Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ - фундамент  экономики современного Казахстана. По итогам последних трех лет экономику  Казахстана можно отнести к быстро растущей: средние темпы прироста ВВП составляет 10-12 % в основном за счет экспорта нефти и металла.

Нефть составляет примерно 30% от общего объема производства энергоносителей в Казахстане, газ – 13-15% от общей доли. Подтвержденные стратегические запасы включают в себя 169 углеводородных месторождений, из них 87 нефтяных, 17 газовых, 30 нефтегазовых, 25 нефте- и газоконденсатных, 20 нефтеконденсатных. В Казахстане доказанные запасы составляют 2,8 млрд. тонн нефти и 1,8 трлн. куб. метров газа, а прогнозные – около 12 млрд. тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. куб. метров газа.

Наибольшие перспективы  имеет шельф Каспийского моря и его прибрежная зона. В результате геофизических исследований на площади около 100 тыс. квадратных километров было локализовано 96 структур с прогнозными запасами только нефти около 12 млрд. тонн.

Не менее значимы  и другие регионы. Так, на месторождениях актюбинской группы и западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва, рассмотренное в данном дипломном проекте,  суммарные извлекаемые запасы оцениваются в 115 млн. тонн и 7,4 млн. тонн соответственно. Большие возможности открываются в других районах Центрального, Южного и Восточного Казахстана, где возможно открытие новых запасов около 1 млрд. тонн нефти. Подобный резкий прирост запасов обеспечил Казахстану место в первой десятке стран с крупнейшими запасами углеводородного сырья и его перспективу превращения в альтернативный странам Персидского залива источник его экспорта.

Месторождение Центрально-Восточная  Прорва находится на балансе ОАО  «Эмбамунайгаз». Сегодня в состав компании входят шесть нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), включая “Жаикнефть”, “Доссорнефть”,“Макатнефть”, “Кайнар”, “Кульсарынефть” и “Прорванефть”. Она разрабатывает 34 месторождения, общий эксплуатационный фонд которых (на 01/07/2009) составил 1913 добывающих и 297 нагнетательных скважин.

На 12 месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз» процент обводненности составляет 98 %. На остальных месторождениях, находящихся в эксплуатации обводненность составляет 86 %.

Компания ОАО «Эмбамунайгаз» приняла специальную программу  реабилитации своих старейших месторождений, разрабатываемых уже несколько десятилетий.

В данном дипломном проекте  проведен анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации  штанговой глубиннонасосной установки на месторождении Центрально-Восточная Прорва.

 

 

 

1 Геологическая  часть

 

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

 

1.1.1 Общие сведения  о месторождении.

 

Месторождение Центрально-Восточная  Прорва расположено на юго-востоке  Южно-Эмбинского нефтеносного района (рисунок 1.1).

В административном отношении  месторождение относится к Жылыойскому району Атырауской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными  пунктами являются поселки нефтяников Сарыгамыс, Каратон, Кульсары и Косчагыл, расположенные соответственно в 20, 70, 160 и 140 км к северу и северо-востоку  от рассматриваемого месторождения.

Ближайшие железнодорожные  станции находятся в поселках Кульсары и Бейнеу на железной дороге Макат-Мангышлак.

Нефть с месторождения  по нефтепроводу идет через ЦПС Тенгиз  (пос. Каратон),  где поступает  в магистральный нефтепровод  Узень-Самара.

В орографическом отношении  район месторождения представляет собой пустынную равнину покрытую сорами. Почвенный покров сравнительно молодой, так как описываемая  территория в недавнем прошлом являлась дном Каспийского моря.

Абсолютные отметки  рельефа колеблются от минус 20 до минус 27 м. Гидрографическая сеть отсутствует.

С запада район ограничен  Каспийским морем, с юга – почти  непроходимыми для автотранспорта сором Мертвый Култук.

Климат района резко  континентальный. Лето сухое, жаркое, а  зима малоснежная с сильными ветрами, температура понижается до минус 25⁰С. Преобладающее направление ветров в течение года юго-восточное.

Питьевой водой месторождение  снабжается из реки Кигач по водопроводу, проходящему через Макат-Саргамыс.

Энергоснабжение осуществляется по линии электропередач из г. Атырау.

Месторождение Центрально-Восточная  Прорва введено в пробную эксплуатацию в 1963 г. и было начато эксплуатационное разбуривание, с 1966г. вступило в промышленную разработку. Последний проектный  документ был составлен в 1988 году институтом КазНИПИнефть. К реализации  утвержден II вариант разработки на естественном режиме (на НТС ПО «Тенгизнефтегаз»  23 июня 1988 года)  характеризующийся следующими показателями:

1. Максимальный объем  добычи нефти              - 435 тыс.тн.

2. Максимальный объем  жидкости                      - 1234,9 тыс.тн.

3. Максимальный фонд  добывающих скважин  - 121 ед.

4. КИН                                                                     - 0,39

5. Срок разработки                                                 - 35 лет

Рисунок 1.1. Обзорная карта  района работ месторождения Центрально-

                  Восточная Прорва 

                  Масштаб  1:1000 000

Начальные утвержденные проектные запасы нефти составляют: 52001 тыс.тн балансовых и 23022 тыс.тн извлекаемых.

Месторождение Центрально-Восточная  Прорва находится на балансе ОАО  «Эмбамунайгаз» в составе  Действующий  фонд составил 90 скважин, из них 33 скважин  работают фонтанным способом,  55 скважины глубиннонасосным.  2 скважины № 420, 520 находятся в простое. На 12 месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз» процент обводненности составляет 98 %. На остальных месторождениях, находящихся в эксплуатации обводненность составляет 86 %.

Компания ОАО «Эмбамунайгаз» приняла специальную программу  реабилитации своих старейших месторождений, разрабатываемых уже несколько десятилетий.

 

 

1.1.2  Стратиграфия.

 

В литолого-стратиграфическом  строении месторождения Центрально-Восточная  Прорва принимают участие отложения  пермской, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (рисунок 1.2).

Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов) содержащее  промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин.

По объектам проектные  показатели выглядят следующим образом:

I объект – верхнекелловейский  горизонт (Ю-I): максимальный уровень добычи нефти– 15 тыс.т (2002г.)  жидкости – 41тыс.т (2009г.) при фонде 5 скважин. КИН – 0,39.

II объект –  среднекелловейский горизонт (Ю-II): максимальный уровень добычи нефти– 190,6 тыс.т (2006г.)  жидкости – 672,1тыс.т (2010г.) при фонде 66 скважин. КИН – 0,43.

III объект –  нижнекелловейский горизонт (Ю-III): максимальный  уровень добычи нефти– 52,1тыс.т  (2006г.)  жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН –  0,39.

IV объект –  IV среднеюрский горизонт (Ю-IV): максимальный  уровень добычи нефти– 47,5тыс.т (2007г.)  жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,41.

V объект –  V среднеюрский горизонт (Ю- V): максимальный  уровень добычи нефти – 172тыс.т  (2004г.)  жидкости – 215тыс.т (2010г.) при фонде 11скважин. КИН –  0,49.

VI объект –  I триасовый горизонт (Т- I): максимальный уровень добычи нефти – 79,1тыс.т (2004г.)  жидкости – 83,3тыс.т (2010г.) при фонде 7скважин. КИН – 0,49.

VIIобъект –  III,IV,V триасовые горизонты : максимальный  уровень добычи нефти –109,4тыс.т  (2006г.)  жидкости – 204тыс.т (2010г.) при фонде 20 скважин. КИН – 0,39.

В 1991, 2010гг. были подсчитаны запасы нефти и газа по Западному полю месторождения Центрально-Восточная  Прорва и утверждены в ЦКЗ МНП.

В 2009 году по Западному  полю институтом «КазНИПИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва».

В 2009 году ЦНИЛом ОАО «Казахойл-Эмба» для ввода  в промышленную разработку нефтяных залежей Западного поля составлена «Технологическая схема разработки месторождения Центрально-восточная Прорва (западное поле)».

К реализации утвержден III вариант разработки, характеризующийся  следующими показателями:

1.Максимальный  уровень добычи нефти – 387,9 тыс.т. (5,5% от НИЗ)

2.Максимальный  объем жидкости – 453 тыс. т.

3.Максимальный фонд скважин – 37 ед.

4.КИН -  0,36.

Исходные данные для  технологических расчетов, принятые в проектном документе приведены в таблице 1.1.

 

              

1.1.3  Тектоника.

 

В тектоническом отношении  месторождение расположено на юго-западной переклинальной части Южно - Эмбинского поднятия, уходящего под уровень Каспийского моря. Центрально-Восточная Прорва представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с глубоким залеганием соляного ядра. Глубина залегания соли в своде   3289 м.

Продуктивные горизонты в юре залегают на глубинах 2175-2775 м, в триасе – на глубинах 3104-3337м. Высота нефтяных залежей в юре 12,6-49,9м, в триасе 7-36м, высота газовых залежей 18,8-74м (рисунок 1.3). Отметки ВНК юрских горизонтов 2281-2804 м, триасовых горизонтов 3137-3365м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Продуктивные горизонтысложены террогенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина юрских горизонтов 2,9-9,8м. Открытая пористость коллекторов 16-21,2%, проницаемость 0,016-0,340 мкм², коэффициенты нефтеначыщенности 0.48-0,77, коэффициенты газонасыщенности 0,55-0,77. Начальные дебиты нефти 20,7-77,5 м³/сут при 5-мм штуцере.

Надсолевые  отложения разбиты сбросом F₁ на Северное опущенное и Южное приподнятое крылья. Сброс падает на север и имеет амплитуду порядка 5м в палеогеновых отложениях и 75м по кровле нижней юры,

 

 

Рисунок 1.2. Структурная карта по кровле месторождения Центрально- Восточная Прорва

 

 

простирание широтное постепенно переходящее на востоке  в северо-восточное. Угол падения сброса   75⁰.

Продуктивные горизонты в юре залегают на глубинах 2175-2775 м, в триасе – на глубинах 3104-3337м. Высота нефтяных залежей в юре 12,6-49,9м, в триасе 7-36м, высота газовых залежей 18,8-74м (рисунок 1.3). Отметки ВНК юрских горизонтов 2281-2804 м, триасовых горизонтов 3137-3365м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Продуктивные горизонтысложены террогенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина юрских горизонтов 2,9-9,8м. Открытая пористость коллекторов 16-21,2%, проницаемость 0,016-0,340 мкм², коэффициенты нефтеначыщенности 0.48-0,77, коэффициенты газонасыщенности 0,55-0,77. Начальные дебиты нефти 20,7-77,5 м³/сут при 5-мм штуцере.

Надсолевые  отложения разбиты сбросом F₁ на Северное опущенное и Южное приподнятое крылья. Сброс падает на север и имеет амплитуду порядка 5м в палеогеновых отложениях и 75м по кровле нижней юры, простирание широтное постепенно переходящее на востоке в северо-восточное. Угол падения сброса   75⁰.

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.1.
Исходные данные для технологических  расчетов, принятых в проектном  документе.
№№	Наименование	Единица			г о р  и з о н т ы
п/п		измер.	Ю-I	Ю-II	Ю-III	Ю-IV	Ю-V	T-I	T-III	T-IV	T-V
1	Средняя глубина залегания	м	2250	2262	2230	2370	2768	3091	3160	3168	3253
2	Площадь нефтеносности	тыс.м2	5063	33069	3031	3031	4844	4394	2475	7949	4505
3	Площадь газоносности	тыс.м2	23961	17871	1471		2118
4	Средняя толщина газонасыщ.	м	9,8	10,7	20,8	5,7	13,4	10,1	8,4	10,2	6
5	Средняя толщина нефтенасыщ.	м	7,1	5,2	10,5	5,7	13,4	10,1	8,4	10,2	2,1
6	Средняя насыщенность нефтью	д.ед	0,63	0,69	0,54	0,55	0,69	0,61	0,7	0,7	0,68
7	Средняя насыщенность газом	д.ед	0,645	0,69	0,54		0,64
8	Пористось	д.ед	0,19	0,21	0,2	0,16	0,18	0,16	0,16	0,16	0,16
9	Поницаемость	мкм2	0,064	0,188	0,033	0,754	0,155	0,097	0,097	0,097	0,097
10	Коэф. вариац. распр. прониц-ти	д/ед	1,4	1,34	1,54		0,62	0,63	0,63	0,63	0,63
11	Пластовое давление	атм	22,2	25,4	26,6	26,6		33	29,4	33,5	33,5
12	Пластовая температура	С	72,5	72,6	73,3	76,5	87	95,5	97	97,5	99,3
	Среднее    свойства    флюидов	в  пластовых   условиях
13	Плотность нефти	г/см3	0,773	0,604-0.744	0,743	0,743		0,645	0,604	0,804	0,804
14	Давление насыщ. нефти газом	МПа	15,6	11,3-14,7	22,5	23,9		25,5	24,4	18,2	18,2
15	Газосодержание нефти	м3/т	98	143	150	150	150	174	85	85	85
16	Объемный коэффициент  нефти	д.ед	0,811	0,746	0,762	0,751	0,751	0,613	0,836	0,836	0,836
17	Вязкость нефти	н, мПа*с	0,8	0,695-0,819		0,855		1,19	0,767	2,88	2,88
18	Вязкость газа	сп
19	Вязкость воды
Среднее   свойства    флюидов		в   стандартных   условиях
20	Плотность нефти	г/см3	0,8684	0,87	0,8691	0,8847	0,8671	0,894	0,899	0,899	0,865
21	Плотность газа	г, г/л		0,908-1,033			0,8548	0,786	0,8415	0,8268	0,901
22	Плотность воды	г/см3		1,1645			1,1647
23	Вязкость нефти	сп	7,06	6,9			6,73
24	Вязкость газа	сп
25	Вязкость воды	сп