Организационно-экономические выводы и рекомендации

Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения ЦДНГ-9, путём солянокислотной обработки призабойной зоны пласта экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 17024,58 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Кушниковское месторождение расположено на северо-западе Оренбургской области, в Асекеевском административном районе, на землях муниципального образования Аксютинского сельсовета.

Литолого-стратиграфический разрез составлен на основании данных бурения поисково-разведочных скв. 22, 23, 81, 82 и эксплуатационных скважин Кушниковского месторождения. Палеонтологических исследований керна в этих скважинах не проводилось.

Наиболее полно геологический разрез изучен в скв. 81, где он вскрыт до глубины 3029 м и представлен архейскими, палеозойскими (девонскими, каменноугольными, пермскими) и четвертичными отложениями.

Месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины, вблизи ее сочленения с Южно-Татарским сводом. Поверхность фундамента залегает здесь на глубине 2,9-3,1 км и регионально погружается в южном направлении. Фундамент имеет блоковое строение. Фундамент покрывается, с большим стратиграфическим несогласием, мощной толщей пород палеозоя. В эмско-среднефранское время породы в общих чертах повторяют строение фундамента: они также испытывают региональное погружение в южном направлении и осложнены тектоническими нарушениями. Отмечается сглаженность структурных форм по сравнению с фундаментом.

По результатам исследований плотность пластовой нефти Кушниковского месторождения составляет от 857,4 до 881,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре колеблется от 3,02 до 5,49 МПа, газосодержание от 13,3 до 25,36 м³/т.

По товарной характеристике нефть Кушниковского месторождения по плотности характеризуется как тяжёлая и битуминозная (с плотностью нефти дифференциального разгазирования от 880,9 до 899,1 кг/м³), сернистая, высокосернистая, особо высокосернистая (массовое содержание серы 1,80-3,43 %), смолистая и высокосмолистая (массовое содержание смол 8,3-30,63 %), парафинистая (массовое содержание парафинов 3,66-8,80 %).

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б2 Кушниковского месторождения.

Месторождение открыто в 1975 г, в 1976 году начата пробная эксплуатация двумя разведочными скважинами на бобриковские отложения, согласно планам пробной эксплуатации, утвержденным Госгортехнадзором.

Действующим последним документом является проект «Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения Оренбургской области», (протокол ЦКР № 5975 от 23.09.2014г.).

Залежь пласта Б2 по типу является пластовой с общими начальными геологическими запасами 2379 тыс. т и извлекаемыми запасами 1190 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 2048 и 1023 тыс. т соответственно).

Залежь пласта Т1 по типу является пластовой сводовой с общими начальными геологическими запасами 1736 тыс. т и извлекаемыми запасами 782 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 1512 и 681 тыс. т соответственно).

В течение 2015 г. на объекте Б2+Т1 добыча велась из 10 добывающих скважин (8 совместных). Средний текущий дебит нефти – 9 т/сут., жидкости – 110,6 т/сут., обводненность продукции – 91,9 %. Годовая добыча нефти в 2015 году составила 32,675 тыс.т., что составляет 1,7 % от НИЗ, числящихся на балансе ПАО «Оренбургнефть». Всего с начала разработки по объекту отобрано 1073,643 тыс.т. нефти (54,4 % от НИЗ). Текущий КИН – 0,231 при утвержденном 0,479.

За весь период разработки в объект Б2+В1 закачано 4151,745 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 88 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 110,7 м³/сут.

На графике показателей разработки (рис. 2.1) видно, что все показатели разработки объекта Б2+В1, начиная с 2002 года имеют тенденцию к возрастанию. Увеличивается и средняя обводнённость добываемой продукции, хотя период 2001-2003 гг. характеризуется относительной стабильностью обводнённости. Стоит также отметить, что внедрение закачки воды в 2003 году сопровождается увеличением объёмов добываемой жидкости и опреснением попутно добываемой воды.

Анализиря энергетичекое состояние объекта Б2+В1 с одной стороны, пластовое давление в зонах отбора добывающих скважин, расположенных вблизи от очагов заводнения, с началом закачки стабилизируется на высоком уровне (выше давления насыщения), с другой, наблюдается преждевременный прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, тем самым значительная часть запасов остается неизвлеченной.

Для расчета перспективного плана добычи нефти объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения используется эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнялся при условии, что месторождение будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых.

Анализируя полученные значения, можно сделать следующие выводы:

- при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,479 не будет достигнут.

Для достижение проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо проведение комплекса геолого-технических мероприятий и бурение новых скважин.

Рассмотрение результатов ГТМ, проведенных на Кушниковском месторождении, показало их достаточно высокую эффективность и они должны использоваться в дальнейшем.

По мере неуклонного роста обводненности добываемой продукции потребуется применение методов ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти из нефтенасыщенных интервалов пониженной проницаемости (по технологии комплексного воздействия на ПЗП).

Отбор жидкости из продуктивного пласта Б₂ бобриковского горизонта осуществляется через 10 действующих скважин, из которых 9 скважин перфорированы совместно с турнейским ярусом, из них две скважины остановлены. Только на бобриковский горизонт работают две действующие скважины.

Разработка залежей фактически ведется совместным фондом скважин, что негативно сказывается на разработке обеих залежей. В скважинах вскрыты два пласта сильно отличающихся по фильтрационно-емкостным свойствам. Результатом этого явились преждевременные прорывы закачиваемой воды к забоям добывающих скважин по наиболее продуктивным высокопроницаемым пропласткам. Происходит опережение процесса обводнения скважин по сравнению с отборами нефти, что приводит к неравномерности выработки запасов из пластов. Кроме того, реализованная на месторождении приконтурная закачка в сочетании с очаговой оттеснила часть запасов в краевые зоны залежей, где нет пробуренных добывающих скважин. Судя по полученным результатам, доразработка месторождения будет сопровождаться отбором большого количества попутно-добываемой воды при высоком водонефтяном факторе продукции длительное время.

Кушниковское месторождение находится на поздней стадии разработки с высокой обводненностью добываемой продукции 93 %. При прохождении добываемой водонефтяной смеси через рабочие полости погружных центробежных насосов образуется высоко дисперсная, стойкая водонефтяная эмульсия с вязкостью кратно превышающей вязкость нефти, что ведет к росту гидравлических сопротивлений, осложняет работу насосов, снижается коэффициенты наполнения и КПД.

Для улучшения работы насосного оборудования в условиях вязких эмульсий необходимо вводить в эмульсию химреагенты для снижения вязкости. Такими реагентами могут быть реагенты – деэмульгаторы типа – дисолван, дауфакс (импортные) и отечественные – ДИН, СНПХИнтенсивность парафиноотложений небольшая, но для предотвращения отложений парафина в глубинно-насосном оборудовании необходимо использовать ингибиторы парафина серии СНПХ, путем закачки их в затрубное пространство с помощью устьевых дозаторов УДЭ – 1,6/6,3.

Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения ЦДНГ-9, путём солянокислотной обработки призабойной зоны пласта экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 17024,58 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ.