандартам, нормам и правилам в области горного надзора, противопожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды и иным нормативам и законом регулирующим нефтегазодобычу на территорию РФ.

Минимизацию капитальных и эксплуатационных затрат и ущерба, наносимого окружающей среде на всех этапах освоения месторождения за счет:

- максимального использования энергии пласта;

- совмещения технологических процессов сбора и подготовки продукции; размещения технологических, электросиловых и вспомогательных коммуникаций в едином коридоре линейных инженерных сооружений;

- применение модульного, в основном серийно выпускаемого, технологического и вспомогательного оборудования;

- внедрение ресурсосберегающих технологий, направленных на наиболее полное использование продукции скважин;

- комплексную автоматизацию, мониторинг технологического процесса и окружающей среды с максимальным применением отечественного оборудования;

- организацию профилактического мониторинга, обслуживания и ремонта. [3]

4.1.2 Обоснование выбора рекомендуемого способа добычи нефти и газа

Существенным моментом, определяющим выбор способа добычи и корректного расчета технологических параметров процесса подъема добываемой продукции, является высокий проектный уровень величины промыслового газового содержания продукции и его зависимость от депрессии на пласт и времени эксплуатации скважины, выявленные в ходе пробной эксплуатации и по результатам исследования скважин.

Уже в первые годы эксплуатации (с 2013 по 2014 гг.) определилось высокое газосодержание продукции достигающее по части скважин до 2000 м³/м³. В дальнейшем связи с ростом обводненности продукции газосодержание в добываемой жидкости будет уменьшалось.

Основной проектный способ добычи - механизированный. В начальный период при относительно низком газовом факторе (менее 300 м³/м³), ввод скважин в разработку осуществляется с помощью ЭЦН. При повышении газового фактора выше 300 м³/м³ осуществляется переход на фонтанный способ добычи. Возможна начальная эксплуатация добывающих скважин в фонтанном режиме, при высоком стартовом газовом факторе. Повышенный начальный газовый фактор может обуславливаться, как геологическими причинами (например, вскрытие высокопроницаемых прослоев с выходом в газовую шапку), так и технологическими (например, заколонные перетоки).

В процессе эксплуатации планируется поддерживать забойное давление в добывающих скважинах на уровне 12-13 МПа. Соответственно при начальном пластовом давлении 14,56 МПа депрессия на продуктивные пласты будет достигать 1-2 МПа. Для уточнения фильтрационных характеристик пластов и физико-химических свойств пластовых флюидов в ходе эксплуатационного бурения и на начальном этапе добычи потребуется отбор проб и проведение исследований скважин.

Для достижения и поддержания расчетных показателей разработки рекомендуются следующие мероприятия:

- периодическая обработка ПЗП в скважинах с целью интенсификации притоков (поддержания и повышения их продуктивности);

- принятие мер по борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин (отложениями АСПВ, выносом механических примесей, вредным влиянием газа и др.).

Подбор способов добычи нефти (газа) на месторождении производился, исходя из предполагаемых физико-химических свойств нефти (газа) и оценочных геолого-физических характеристик объектов разработки.

Оценка условий, расчеты предельных параметров условий фонтанирования проводились с использованием специализированного программного обеспечения Perform 7,0 (IHS Energy, Schlumberger) методом узлового анализа с учетом геолого-физических условий залегания пластов, конструкции и геометрии скважин, структуры газожидкостного потока и учитывая физико-химические свойства добываемой пластовой жидкости.

Исходя из расчетов изменение производительности непосредственно видно, что достигается посредством различных кривых притока и выхода. Фонтанный способ эксплуатации осуществляется при величине газового фактора более 300 м³/м³. Расчетные типоразмеры НКТ варьируются от 68 до 108 мм. В таблице 9 показаны исходные данные для фонтанного способа добычи жидкости с учетом изменения Р_пл, по вариантам.

Результаты расчетов показывают, что фонтанный способ добычи может быть рекомендован для всех новых скважин, так как даже при ограничении депрессии на пласт (забойном давлении около 13 МПа), уровни добычи нефти соответствуют или существенно превышают проектные показатели. Следует учесть, что вследствие ограничений по газовому фактору и депрессии на пласт по варианту разработки с горизонтальными скважинами проектные показатели добычи достаточно велики: средний дебит по нефти новых скважин в среднем от 46 до 110 м³/сут. В момент пика добычи уровень обводненности возрастает с 1 до 43 %. Но для большинства анализируемых скважин в первые 30 лет разработки (обводненность 9 %) средний дебит нефти по действующему фонду сохраняется на уровне 20 т/сутки при среднем забойном давлении 12-13 МПа.



Таблица 9

Исходные показатели условия фонтанирования

Варианты	Газожидкостный фактор, м3/м3	Температура пласта, оС	Пластовое давление, атм	Средняя проницаемость пласта, мД
Вариант 1	252	12	145,6	500
Вариант 2	150	12	150	500
Вариант 3	300	12	155	500
Вариант 4	400	12	160	500

Следует особо отметить, что вследствие высокого потенциала большинства скважин (особенно на первоочередном участке) для ограничения дебита на заданном проектном уровне необходимо применять штуцеры диаметром 6-12 мм практически все время периода эксплуатации. Потенциал сохраняется и в дальнейшем, при значительном росте обводненности.

Обоснование выбора механизированных способов эксплуатации скважин производилось с учетом энергетических параметров продуктивного пласта и технико-технологических возможностей апробированных способов подъема жидкости в нефтедобывающих регионах со сходными климатическими и геолого-техническими условиями.

Из применяемых в настоящее время механизированных способов эксплуатации скважин наиболее экономичным являются насосные - с помощью электроцентробежных насосов и штанговых глубинных насосов. Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН

В настоящее время отечественные заводы выпускают электроцентробежные насосы широких диапазонов производительности (10 -1000 м³/сут) и развиваемых напоров (500-3000м). В соответствии с паспортными техническими характеристиками погружные центробежные насосы допускают наличие свободного газа на приеме насоса не выше 20-25%. Это накладывает существенные ограничения на возможность применения УЭЦН в скважинах с высоким содержанием газа в пластовом флюиде. Исходя из расчетов, предполагается добыча при забойном давлении до 13 МПа, что ниже давления насыщения. Разгазирование добываемой жидкости будет происходить в призабойной зоне скважины и стволе скважины. Соответственно, при выборе насосного оборудования необходимо учитывать наличие свободного газа в перекачиваемой жидкости на приеме насоса [3].

4.2 Автоматизация и телемеханизация по добыче нефти и газа в компании ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча»

Компания ООО «Тaac-Юрях Нефтегазодобыча» работает по слаженной системе сбора нефтепромысловой информации (рис. 11), которые помогают в автоматизации и телемеханизации работ по добыче нефти и газа.

Рис. 11 Схема информационных потоков компании ООО «Тaac-Юрях Нефтегазодобыча»

Результаты запуска ситемы:

- система сбора нефтепромысловой информации в подразделениях компании

- единая интегрированная база данных, открытая на всех уровнях производства: цехах, нгду, объединении;

- единые регламенты сбора и хранения информации;

- единые алгоритмы обработки информации;

- расширяемый набор регламентных отчетов;

- оперативный доступ к нефтепромысловой информации [4].



5. Системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

5.1 Существующее состояние обустройства и основные технические решения

Технические решения по обустройству Среднеботуобинского НГКМ предусмотрены с учётом максимального объёма добычи продукции скважин: нефти -6,0 млн.т/год, газа - 7,4 млрд. м³/год.

Обустройство промысла предусматривался с целью надёжной и безопасной эксплуатации путем строительства: кустовых площадок нефтедобывающих, поглощающие и газонагнетательных скважин, нефтегазосборных сетей и промысловых трубопроводов транспорта нефти и газа, промышленные площадки для размещения объектов основного производственного назначения по сбору, подготовке и транспортировке продукции, объектов вспомогательного назначения по обслуживанию технологического оборудования и систем, а так же объектов инфраструктуры.