Опытно промышленная разработка Дулисьминского месторождения

Специальная часть данного раздела ставит перед собой задачу объяснить изменение свойств и основных параметров, влияющих на разработку, НГКМ Дулисьма в процессе ОПЭ (опытно промышленной эксплуатации).

В качестве материала для обозрения приводятся: принципиальные положения проекта ОПЭ [4]; основные данные по испытаниям скважин, проведенными в отведенный проектом период; основная информация о текущих изменениях параметров разработки; перспектив на дальнейшую разработку.

Принципиальные положения рассматриваемого проектного документа Технологической схемой предлагается начать разработку Дулисьминского месторождения с первоочередной отработкой нефтяной оторочки на двух участках Опытно-промышленной разработки (ОПР) — Западном и Центральном.

Рис. 4.

Схема расположения скважин Дулисьминского НГКМ с выделением участков ОПР.

Срок ОПР с 2014 по 2018 год. В течение каждого года процесс добычи нефти и газа длится 210 суток, с 1 октября текущего года по 30 апреля последующего года. Основной целью ОПР является испытание технологии извлечения нефти из оторочки малой мощности с низкопроницаемым коллектором и практическая оценка эффективности ее разработки. Запасы нефти признаны ГКЗ трудноизвлекемыми, коэффициент извлечения нефти принят 0.05. Западный участок выбирается в районе трех разведочных скважин № 8, 22, 2 мр, на которых производится восстановительный ремонт и ревизия оборудования.

Выбор данного участка связан с использованием опыта пробной эксплуатации скважины № 22.

Центральный участок находится в районе трех разведочных скважин № 6, 10, 34, где нефтяная оторочка имеет наибольшую эффективную мощность. Скважины № 6, 10, 34 после проведения восстановительного ремонта переводятся в эксплуатационный фонд. Всего в схеме планируется задействовать шесть разведочных скважин с переводом их в эксплуатационный фонд.

В 2014 году, на Центральном участке начинается эксплуатационное бурение. Бурение, в связи с опытным характером разработки, планируется в минимальном объеме. К 2018 году вводится из бурения нефтяная скважина № 1011, а в 2019 г., по окончании ОПР бурение продолжится с вводом второй скважины скважина № 1012. Новые скважины наклонно-направленные с горизонтальным забоем. Скважины расположены на одной площадке в середине Центрального участка, бурятся кустовым методом. Расчетный дебит нефти из горизонтальной скважины должен в 2.5 раза превышать дебит из наиболее продуктивных разведочных скважин.

Таблица 7.

Фильтрационно-емкостные параметры Западного и Центрального Участков.

Таблица 8.

Данные исследований скважин Западного и Центрального участка на различных штуцерах.

Таблица 9.

Таблица 10.

Примечание: * отмечены дебиты нефти и газа, полученные прогнозным расчетом по двум имеющимся наблюдениям.

Анализ данных таблиц показывает, что наиболее предпочтительным для ОПР является режим работы скважин на 6 мм штуцере, т.к. на 4 мм штуцере дебиты скважин недостаточен, на 8 мм штуцере слишком большой является депрессия на пласт. Кроме того, опытно-промышленная эксплуатация скважин № 8, 22 показала, что на 6 мм штуцере скважины работают устойчиво, снижения пластового давления не наблюдается.

Режим работы скважин на штуцере диаметра 6 мм принят, как основа расчета показателей разработки схемы ОПР.

Продуктивный ярактинский горизонт, условно, по виду насыщения, разделен на два объекта: — нижний нефтяной, — верхний газовый. Особенностью конструкции забоя скважин № 2мр, 8, 6, 22, 34, переводимых из разведочного фонда в эксплуатационный добывающий, является совместное вскрытие газовой и нефтяной части ярактинского продуктивного горизонта. Для повышения добычи нефти в скважинах и изоляции газового интервала пласта в кровле нефтяного объекта устанавливаются разобщающие пакеры в комплекте с подземным оборудованием. После оснащения скважин эксплуатационными пакерами, определены годовые объемы добычи нефти и газа по каждой скважине в течение периода ОПР.

Учитывая периодический, в течение 7 месяцев, характер разработки месторождения, а также отсутствие необходимой для моделирования информации, на данном этапе была принята однородная по вертикали модель пласта. Кроме того, ежегодно в процессе ОПР в течение 5 месяцев будет происходить восстановление давления, а расстояние между скважинами таково, что в течение периода эксплуатации при небольших проектных отборах воронки депрессии не взаимодействуют. В связи с этим, при выборе методики расчета показателей разработки, было принято наиболее приемлемое решение расчета технологических показателей разработки, по индивидуальному режиму работы каждой эксплуатационной скважины согласно с корректировкой дебитов нефти и газа на скважинах, оборудуемых пакерной схемой.

Принимается, что после оснащения четырех скважин эксплуатационными разобщающими пакерами, дебит газа снизится на 70%, а дебит нефти возрастет на 30%. Данное допущение должно быть подтверждено опытными результатами на первой скважине № 34, оснащаемой эксплуатационным пакером в 2003 году. Моделирование процесса работы скважины с пакером возможно выполнить по результатам испытаний скважины № 34.

Для установления режимов работы новых горизонтальных скважин № 1011,1012 произведен расчет по методу Джоши. Определено, что оптимальная длина горизонтального участка 250−300 метров.

Всего рассмотрено 4 варианта разработки:

Вариант 1. Разработка ведется «на истощение» имеющимися 6 эксплуатационными скважинами, новые скважины не бурятся, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 190 т/сут;

Вариант 2. Разработка ведется с поддержанием пластового давления имеющимися 6 эксплуатационными + 2 нагнетательными скважинами, новые скважины не бурятся, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 190 т/сут;

Вариант 3. Разработка ведется «на истощение» имеющимися 6 эксплуатационными скважинами + 1 пробуренная новая скважина с горизонтальным стволом, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 250 т/сут;

Вариант 4. Разработка ведется с поддержанием пластового давления имеющимися 6 эксплуатационными + 2 нагнетательными скважинами + 1 пробуренная новая скважина с горизонтальным стволом, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 250 т/сут.

Таблица 11.

Таблица расчетных вариантов ОПР по количеству скважин.

Для реализации, как наиболее отвечающий задачам ОПР рекомендуется вариант 4, с суточной добычей нефти 250 тонн.

В рекомендуемом варианте, кроме бурения горизонтальной скважин № 1011 на Центральном участке проводится испытание технологии обратной закачки добытого свободного и попутного газа в газоконденсатную часть залежи. Для закачки будут подготовлены разведочные скважины № 7 и № 15 Реализация рекомендуемого варианта планируется в два этапа. Первый этап с 2002 по 2004 год, второй этап с 2005 по 2006 год, когда начинает буриться первая горизонтальная скважина.

Таблица 12.

Показатели разработки рекомендуемого варианта 4.

В разделе 6, рассмотрены вопросы технологии эксплуатации нефтяных скважин с одновременной добычей свободного и попутного газа. Способ эксплуатации скважин — естественное фонтанирование. Эксплуатация скважин нефтяных оторочек, кроме опасности перетоков газа, осложняется аномально низкой пластовой температурой (32 ОС). Оба фактора, в сумме вызывают интенсивное отложение гидратов, смол, парафинов, а также их комбинаций в насосно-компрессорных трубах. В результате простоев снижается коэффициент эксплуатации скважин. Для предупреждения и ликвидации отложений предлагается стационарная схема промывки скважин горячей смесью нефти и конденсата, а также постоянная дозированная подача ингибиторов.

Приведены рекомендации и предложена схема наземного обустройства с раздельной подготовкой нефти и газа на двух установках, УПНГ-1 (Западный участок) и УПНГ-2 (Центральный участок).

В разделе 7 предложены основные технические решения по бурению и конструкции горизонтальных скважин.