ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Ата Мура находится на территории Жылыойского района, Атырауской области Республики Казахстан. Исследование настоящего месторождения проводилось по заказу «ТОО Биг». Ключевыми моментами в проведении геолого-промысловых и гидродинамических исследований было получение информации о добывных возможностях скважин и режиме работы залежи, установлении характера изменения давлений, дебитов, газового фактора и состава пластовых флюидов во времени на различных режимах работы скважины.
В условиях быстрого развития нефтяной и газовой промышленности становится весьма актуальным проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового сбора, транспорта и подготовки скважинной продукции. Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложный комплекс многочисленных сооружений основного и вспомогательного назначения, обеспечивающий добычу, сбор и подготовку нефти к транспорту; сбор и очистку нефтяного газа; подготовку для закачки в пласт пресной и пластовой воды, используемых в системах поддержания пластового давления. Специфические проблемы возникают при добычи высоковязких смолистых и парафинистых нефтей, при содержании в продукции скважин сероводорода и углекислого газа, при смешении продукции из разных нефтеносных горизонтов, при закачке в пласт воды, несовместимой по своим качествам с пластовыми водами. Одной из серьезных проблем на нефтяных месторождениях является борьба с потерями нефти и газа как при сборе, так и особенно при подготовки и хранении в резервуарах. Снижение потери нефти и газа на нефтяных месторождениях достигает применением герметизированных систем сбора, герметизированного оборудования на установках подготовки нефти, газа и воды, а также сдачей нефти по закрытой схеме нефтепроводным управлениям для последующей перекачки по магистральным нефтепроводам.
Цель работы. Промысловая подготовка аномально высоковязкой нефти до высшей группы качества путем научно обоснованного оснащения оборудованием технологической схемы и усовершенствования конструктивных элементов основных аппаратов.Для чего необходимо провести: -исследование физико-химических свойств нефти и определение ее сепарационных свойств.
Анализ существующего состояния технологии и
техники промысловой подготовки нефти и расчетно-конструкторские работы по
модернизации отстойной аппаратуры установки подготовки нефти позволили
разработать проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти.
1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА
.1 Общие сведение о месторождении
Месторождение Ата Мура было открыто и получило промышленную оценку в 1988-93 г.г. Промышленная нефтеносность месторождения связана с меловыми и юрскими отложениями.
Оценка запасов нефти, газа и попутных компонентов выполнена институтом «КазНИГРИ» по материалам, полученным с 23 глубоких и 8 структурных скважин, и утверждена в Центральной комиссии по запасам полезных ископаемых Министерства геологии и охраны недр Республики Казахстан (Протокол №2 от 28.06.93 г.).
Утверждённые геологические запасы нефти по категории С1 и С2 (числитель) и извлекаемые (знаменатель) составляют соответственно:
для мела по категории С1 13264 и по категории С2 3911 тыс. т
510
для юры по категории С1 4704 тыс. т.
Согласно Лицензии серии МГ № 95 (нефть) от 04.05.1995 г. ТОО «БИГ» с 01.01.97 года осуществляет добычу углеводородного сырья из юрского эксплуатационного объекта.
Согласно условиям Лицензии, по меловым отложениям предусмотрено их доизучение. С целью доизучения меловых горизонтов и для проектирования их разработки на месторождении были пробурены пять скважин №№ 16-М, 21-М, 80-М, 90-М и 79-М (три на грабене и две на южном крыле структуры).
ТОО «БИГ» на юрские горизонты южного крыла месторождения пробурены 25 эксплуатационных скважин.
На месторождении реализуется вариант разработки с плотностью сетки 8 га/скв. с площадным заводнением. С целью обоснования параметров воды, нагнетаемой в юрские горизонты для интенсификации добычи и повышения КИН в пределах южного крыла месторождения были проведены экспериментальные исследования в лаборатории физико-химических методов повышения КИН «ВНИГНИ» (РФ) под руководством зав. лабораторией к.т.н. Звездова А.В., на основе которых в 2003 году институтом АО «НИПИ «Каспиймунайгаз» составлена «Программа промышленного заводнения юрского эксплуатационного объекта месторождения Ата Мура».
Месторождение нефти Ата Мура в административном отношении расположено на территории Жылыойского района Атырауской области, в районе с развитой инфраструктурой. В юго-восточном направлении в 40 км от месторождения проходит нефтепровод «Кенкияк - Атырау». Сам город находится на расстояние 290 км к западу. В 45 км к северо-западу от месторождения проходит железная дорога и автотрасса «Атырау - Актюбинск».
Электроснабжение промысла, подсобных объектов и бытового жилого комплекса осуществляется от дизельной электростанции с четырьмя дизельгенераторами типа « Катерпиллар» мощностью 290квт каждый, комплектными трансформаторными подстанциями и линиями электропередачи 6 и 0,4кв Защита от коррозии колонн скважин и подземных трубопроводов осуществляется двумя мощными катодными установками.
Внешний транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу - НПС-3 диаметром 219мм и протяжённостью 41км, принадлежащему компании до приёмо-сдаточного пункта НПС-3.
Защита нефтепровода от коррозии осуществляется 6-тью катодными станциями , питающимися электроэнергией от 6-ти ветроагрегатов.
В обустройство промысла в процессе его работы постоянно вносились дополнения, направленные на обеспечение надёжности и повышение устойчивости и экономичности. Усилена мощность ДЭС от двух до четырёх дизельгенераторов «Катерпиллар», промысловая химлаборатория оснащена новейшими приборами, посудой и мебелью фирмы ЭКРОС, на промысле смонтированы и действуют опреснительная установка, установки «Гелиос», мини-котельная для обогрева жилого поселка, проведена реконструкция внутри промыслового электрохозяйства, при переводе скважин на механизированный способ добычи нефти внедрены винтовые системы, экономичные в части потребления электроэнергии и длительным межремонтным периодом.
Для разработки юрских горизонтов на южной части месторождения пробурены 21 эксплуатационных скважины.
Несмотря на выполненный значительный объем буровых работ, новой информации, позволяющей судить об изменениях геологической модели, не получено.
В результате интерпретации материалов ГИС и по результатам опробования во всех вновь пробуренных скважинах выделены продуктивные интервалы номенклатурных юрских горизонтов.
В тектоническом отношении по поверхности докембрийского фундамента месторождение расположено в зоне сочленения Биикжальского поднятия и Коскульского выступа, юго-восточнее Доссорского прогиба, являющихся составными частями обширной Астраханско-Актюбинской зоны поднятий.Фундамент в сопредельных с площадью месторождения районах залегает на глубине 7,5 км и характеризуется ступенчато-блоковым строением.
Нефтеносность
Продуктивные пласты Ю-І, Ю-ІІА, Ю-ІІБ, Ю-ІІІ на месторождении приурочены к юрским отложениям. Коллекторы представлены песками, слабосцементированными песчаниками и алевролитами.
В 1997 году было проведено 10 замеров пластового давления юрских горизонтов в скважинах №№ 53, 59, 61, 64, 65, 66, 67, 68, 71 и 74 , которое в среднем составило 8,9 МПа. В 1998 году замеры были проведены в скважинах №№15А, 55, 61 и пластовое давление в среднем составило 8,9 МПа.
Среднее пластовое давление в 1999 г. (замеренное в скважинах №№15А, 53, 55, 60, 64, 70, 74 и 75) составило 8,82 МПа, в 2000 г. (замеренное в скважинах №№ 59, 60, 64, 65, 67, 68, 71, 72 и 75) составило 8,7 МПа. В 2001 г. замер пластового давления было проведено в скважинах №№ 59, 64, 67, в среднем пластовое давление составило 8,34 МПа. В 2002г. среднее пластовое давление составило уже 7,1 МПа., в 2003г. - 7 МПа.
Динамика пластового давления юрских горизонтов месторождения Ата Мура представлена на рисунке 1
С целью дальнейшей оптимальной разработки залежи и недопущения дальнейшего снижения пластового давления в других частях залежи и выделения газа в эксплуатационных скважинах в 2002-2003гг. разработана «Программа промышленного заводнения юрского эксплуатационного объекта месторождения,,» выполненного институтом «Каспиймунайгаз». В работе представлены результаты экспериментальных исследований по обоснованию параметров воды для нагнетания в юрские горизонты, проведённых сотрудниками лаборатории физико-химических методов повышения КИН ВНИГНИ РФ под руководством зав. лабораторией к.т.н. Звездова А.В.
Месторождение нефти и газа «Ата Мура» открыто в 1988 году. Запасы нефти и газа утверждены в ГКЗ РК в 1993 г. (Протокол №2 от 28.06.93 г.). Балансовые и извлекаемые запасы нефти по категории С1 составляют соответственно:
для мела -13264/2927 тыс.т., для юры - 4704/1863 тыс.т., для триаса - 1623/114 тыс.т. и всего по месторождению - 19591/4904 тыс.т.
С 1997 г. ТОО «БИГ» занимается разработкой и эксплуатацией основного юрского эксплуатационного объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки месторождения Ата Мура», составленной в 1995 году Атырауским филиалом «КазНИПИнефть».
Для разработки юрских горизонтов на южной части месторождения пробурены 21 эксплуатационных скважины.
С начала разработки в эксплуатационных скважинах проводились гидродинамические исследования скважин. Материалы опробования скважин месторождения Ата Мура включают в себя две части: непосредственное опробование продуктивных горизонтов и исследования на установившихся режимах (МУО) и методом снятия кривой восстановления давления (КВД). В настоящее время работы по испытанию продуктивных горизонтов в отложениях юры завершены. Всего по 21 скважине были испытаны Ю-II-А, Ю-II-Б и Ю-III продуктивные горизонты.
Исследования МУО по скважинам №№ 65, 66, 67 и 68 проводили на трех режимах с отработкой на каждом режиме по 3 суток, по скважинам №№ 53, 59, 61 и 64 - на двух режимах.
В эксплуатационных скважинах при исследовании МУО были получены фонтанные притоки нефти с водой, определены параметры пластов, такие как коэффициент продуктивности и проницаемость. Коэффициенты продуктивности скважин изменяются от 12,99 (скважина №66) до 38,6 (скважина №65) м3/сут*МПа, коэффициенты проницаемости - от 0,565 (скважина №68) до 0,806 (скважина №66) мкм2. Пластовое давление изменяется от 8,38 (скважина №66) до 9,23 (скважина №68) МПа.
В 1997 году было проведено 10 замеров пластового давления юрских горизонтов в скважинах №№ 53, 59, 61, 64, 65, 66, 67, 68, 71 и 74, которое в среднем составило 8,9 МПа. В 1998 году замеры были проведены в скважинах №№15А, 55, 61 и пластовое давление в среднем составило 8,9 МПа.
Среднее пластовое давление в 1999 г. (замеренное в скважинах №№15А, 53, 55, 60, 64, 70, 74 и 75) составило 8,82 МПа, в 2000 г. (замеренное в скважинах №№ 59, 60, 64, 65, 67, 68, 71, 72 и 75) составило 8,7 МПа (рисунок 1). В 2001 г. замеры пластового давления были проведены в скважинах №№ 59, 64, 67, в среднем пластовое давление составило 8,34 МПа. В 2002 г. среднее пластовое давление составило уже 7,1 МПа, в 2003 г. - 7 МПа.
Рассчитанные основные варианты разработки эксплуатационных объектов подверглись экономической оценке и объединены в три варианта в целом по месторождению:
вариант - разработка I объекта c ППД заводнением плотностью сетки 2,25 га/скв., разработка II объекта c ППД заводнением плотностью сетки 6,8 га/скв.;
вариант - разработка I объекта c ПТОС и ПТВ плотностью сетки 2,25 га/скв., разработка II объекта c ППД заводнением плотностью сетки 6,8 га/скв.;
вариант - разработка I объекта на естественном режиме c «CHOPS», плотностью сетки 2,25 га/скв., разработка II объекта c ППД заводнением плотностью сетки 6,8 га/скв.
На основе технико-экономического анализа основных вариантов разработки месторождения к утверждению рекомендуется 3 вариант с нижеследующими проектными показателями:
Проектный уровень добычи нефти - 233,7 тыс.т (2012 г.);
Темп отбора при проектном уровне 5,7%;
Проектный уровень добычи жидкости - 1483,2 тыс.т;
Проектный уровень закачки рабочих агентов (воды) - 478,8 тыс.м3;
Накопленная добыча нефти - 3329,9 тыс.т;
КИН - 0,22 доли ед.;
Накопленная добыча жидкости - 21189,8 тыс.т;
Накопленная закачка рабочих агентов - 8546,7 тыс.м3;
Фонд добывающих скважин - 104 ед.;
Фонд нагнетательных скважин - 8 ед.;
Фонд добывающих скважин для бурения - 83 ед.;
Фонд нагнетательных скважин для бурения - 1 ед.;
Средняя обводненность к концу разработки - 94,9%;
Капитальные вложения - 31250,8 тыс.долл.США;
Эксплуатационные затраты - 257464 тыс.долл.США;
Себестоимость тонны нефти - 80 долл. США;
Чистая прибыль - 58765,3 тыс.долл.США;
Накопленный поток наличности - 46226,9 тыс. долл. США;
Интегральный эффект - 26608,3 тыс. долл. США;
Роялти - 5954,2 тыс. долл. США;
Налогооблагаемый доход - 59250,7 тыс. долл. США;
Срок экономического предела - 2025 год;
ВНП - 19,38.
.2 Объемы добычи нефти и газа
Динамика основных технологических показателей разработки юрских продуктивных горизонтов представлена в таблице 7 и на рисунках 8, 9.
С начала разработки за период 01.01.97г. - 01.06.03г. юрского эксплуатационного объекта накопленная добыча составила 484 тыс. тонн нефти. Отобрано нефти от начальных извлекаемых запасов категории С1 - 25,99%. Коэффициент нефтеизвлечения достигла 10,29%. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти составляет 13,06 т/сут. Накопленная обводнённость продукции в среднем составляет около 32%.
С начала разработки отмечается постоянный рост добычи нефти, так в 1997 г. было добыто 10,6 тыс.т., в 1998г. - 42,1 тыс.т., в 1999г. - 80,3 тыс.т., 2000г. - 102,9 тыс.т., в 2001г. - 102,3 тыс.т. и 2002 г. -105,3 тыс.т. Увеличение объемов добычи нефти с 1997 г. по 2001 г. связано с возрастанием фонда добывающих скважин соответственно с 7 до 21 единиц. Максимальный ввод скважин в количестве 8 единиц состоялся в 1998 г., ввод скважин в 1999 и 2001г.г. составил 4 и 2 единицы.
Рост и стабилизация добычи нефти в 2000 - 2002 г.г. поддерживалась путем проведения различных геолого-технических мероприятий: комплексом ГИС по контролю за разработкой месторождения, проведением различных ремонтно-изоляционных работ (цементировок на нефтяной основе, обработок призабойной зоны различными поверхностно-активными веществами и др.).
Однако, начиная с 1999г. наблюдается естественное постепенное обводнение залежи, из них по годам: 1998г. - 1,96%, 1999г . - 17,5%, 2000 г. - 28,3%, 2001 г. - 35,1% и 2002 г. -41,6%. %. В большей степени скважины обводнены в приконтурной юго-восточной части месторождения, что связано с активностью законтурных напорных вод.
По приведенным графикам текущих технологических показателей разработки юрских горизонтов и картам суммарных отборов нефти и воды по состоянию на 01.06.03г. (рисунки 7) видно, что залежь разрабатывается достаточно равномерно по площади и стабильно по отборам жидкости и нефти.
Дебиты скважин по жидкости замеряются на групповых замерных установках типа «Спутник АМ40-14-400П» за определённый (установленный в часах) период времени. Для определения дебита скважин по нефти производится отбор проб с последующим анализом в химической лаборатории промысла на содержание воды, и по результатам обводнённости определяется дебит скважины по нефти и воде в объёмном выражении. Определяются плотность нефти, содержание в ней хлористых солей, механических примесей и расчётным путём вычисляется дебит нефти в тоннах за сутки. Исходя из периодов замеров ведётся учёт суммарной добычи нефти по каждой скважине за месяц и далее нарастающим итогом за год.