Чинаревское месторождение было открыто в 1991 году и в 1997 году передано в ведение СП ТОО «Жайкмунай» (лицензия МГ № 253Д (нефть) от 26.05.97).
Месторождение Чинаревское имеет сложное геологическое строение, большие глубины залегания продуктивных отложений и невысокие коллекторские свойства пород. Залежи нефти и газа приурочены к различным стратиграфическим и литологическим комплексам.
Северо-Восточная турнейская нефтяная залежь находилась. в пробной эксплуатации в период 2001-06гг. в соответствии с утвержденным Проектом пробной эксплуатации. В 2005 г. АО НИПИ «Каспиймунайгаз» выполнен «Подсчет запасов нефти и газа Северо-восточной залежи месторождения Чинаревское и ТЭО КИН», который утвержден ГКЗ РК (протокол № 513-06-У от 26 мая 2006).
На основе этих запасов была составлена Технологическая схема разработки Северо-восточной турнейской залежи месторождения Чинаревское, утвержденная ЦКР МЭМР РК в 2006 году (Протокол № 40 от 17 ноября 2006г.).
В настоящей технологической схеме турнейские нефтяные залежи Т-IБ, Т-II и Т-III со средней глубиной залегания 4350 м выделены в первый объект эксплуатации, франско-живетская нефтяная залежь (средняя глубина залегания 4950 м) выделена во второй объект эксплуатации.
Выбор расчетных вариантов разработки для выделенных объектов эксплуатации выполнен с учетом геолого-гидродинамической характеристики пластовой системы продуктивных горизонтов, потенциала начальной пластовой энергии, необходимости поддержания пластового давления и других параметров системы разработки для достижения утвержденных КИН.
Согласно геологической модели объекты разработки на месторождении связаны с пластовой водонапорной системой. Однако, результаты пробной эксплуатации и разработки продуктивных залежей месторождения не выявили заметной активности пластовой водонапорной системы и ее влияние на динамику пластовых давлений. Проведенные гидродинамические расчеты с учетом истории разработки залежей турнейского горизонта также показывают незначительную возможность внедрения воды в залежь и продолжение естественного режима истощения.
Исходя из этого, а также сложившегося состояния эксплуатации месторождения рассмотрены следующие варианты разработки по объектам.
I объект эксплуатации (турнейский горизонт). Данный объект находится в промышленной эксплуатации с 2007 года в соответствии с утвержденной Технологической схемой [5]. Поэтому согласно «Единым правилам разработки …» для разработки I объекта выбран один вариант, утвержденный в Техсхеме и реализуемый в настоящее время на данном объекте.
II объект эксплуатации (франско-живетский горизонт). Поскольку объект является новым, для него рассмотрены четыре варианта разработки.
Вариант 1 — согласно «Единым правилам…» является базовым и предусматривает разработку объекта на режиме истощения с бурением 5 добывающих скважин, размещенных вдоль центральной оси залежи с однорядным в зонах наибольшего развития пластов-коллекторов (параллельно контуру нефтеносности). Размеры залежи — 6,5х2 км. Расстояние между скважинами составляет 1000 м, которое примерно равно расстоянию до границ залежи.
Вариант 2 – разработка залежи с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Для ППД используются нагнетательные скважины, размещенные на внешнем контуре нефтеносности.
Вариант 3 – аналогичен варианту 2, но для интенсивного воздействия на залежь и увеличения КИН дополнительно бурятся 5 скважин с двухрядным размещением скважин (3 добывающих и 2 нагнетательные).
Вариант 4 – предусматривает с целью повышения технико-экономической эффективности процесса применение технологии разработки объекта горизонтальными скважинами. Для этого предлагается пробурить на объекте 4 горизонтальных добывающих скважин с длиной ствола в пласте до 1600 м. Расположение скважин – двухрядное, параллельное к контуру (границам) и отстоящие от них около 500 м. Расстояние между рядами 650-700 м.
Таблица 1 Основные технологические характеристики вариантов разработки II объекта
| Характеристика | Варианты разработки | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |||
| Режим разработки залежи | Естественный режим | ППД, закачка воды | ППД, закачка воды | Естественный режим | ||
| Геометрия сетки, система воздействия | Однорядная | Однорядная | Двухрядная | Двухрядная | ||
| Расстояние между скважинами, м | 1000 | 1000х1000 | 700*1000 | 700х20 | ||
| Плотность сетки, га/скв | 200 | 100 | 85 | 140 | ||
| Соотношения скважин, доб./нагн. | — | 5/3 | 8/5 | — | ||
| Режим работы добывающих скв., Рз, МПа | 25-5 | 25 | 25 | 25-4 | ||
| Режим работы нагнетат. скважин, Рзак, МПа | — | 20 | 20 | 20 | ||
| Коэфф-ент использов.фонда скважин, д.ед. | 0,95 | 0,95 | 0,95 | 0,95 | ||
| Коэфф-ты эксплуат. скв., доли ед. | ||||||
| — добывающих | 0.9 | 0.9 | 0.9 | 0.9 | ||
| — нагнетательных | — | 0,95 | 0,95 | |||
| Коэфф. компенсации отбора закачкой, % | — | 100 | 100 | |||
Фонд резервных скважин, исходя из неоднородности и коэффициента охвата, принят в количестве 8 скважин или 20% от общего количества скважин, что соответствует рекомендациям Регламента по проектированию разработки.
Продолжительность периода фонтанирования скважин на месторождении зависит не только от применяемых методов поддержания пластового давления, но и от размеров фонтанного подъёмника. Подъёмник должен обеспечить длительный оптимальный дебит нефти при минимальном удельном расходе энергии. Для выбора оптимального диаметра фонтанного подъёмника использована методика А.З. Истомина, созданная на основе обобщения данных исследования большого количества, различных по параметрам работы фонтанных скважин многих крупных месторождений. На рисунке 1 приведены графики зависимости градиента давления от дебита скважины. Кривые на графике характеризуют пропускную способность фонтанных труб с наружным диаметром 88.9 мм, применительно к условиям эксплуатации скважин I и II объектов месторождения Чинарёвское при Рзаб≥Рнас.
Рисунок 1 — Зависимость градиента давления от дебита в подъёмнике диаметром 88,9 мм для скважин I и II объектов
Как видно из графика, работа подъёмника диаметром 88.9 мм в скважинах II объекта, при дебитах от 25 до 300 т/сут, характеризуется меньшими гидравлическими потерями (среднее 0,00505МПа, от 0,0052 до 0,0049 МПа/м),. Исходя из проектного среднегодового дебита жидкости: (максимальный дебит жидкости скважин II объекта 106,6 т/сут) дебит отдельных скважин может быть не более 300 т/сут, что обосновывает рациональное применение подъёмника диаметром 88,9 мм.
Решение задачи по определению и установлению оптимального режима работы скважин, связано с проведением гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах. Для расчёта в данном случае использован графический метод, в котором на основе кривых изменения давления Р=f (Н) в одноступенчатой колонне НКТ диаметром 88.9 мм строятся характеристические кривые работы подъёмника для различных дебитов и устьевых давлений (изменение давления на забое скважины при фиксированных устьевых давлениях с учётом характеристики пласта и флюида). При обосновании выбора режима работы фонтанных скважин, расчёты основываются на минимуме среднего градиента давления по колонне НКТ, то есть перепад давления должен быть минимальным, что равносильно максимальному отбору из скважины в соответствии с её продуктивностью. В настоящее время для промысловых расчётов используются программы для персональных ЭВМ, в основу которых заложены расчётные методики, учитывающие изменения термобарических условий работы скважины и пласта.
Поскольку кровля продуктивных коллекторов по скважинам не сильно отличается по глубине залегания, чтобы избежать большого числа построений, характеристические кривые работы подъёмника рассчитаны для среднего значения глубины залегания продуктивного пласта (4350 м для скважин I объекта и 4950 м – II объекта), средних показателей рекомендуемых вариантов разработки, исходя из геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов и свойств флюида.
На рисунке 2 приведен график согласования работы пласта и подъёмника диаметром 88,9 мм для скважин II объекта .
На графиках характеристические кривые пересекаются с индикаторными линиями (кривыми притока), в точках определяющих забойное давление и дебит при всех допустимых значениях устьевого давления (режим работы скважины). Для скважин II объекта в начальный период эксплуатации, индикаторные линии построены для Кпр=1,4 т/сут/МПа, 5,3 т/сут/МПа и 9,2 т/сут/МПа.
Как видно из графика 2 согласование работы пласта и подъёмника диаметром 88,9 мм (режим работы скважин II объекта при оптимальном дебите в начальный период разработки 2011-2015 г.г.) возможно при забойных давлениях от 16 до 41,4 МПа, дебит при этом, в соответствии с продуктивностью скважин, может изменяться от минимального 10,7 т/сут до максимального 310 т/сут, при давлении на устье от 4 до 15 МПа. При условии работы скважин с постоянной депрессией 20 МПа, оптимальный режим фонтанирования будет осуществляться при забойном давлении 30 МПа, давлении на устье 8 МПа, дебит при этом будет в пределах от 25 до 185 т/сут в зависимости от продуктивности скважин. В поздний период разработки (с 2025 г.) при снижении пластового давления ниже давления насыщения (27 МПа и ниже), забойное давление будет снижено до 23 МПа и ниже, депрессия при этом будет составлять 4 МПа и ниже. Оптимальные режимы работы скважин возможны при забойных давлениях от 23 до 13 МПа при Руст от 2 до 1 МПа, при этом дебит изменяется от 2.3 до 28 т/сут, с соответствующей продуктивностью от 1 до 2 т/сут/МПа (см. рисунок 3)
Рисунок 3 – Режим работы скважин II объекта в период с 2025г.
Режим работы скважин устанавливается или по заданному дебиту, или по заданной депрессии изменением устьевых давлений (установкой штуцера), до возможных значений, но не ниже давления в системе сбора.
Выводы
Рекомендуемые забои для вертикальных скважин на II объект- 5200м.
Условия эксплуатации ЧНГК месторождения (большая глубина) накладывают определённые условия при выборе подземного оборудования. Компоновка подземного оборудования должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, гидравлического разрыва пласта и т.д. Фонтанная арматура выбирается согласно условиям эксплуатации месторождения. Основным критерием при выборе компоновки НКТ и режима работы скважины является достижение минимальных потерь давления при движении флюида по колонне НКТ, т.е. перепад давления по длине подъёмника должен быть минимальным, а его пропускная способность и соответственно добыча максимально возможной.
Список использованных источников
- Васильев И.Н., Киреев С.Ю. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2001.- №4.- с. 38- 41;
- Истомин А.З. Методика расчета фонтанного подъемника, Москва, Недра.2001
- Ибатуллин P.P. и др. Методы дифференцированного анализа технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи // Труды научно-практической конференции.- Казань.: Новое знание, 1998.[schema type=»book» name=»ОБОСНОВАНИЕ РАСЧЕТНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ И СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ЧИНАРЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ» author=»Рахимов Абельшаек Абельхаликович, Камалов Сухан Максутович, Джумагалиев Дияс Асхатовив» publisher=»БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА» pubdate=»2017-04-21″ edition=»ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_ 28.03.2015_03(12)» ebook=»yes» ]