Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

В целом по месторождению предусматриваются следующие варианты.

Вариант 1 предусматривает разработку всех эксплуатационных объектов при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 2 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин,остальных объектов - при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 3 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин с горизонтальным заканчиванием, остальных объектов - при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 4 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин с горизонтальным заканчиванием, ХVII+XVIIа пласты - на естественном режиме, остальных объектов - при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 5 аналогичен варианту 4, но отличается способом эксплуатации (замена компрессорного газлифта электропогружными насосами).

Вариант 6 аналогичен варианту 1, предусматривает реализацию бурения скважин на ХХ-ХХI пласты путем забуривания вторым стволом с горизонтальным заканчиванием. Для этой цели используются скв. № 209 (XX пласт VII блока) и скв. № 242 (XXI пласт Х блока).

В рассматриваемых вариантах по месторождению есть предложения, практическая реализация которых вызывает сомнения. Так вариант 4, предусматривает разработку XVII + XVIIa пластов на естественном режиме, при этом возникает проблема с утилизацией подтоварной воды в больших объемах (1.2млн. м3 в год). Ближайшее месторождение с отрицательным балансом добычи и закачки воды - Ц. Оха, до которого необходимо строить водовод протяженностью 30 км и перекачивающую насосную, что нерентабельно. А также реальные потери в добычи нефти при отказе воздействия на пласт нагнетаемой водой, которые составят порядка 19.0 тыс. тонн в год.

Также нельзя отказываться от частичного применения варианта 6 - бурения новых скв. и забуривания боковых стволов с горизонтальным оканчиванием в продуктивной части ХХI пл. Данные мероприятия в случае их успешности позволят значительно нарастить уровни добычи нефти. После его отработки за 4-5 лет скважины будут переведены на ХХ-ХХа пласты, с которых в течении 2-3 лет также будут работать с повышенным дебитом. В целом, за 6-8 лет после ввода их в эксплуатацию технологические показатели разработки будут несколько выше расчетных по 2-му и 3-ему вариантам.

Скважину № 209 по причине малодебитности необходимо перевести на глубиннонасосную эксплуатацию.

Глубиннонасосные скважины относятся к среднеглубоким, малодебитным, газовым, песочным.

Для откачки жидкости из скважин используются длинноходовые (отношение длины хода плунжера к его длине больше двух) вставные насосы диаметров 28, 32 и 43 мм и погружные центробежные типа УЭЦН REDA Shlumberger.

Глубины спуска насосов: от 1043 (скв. № 59) до 1404 м (скв. № 241). Дебиты оборудованных ШГНУ скважин находятся в пределах 1-3.5 т/сут. Отборы по жидкости - от 7 до 23 мЗ/сут. ШГНУ работают с коэффициентом подачи от 0.26 до 0.6, что недостаточно для данного типа насосов, откачивающих обводненную жидкость с глубин до 1.5 тыс.м.

В качестве привода глубинного насоса используются станки-качалки типа 7СК8 и СКН-10. Установленные на станках числа качаний (6 в минуту) и длины хода полированного штока (З м) соответствуют этому типу приводов.

Увеличению глубины спуска насосов, необходимого для уменьшения вредного влияния газа, препятствуют пескопроявления скважин. Используемые для борьбы с вредным влиянием газа газо-песочные якори типа "газовый мешок" недостаточно эффективны, что подтверждается динамометрированием. Для условий месторождения Колендо можно порекомендовать газовые якори тарельчатого типа как с наружным, относительно корпуса, расположением тарелок, так и с внутренним. С учетом кривизны скважин месторождения Колендо могут быть эффективны и газовые якори по патенту России №1601360, разработанные в СахалинНИПИморнефть специально для наклонных скважин см. рис. 9.

Для уменьшения вредного влияния газа на приеме УЭЦН рекомендуется применение стандартного газосепаратора и манипулятора газа AGH REDA (рис. 10), которые позволяют стабилизировать установки, но в ряде случаев и существенно увеличивать подачу жидкости.

Система сбора продукции скважин напорная. Жидкость от скважин поступает на газовые сепараторы типа ГС-1600-2.5, где происходит отделение газа для последующей его подготовки и подачи на прием компрессоров. Отсепарированная жидкость поступает на 2 булита объемом 50мЗ каждый для отстоя и предварительного сброса воды. С булитов жидкость поступает на отстойники-подогреватели типа УДО-2М и затем в резервуарный парк для окончательного отстоя нефти от воды и механических примесей и сдачи ее для перекачки на нефтеперерабатывающий завод.

Добываемая из скважин жидкость обладает сильными коррозирующими свойствами. Для борьбы с коррозией металлических нефтесборных коллекторов была произведена их замена на полимерные трубы ГПМТ, что дало положительный эффект. Но, после замены коллекторов, коррозии стали подвергаться трапные замерные установки (ТЗУ). Предлагается для нейтрализации веществ, вызывающих коррозию металлического оборудования, установить перед ТЗУ емкость, начиненную кольцами, нарезанными из отработанных насосно-компрессорных труб и уложенных таким образом, чтобы соседние кольца были перпендикулярны друг другу. Такое расположение колец не будет создавать заметного гидравлического сопротивления и включение емкости в схему нефтесбора не отразится на уровнях отборов жидкости из скважин. Металлические кольца емкости выполнят роль протекторов, применяемых для снижения и ликвидации электрохимической коррозии. По мере коррозии колец их необходимо будет заменять. Время замены колец установить по изменению параметров химического состава жидкости на выходе из емкости.

Требования к системе поддержания пластового давления (ППД):

Подтоварная вода с механическими примесями из резервуаров-отстойников сбрасывается в пруд, откуда после отстоя забирается в систему ППД для закачки в пласт. В кустовой насосной станции (КНС) ППД установлены 3 насоса ЦНС-180-142, обеспечивающие закачку в пласт 3500-4000 мЗ воды в сутки.

Эксплуатационный фонд нагнетательных водяных скважин составляет 28 скважин.

Для эффективного поддержания пластового давления необходимо соблюдать следующие требования:

- поддерживать высокое качество нагнетаемой в пласт воды уменьшением до минимума содержания в воде механических примесей, эмульгированной нефти и железа;

- обеспечивать инертность к коррозии трубопроводов, отстойников и насосного оборудования;

- удалять из воды сероводород, углекислоту, водоросли и микроорганизмы, способствующие интенсивному развитию коррозии оборудования и существенному снижению приемистости нагнетательной скважины.

Для оценки химического состава сточных вод и пластовых, подлежащих закачке в пласт, необходимо обязательное определение содержания шести ионов: Cl, SO4, НСОз, Са, Mg, Na, а также плотности воды и рН. Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным.

Для сохранения фильтрационных свойств пород необходим также постоянный контроль за развитием микроорганизмов и водорослей в призабойной зоне. При наличии в воде ионов сульфатов (SO4) в воде размножаются бактерии и закупоривают пласт. В результате жизнедеятельности бактерий образуются сульфиды (FeS), которые вступают в реакцию со свободным железом с выделением сероводорода (H2S), являющегося агрессивным агентом. Для снижения активности бактерий необходимо применять выпускаемые промышленностью бактерициды. Критерием качества нагнетаемой в пласт воды является удовлетворительная приемистость скважин.

Рис. 8 - Газовый якорь конструкции СахалинНИПИморнефть

Во время цикла всасывания насоса жидкость с газом поступает в корпус1 через воронку 2 и, обтекая тарелку 5, направляется к стенке корпуса. Часть пузырьков газа под действием сил, определяемых эффектом Сегре-Зильберберга удерживается у стенки и укрупняясь поднимается вдоль нее к отверстию 4 через которое затем уходит в затрубное пространство скважины. Частично отсепарированная жидкость поступает через отверстие в воронке в выше расположенную камеру отстоя 3, где процесс сепарации повторяется. После прохождения нескольких камер отстоя и достижения определенной глубины сепарации жидкость поступает в насос.

Поток через лопастное колесо AGH

Месторождение Колендо расположено в 30 километрах к северу от г.Охи на перешейке полуострова Шмидта в 2,5 км. западнее залива Кольду, на расстоянии 0,5 км от рабочего поселка Колендо.

По состоянию на 1.01.2005 г. общая площадь объекта составляет 373,6 га, общее количество производственных зданий - 21шт.

Климат района характеризуется суровой продолжительной зимой, с сильными ветрами, устойчивым снежным покровом и холодным дождливым летом. Преобладающее направление ветров северо-западное.

Охрана недр при разработке нефтяных месторождений предусматривает комплекс мероприятий, направленных на максимальное извлечение из недр нефти и предотвращение безвозвратных потерь нефти в проницаемые выше- и нижележащие породы разреза через скважину.

Для достижения этой цели эксплуатация объектов должна проводится в строгом соответствии с технологической схемой разработки, проектами на глубокое бурение разных по направлению скважин и проектом обустройства, в которых четко изложены мероприятия по охране окружающей среды. Природоохранная деятельность на месторождении проводится инженерно-геологической службой НГДУ «Оханефтегаз», которая четко придерживается выполнения следующих мероприятий: охрана недр, охрана земельных ресурсов, охрана водных ресурсов, охрана атмосферного воздуха. Вопросы соблюдения природоохранного законодательства на территории объектов НГДУ в т.ч. месторождение Колендо рассматриваются вышестоящими органами надзора (Городской комитет по охране окружающей среды, Охинская инспекция рыбоохраны, Районный центр Госсанипидемнадзора, Областной комитет по охране окружающей среды), которые в случае нарушения законодательства вправе применять штрафные санкции, либо другие меры, вплоть до приостановления деятельности НГДУ.

6.2 Мероприятия по охране недр

1. Все эксплуатационные колонны исследовались геофизическими приборами на качество тампонажа и опрессовывались на избыточное давление водой с целью проверки герметичности.

При отсутствии цемента за колонной проводились повторные заливки. При обнаружении негерметичности обсадной колонны проводятся аварийные работы по ликвидации негерметичности.

2. Скважины с неисправными колоннами, при невозможности устранения неисправности не эксплуатировались, а ликвидировались по техническим причинам.

3. Обводненные скважины переводились в нагнетательные или пьезометрические.

В соответствии с техническими требованиями обсадные колонны скважин имеют катодную защиту с целью предупреждения наружной коррозии.

Мероприятия по охране земельных ресурсов

1. Для сокращения площади отводимых земель, в процессе разработки месторождения реализовался кустовой способ строительства эксплуатационных скважин. С одной площадки пробурено от 7 до 12 свкажин.

2. Территория производственных объектов озеленена саженцами деревьев.

3. Площадки скважин, ГКС, нефтеловушка, территория нефтепарка обвалованы грунтом высотой до 1 метра.

4. Шламовй амбар, после откачки из него жидкости с нефтью и нефтепродуктами, заваливается грунтом и площадка планируется.

5. Земля, загрязненная нефтью и нефтепродуктами, собирается в яму и заливается глинистыми грунтами.

6. Рекультивация нефтезагрязненных земель проводится с учетом местных почвенно-климатических условий, степени повреждения почвенного покрова,и обязательно включается в план мероприятий по подготовке к зиме, и содержит следующие виды работ:

- завоз песка, ремонт обвалований, ликвидация замазученности на объектах месторождения

- профилактический ремонт электро- и насосного оборудования

- уборка замазученности на территории нефтепарка

- создания аварийного запаса нефтесорбента и запасных частей для оборудования на объектах

6.3 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов

С целью поддержания пластового давления используется сточная вода, поступающая на КНС после отстоя с технологических резервуаров. Источником питьевой и технологической воды на месторождении является водозабор из оз.Трапто, фактическое потребление воды составляет -156,8 тыс.м3/год. В процессе эксплуатации месторождения случаев загрязнения питьевой воды не имеется. Регулярно производится отбор проб питьевой воды на предмет содержания вредных и ядовитых веществ. Объем сточных вод месторождения составляет 1,6 тыс.м3.Точка сброса сточных вод на месторождении Колендо- от объектов цеха по добыче нефти и газа №3, поток сточной воды - периодический. Сточная вода не обрабатывается. Водоочистных систем на объекте нет.

6.4 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнения

1. Транспортировка сыпучих материалов (цемент, химреагенты, утяжелители и т.д.) производится в закрытой упаковке.

2. Складирование и хранение пылевидных материалов, реагентов производится на закрытых специальных площадках. Ядовитые и опасные химреагенты подлежат строжайшему учету, места их складирования пломбируются.

3. С целью предупреждения аварийных выбросов и утечек нефти и газа проводится профилактический ремонт клапанов, фланцев, уплотнений на оборудовании и коммуникациях.

4. По данным лаборатории охраны окружающей среды института СахалинНИПИморнефть содержание вредных веществ в атмосферном воздухе составляет:

- углерод(СН) - 0,053 кг/м3

- оксид азота - 0,0005 г/сек

- оксид углерода - 0,012 г/сек

1. Газонефтяное месторождение Колендо введено в разработку в 1962 г.

3. В результате пересчета запасов нефти и газа месторождения [протокол ЦКЗ Минтопэнерго РФ № 48 от 21.08.1996 г.] остаточные запасы составили: по нефти - балансовые 13031 тыс. т, извлекаемые - 655 тыс. т; по растворенному газу - соответственно 676 и 82 млн. м3; остаточные запасы свободного газа (499 млн. м3) списаны как нерентабельные.

4. Технологической схемой разработки [протокол ЦКР МНП от 19.07.1978 г.] рассмотрен один вариант разработки, предусматривающий проведение мероприятий по регулированию процесса разработки. Технологические показатели определены по месторождению в целом до 2005 г. На период 1993 - 2005 г. основные показатели разработки месторождения утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ [протокол ЦКР от 28.07.1993 г. и 10.11.2005 г.].

5. Залежи нефти месторождения практически полностью разбурены по площади. Исключение залежи VII, VIII блоков XX и X блока XXI пластов.

Всего на месторождении пробурено 239 скважин.

Плотность сетки скважин 5 - 18.8 га/скважину; по XXII пласту - 98.1 га/скважину.

6. Разработка залежей XVII+XVIIa и XVIII пластов осуществляется с применением методов поддержания пластового давления после эксплуатации их при режиме растворенного газа, остальные пласты на смешанном режиме - энергии растворенного газа и упруго-водонапорного.

7. За 2005 г. по месторождению добыто 69.8 тыс. т нефти, 1250 тыс. т воды и 6.4 млн. м попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 0.5 % от начальных и 9.7 % от остаточных извлекаемых запасов. Текущая обводненность продукции 94.7 %,газовый фактор 92 м3/т. Среднесуточный дебит одной скважины составил: по нефти 4.8 т, по жидкости - 9.1 т.

По состоянию на 1.01.2005 г. из залежей месторождения добыто 12281 тыс. т нефти, 25637 тыс. м3 воды и 2960 млн. м3 попутного газа, в том числе 1633 млн. м3 свободного газа и 503 млн. м3 газа газовой шапки. Текущая нефтеотдача по месторождению составила 48.5 %; отбор извлекаемых запасов - 95 %.

В продуктивные пласты за 2005 г. закачано 1250 тыс. м воды. Среднесуточная приемистость одной скважины составила 157 м3. Дополнительно за счет ППД добыто за 2005 г. 21.8 тыс. т нефти, всего с начала процесса 3753.4 тыс. т.

9. На месторождении выделено 5 эксплуатационных объектов: XVII+XVIIa, XVIII, XVIIIa, ХХ+ХХа и XXI пласты. Объекты разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.

10. В работе рассмотрено шесть вариантов разработки при существующей системе разработки и отличающихся типом заканчивания скважин по XX и XXI пластам, прекращением закачки воды и сменой способа эксплуатации.

Экономическая оценка доразработки месторождения выполнена в соответствии с общепринятыми в мировой практике принципами оценки эффективности проектов с целью выбора наиболее эффективной системы доразработки и учета интересов нефтедобывающего предприятия и государства.

В результате технико-экономической оценки к реализации рекомендуется варианты 5 и 6 предусматривающий разработку залежей при существующей системе с отказом от газлифта и переводом на ЭПН, а также проведение мероприятий по зарезке второго ствола скважин на XX и XXI пласты с горизонтальным участком заканчивания и характеризующиеся следующими показателями:

- разработка основных объектов с поддержанием пластового давления, остальных - на естественном режиме;

- проектный фонд скважин - 70 скважин;

- максимальная годовая добыча нефти 64.3 тыс. т;

- продолжительность проектного периода - один год;

- добыча нефти за рентабельный период - 497 тыс. т;

- срок рентабельной добычи - 9 лет;

- объем капитальных вложений - 2865 млн. руб.;

- эксплуатационные расходы - 255321 млн. руб.;

- дисконтированный доход - 16272 млн. руб.

11. Месторождение после открытия (1961 г.) было введено в опытно-промышленную разработку в 1962 году. Добыча нефти производилась из ХVII пласта. В промышленную разработку месторождения введено в 1964 (ХVII пл.). В 1966 году открыты и введены в разработку нефтяные залежи ХVIIIа, ХХ, ХХа и ХХI, а в 1969 году - залежь ХХII пласта.

В период с 1962 по 1966 годы эксплуатация залежи ХVII пл. производилась на естественном режиме растворенного газа за счет энергии газовой шапки ХVII горизонта.

В 1966 году началась разработка газовых залежей V-VI, IХ-Х, ХI-ХII, ХIII, ХIV, ХVI, ХVIа.

В 1965 году начали организовывать систему ППД (приконтурное заводнение), что явилось ошибочным решением, т.к.:

- во-первых, пренебрегли разностью напоров инфильтрационных и элизионных потоков;

- во-вторых, на раннем этапе разработки не использовалась энергия свободного высоконапорного газа и не сохранялась энергия газовой шапки ХVII пл.;

В 1972 году было принято решение с естественного режима растворенного газа перейти на бескомпрессорный газлифт, используя свободный газ вышележащих газовых горизонтов и газовую шапку ХVII пл. Также с 1969 года начала применяются комбинированная система заводнения (приконтурное + осевой разрезающий ряд); безкомпрессорный газлифт дал определенный эффект по увеличению добычи нефти в связи с тем, что позволил увеличить депрессию на пласт в условиях значительно пониженных значений пластового давления после первого этапа разработки. Но быстрое обводнение и снижение пластового давления газовых залежей поставило предприятие перед выбором между сохранением газлифта и естественным режимом разработки. В 1976 году было принято решение о разворачивании газокомпрессорной станции и в 1978 году месторождение Колендо было практически полностью переведено на компрессорный газлифт. Был построен газопровод Оха - Колендо для обеспечения газом в полном объеме, т.к. добыча свободного газа была уже прекращена, а объема растворенного газа не достаточно.

Эксплуатация газлифтным способом стабилизировало уровень добычи нефти на непродолжительном этапе. Далее наблюдался рост обводненности продукции и плавное снижение уровней добычи нефти. С 1981 по 1991 г.г. применяются осевые и поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин, что позволило повысить пластовые давления с 90 до 110 кг/см2 и удерживать их на одном уровне по настоящее время.

С 1991 года по настоящее время применяется метод изменения направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП). Большая часть фонда скважин до сих пор работают газлифтом, доля циркуляционного (попутного) газа в системе составляет 75%. В данный момент эксплуатация месторождения компрессорным газлифтом при низких уровнях добычи нефти не эффективно.

Фактические показатели разработки резко отличны от проектных. Это связано, прежде всего, с ошибочно выбранным методом заводнения, не учитывающим гидродинамические особенности месторождения. На мой взгляд, основной причиной является потеря энергии газовой шапки ХVII пл. и нецелесообразное использование свободного и растворенного газа на первом этапе разработки.

Исходя из представленного материала очевиден вывод, что допущенные на первоначальном этапе ошибки не позволили стабильно и долговременно использовать природные преимущества месторождения Колендо, таким образом, эффективность разработки оценивается как низкая.

1. Белянин Г.Н. Вопросы совершенствования систем заводнения нефтяных залежей острова Сахалин в связи с особенностями их геологического строения. Оха, фонды "СахалинНИПИморнефть", 1990.

2. Игумнов В.И. Анализ разработки месторождения Колендо. Оха, фонды "СахалинНИПИморнефть", 2005.

3. Макеев Г.В., Белянин Г.В.; Шварцман Л.М. Технологическая схема разработки XVIII горизонта месторождения Колендо. Оха, фонды "СахалинНИПИморнефть", 1965.

4. Отчёт о разработке нефтяных месторождений НГДУ "Оханефтегаз", 2005г.

5. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.: Недра, 1976.

6. Сургучёв М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968.

7. Ходовец П.И., Сергеева Г.П., Комарова Э.Г., Глушич В.Т. Технологическая схема разработки XVII горизонта месторождения Колендо. Оха, фонды "СахалинНИПИморнефть", 1965.

Размещено на Allbest.ru