Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

За расчетный период накопленная добыча нефти составит 39,146 млн.т при обводненности 98,0 %. Коэффициент нефтеизвлечения по этому варианту равен 0,344.

Максимальная добыча нефти – 900 тыс.т. - достигается в 2006г., темп отбора от НИЗ – 2,0 %.

Всего предусматривается 151 дополнительная операция ГТМ, наибольшее число предусмотрено на пласте БС11. Тем не менее, утвержденная величина КИН не достигается ни по месторождению, ни по основному пласту БС11.

Вариант 3

Этот вариант подразумевает значительное увеличение числа действующих скважин за счет вывода из консервации и бездействия части фонда и переводов обводненных скважин на вышележащие пласты. Увеличение действующего фонда влечет за собой увеличение объема ГТМ по сравнению со вторым вариантом. Например, число ГРП возрастет с 19 до 37 операций.

На максимальный уровень добычи нефти 1042 тыс.т., месторождение выйдет в 2008г., темп отбора от НИЗ составит 2,4 %.

На конец расчетного периода накопленная добыча нефти – 43,949 млн.т. при обводненности 98,6 %. Коэффициент нефтеизвлечения достигнет 0,386, отбор от НИЗ – 99,3 %.

В данной технологической схеме был принят четвертый расчетный вариант разработки.

Вариант 4

Четвертый (рекомендуемый) вариант разработки по пласту БС11 включает в себя самый полный набор проводимых мероприятий, в том числе бурение 8 новых добывающих скважин (2 из них горизонтальные) и 3 нагнетательных. Кроме этого, предусмотрено бурение 14 боковых горизонтальных стволов из старых скважин, проведение ГРП и других мероприятий, направленных на достижение максимально возможного КИН.

По данному варианту максимальный уровень добычи нефти составляет 886 тыс.т в 2008г., при этом темп отбора от НИЗ – 2,5 % при обводненности – 82,9 %. Максимальный уровень добычи жидкости ожидается до 7191 тыс.т в 2021г. В этом же году запланирован и максимальный объем закачки - 6948 тыс.м3.

Следует отметить снижение обводненности продукции в 2004 году, вследствие вовлечения в разработку недренируемых запасов и проведения ремонтно-изоляционных работ по ряду скважин. В 2005 году начинается увеличение обводненности, связанное с проведением мероприятий по форсированному отбору. Уровень добычи жидкости возрастает за 17 лет на 5015 тыс.т., при этом обводненность увеличивается на 27 % и в 2021 составит 95,8 %.

На конец расчетного периода накопленная добыча нефти достигнет 35,43 млн.т. при обводненности 98,2 %. Коэффициент нефтеизвлечения достигнет величины – 0,404. При этом в действующем фонде будет 43 добывающих и 20 нагнетательных скважин.

Средний дебит нефти на начало прогнозного периода – 24 т/сут, уменьшается в конце до 2 т/сут и ниже. Средний дебит жидкости за весь период изменяется в пределах 77 –130 т/сут.

Сравнение технологических показателей вариантов разработки по месторождению в целом приведено в таблице 3.1. По всем объектам максимальная добыча нефти достигается по четвертому варианту, который включает наибольшее число ГТМ.

Таблица3.1 Основные технико-экономические показатели разработки за расчетный период месторождения в целом.

Показатели	варианты
	1	2	3	4
проектный уровень добычи нефти, тыс.т	703,8	900,1	1041,7	1176
год выхода на проектный уровень	2004	2004	2008	2005
темп отбора, %	1,6	2	2,4	2,7
максимальн.уровень добычи жидкости, тыс.т	2796	5387	9066	10536
максимальный уровень закачки, тыс.м3	2376	4643	9311	10084
накопленная добыча нефти, млн.т	11,74	16,52	21,32	22,65
накопленная добыча жидкости, млн.т	178	351,9	494,5	472,3
накопленная закачка воды, млн.м3	137	319	497	462
обводнённость, %	96,8	98	98,6	98,2
расчётный срок разработки, лет	96	96	96	96
накопленная добыча нефти с начала разработки, млн.т	34,37	39,15	43,95	45,28
накопленная добыча жидкости с начала разработки, млн.т	227	401	543	521
накопленная закачка воды с начала разработки, млн.м3	201	384	561	526
коэффициент извлечения нефти, доли ед.	0,302	0,344	0,386	0,398
основной фонд скважин, всего	152	159	336	361
в том числе добывающих	118	118	252	267
нагнетательных	34	41	84	94
бурение скважин, всего	-	-	-	15
бурение бокового горизонтального ствола	-	-	-	22
перевод под закачку	-	-	10	10

 

В целом по месторождению четвертый вариант оказался наиболее интенсивным. Проектный уровень добычи нефти составит 1176 тыс.т., в 2007г., темпы отбора от НИЗ и от ТИЗ – 2,7 % и 5,7 % соответственно.

Учитывая возможность достижения и превышения утвержденных коэффициентов извлечения нефти, высокую интенсивность добычи нефти, применение прогрессивных технологий и получение наибольшей экономической эффективности, вариант №4 является наиболее предпочтительным, и рекомендуется для реализации [2].

3.2 Состояние разработки и фонда  скважин Барсуковского месторождения

На Барсуковском месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. пробурено 572 скважины, включая разведочные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 195 (из них пласт БС81 – 26, БС102 – 34, БС11 – 154). Действующий фонд добывающих скважин – 120, в том числе по пласту БС81 – 16, БС102 27, БС11 – 93 скважины. Бездействующий фонд по месторождению составляет 74 скважины, в том числе по пласту БС81 – 10, БС102 7, БС11 – 60 скважин. В освоении находится 1 скважина на пласте БС11.

В связи с высокой обводненностью продукции и низким дебитом, 164 скважины находятся в фонде консервации, из них 10 - на пласт БС81, 18- на пласт БС102 и 138 - на БС11.

Фонд контрольных и пьезометрических скважин составляет 14 скважин.

Ликвидированы или в ожидании ликвидации находятся 73 скважины.

По состоянию на 1.01.2006 г. на Барсуковском месторождении эксплуатационный фонд нагнетательных скважин представлен 78 скважинами (БС81 – 3, БС102 – 10, БС11 68). Из них под закачкой находится 29 скважин (БС81 – 1, БС102 – 6, БС11 – 23), в бездействующем фонде - 48 скважин (БС81 – 2, БС102 – 3, БС11 44). Из числа пробуренных нагнетательных скважин 37 находятся в консервации (БС102 3, БС11 – 34) и 10 скважин пласта БС11 - в ликвидации.

В отработке на нефть в целом по месторождению находятся 32 нагнетательные скважины.

Водозаборный фонд отсутствует.

Структура фонда скважин по каждому из пластов и по всему месторождению приведена в таблице 3.2.

Месторождение является четырехпластовым. Пласты в плане частично совпадают. В фонде имеется 23 скважины, совместно эксплуатирующие два пласта, в том числе: 21- добывающая и 2- нагнетательных.

За 2005 год в целом по месторождению средний дебит по нефти составил 22 т/сут, по жидкости – 67,4 т/сут при обводненности 67,3 %.

Утвержденные проектные и фактические показатели в целом по месторождению за период с 2001 по 2005 гг. приведены в таблице 3.3.

С начала разработки добыча нефти по месторождению составила 22630 тыс.т, а по пластам БС81, БС102 и БС11 - 772, 3584 и 18274 тыс.т, соответственно. Фактическая добыча по месторождению на 4924 тыс.т. меньше проектной, наибольшее отставание наблюдается по основному пласту БС11 – 5133 тыс.т.

Объемы закачки отличаются более заметно вместо проектных 106,7 млн.м3 закачено всего 64,1 млн.м3, а в прокаченных объемах проект/факт– 0,79 / 0,44.

Добыча нефти по месторождению за 2004-2005гг. превышает проектные показатели. В 2005 г. она составила 924 тыс.т. (35% от максимального), темп отбора от НИЗ – 2,1 %, вместо 1,6 % проектных для этого года. Добыча жидкости и закачка воды составили 2824 тыс.т. и 2802 тыс.м3 – практически вдвое меньше соответствующих проектных показателей. Компенсация с начала разработки превышает проектную и составляет 114 %, поэтому текущая компенсация несколько ниже 100 %.

Действующий фонд нефтяных скважин значительно меньше проектного– более чем в три раза. Значительная часть скважин находится в консервации и бездействии, самый низкий процент действующего фонда на объекте БС11.

 

 Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов месторождения. Периферийные области и в особенности западная часть основного пласта БС11 преимущественно находятся в ВНЗ, с высокой средней водонасыщенностью, коллектор имеет низкую песчанистость и проницаемость.

Также можно отнести к трудноизвлекаемым, запасы пласта БС81, особенностью которого является сочетание следующих отрицательных факторов: наличие активной подошвенной воды; ухудшение фильтрационных свойств коллектора по разрезу снизу-вверх; высокая переходная зона смешанного насыщения нефть+вода.

Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г

	Характеристика фонда скважин	БС8	БС101	БС102	БС11	Всего
фонд добывающих скважин	всего	43	0	53	371	446
	в том числе: нагнетательн в отработке на Нефть	3	0	6	23	32
	действующие	16	0	27	93	120
	из них ЭЦН	16	0	27	75	102
	ШГН	0	0	0	18	18
	фонтанные	0	0	0	0	0
	бездействующие	10	0	7	60	74
	в освоении и ожидании освоения	0	0	0	1	1
	в консервации	10	0	18	138	164
	пьезометрические и контрольные	2	0	0	12	14
	ликвидированные и в ожидании ликвидации	5	0	1	67	73
фонд нагнетательных скважин	всего	3	0	12	112	125
	в том числе: действующие	1	0	6	23	29
	бездействующие	2	0	3	44	48
	в освоении и ожидании освоения	0	0	0	1	1
	в консервации	0	0	3	34	37
	пьезометрические и контрольные	0	0	0	0	0
	ликвидированные и в ожидании ликвидации	0	0	0	10	10

 

Помимо геологических причин имели место и технико-экономические. Высокая начальная обводненность скважин и их низкие дебиты приводили к большим межремонтным периодам, низким коэффициентам использования скважин. Значительное число скважин выведено из эксплуатационного фонда по высокой обводненности продукции. На многих скважинах в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что затрудняло их эксплуатацию и препятствовало проведению мероприятий по повышению продуктивности и увеличению нефтеотдачи.

 

Таблица 3.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Барсуковского месторождения

Показатели		2001			2002			2003
		проект	факт		проект	факт		проект		факт
добыча нефти, тыс.т		820,6	381,9		776,4	349		728,4		448,7
добыча нефти с начала разработки, тыс.т		24666	20049		25442	20398		26171		20847
добыча жидкости всего, тыс.т		5291	1511		5433	1484		5526		1677
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т		67188	40484		72622	41968		78148		43645
средняя обводненность продукции действующих скважин, %		84,5	74,7		85,7	76,5		86,8		73,2
закачка воды, тыс.м3		5745	1728		5882	1463		5955		1627
закачка воды с начала разработки, тыс.м3		83025	55981		88907	57444		94862		59071
компенсация отбора с начала разработки, %		111	118		111	117		110		116
ввод новых добывающих скважин всего, шт		13	0		13	6		0		11
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт		419	115		419	136		420		146
ввод нагнетательных скважин, шт		5	1		5	1		1		4
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт		158	42		163	31		163		33
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут		7,8	9,6		6	8,2		5,6		9,1
средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут		50,3	38		41,9	35		42,3		34,2
средняя приемистость скважин по воде, м3/сут		168	146		167	120		168		154
текущий КИН		0,232	0,178		0,239	0,182		0,246		0,186
отбор от НИЗ, %		59,6	45,9		61,5	46,7		63,2		47,7
темп отбора от НИЗ, %		2	0,9		1,9	0,8		1,8		1
добыча нефти, тыс.т	705,8			859,7			678,2		923,5
добыча нефти с начала разработки, тыс.т	26877			21707			27555		22630
добыча жидкости всего, тыс.т	5546			2144			5571		2824
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т	83694			45790			89264		48613
средняя обводненность продукции действующих скважин, %	87,3			59,9			87,8		67,3
закачка воды, тыс.м3	5938			2233			5929		2802
закачка воды с начала разработки, тыс.м3	100800			61304			106729		64106
компенсация отбора с начала разработки, %	110			115			109		114
ввод новых добывающих скважин всего, шт	0			4			0		1
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт	419			129			418		120
ввод нагнетательных скважин, шт	0			2			0		2
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт	163			30			163		29
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут	5,4			18,5			4,6		22
средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут	42,8			46,2			37,6		67,4
средняя приемистость скважин по воде, м3/сут	168			208			137		253
текущий КИН	0,253			0,193			0,259		0,201
отбор от НИЗ, %	64,9			49,6			66,6		51,8
темп отбора от НИЗ, %	1,7			2			1,6		2,1