Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин Усинского месторождения

1.

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(ФГБОУ ВО «УГТУ»)
филиал Ухтинского государственного технического университета в г. Усинске
(УФ УГТУ)
АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ПРИЕМИСТОСТИ
НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ВЫПОЛНИЛ:
М. А. ТЕРЕНТЬЕВ
Группа НГД-20-оз-Б
РУКОВОДИТЕЛЬ ВКР:
А. Н. РОЧЕВ
К. Т. Н. ДОЦЕНТ
Усинск, 2025

2.

Цель и задачи
Цель:
- анализ динамики приемистости нагнетательных скважин на Усинском
месторождении.
Задачи:
- рассмотреть геолого-промысловую характеристику месторождения и текущее
состояние разработки;
- выполнить анализ теплового баланса генерации и передачи тепла высоковязкой
нефти в пласте при закачке теплоносителя;
- выполнить анализ приемистости нагнетательных скважин, а также расчет
тепловой эффективности процесса закачки;
- провести расчет распределения температур и потерь тепла по стволу
нагнетательной скважины, расчет тепловой эффективности процесса закачки
теплоносителя в виде горячей воды в нагнетательные скважины.
- по результатам геофизических исследований, сделать выводы и дать рекомендации.
5

3.

Обзорная схема района пермо – карбоновой залежи
Усинского месторождения
3

4.

Геолого-физическая характеристика залежи
Объекты разработки
Параметры
Единица
измерения
нижний
средний
верхний
1
2
3
4
5
6
м
1382,1
1260
1197,7
1260
Средняя глубина залегания
Тип залежи
В целом
сводовая, массивная
Тип коллектора
карбонато-трещинно-кавернозно-поровый
Площадь нефтеносности
тыс. м3
58505
85655
101457
110501
Средняя общая толщина
м
167,14
77,09
47,45
285,2
Средняя нефтенасыщенная толщина
м
28,73
28,05
18,07
51,32
Пористость
%
0,21
0,19
0,20
0,198
Средняя нефтенасыщенность
доли ед.
0,74
0,79
0,78
0,77
Проницаемость по керну
10 -3мкм2
0,044
0,032
0,027
0,034
5

5.

Физико-химические свойства пластовой нефти
Объекты
нижний
средний
верхний
Среднее
значение
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа‧с
609-781
586-2024
344-1151
710
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
932-966
923-945
923-960
933
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3
962,0
962,0
962,0
962
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,047
1,047
1,047
1,047
Давление насыщения нефти газом, МПа
6,9-7,4
7,0-8,5
6,3-9,5
7,5
Газосодержание нефти, м3/т
22,3-24,2
21,2-27,8
17,6-26,0
23,1
Газовый фактор, м3/т
23,1
23,1
23,1
23,1
Давление насыщения нефти газом, МПа
7,4
7,8
7,5
7,5
Параметры
5

6.

Распределение пробуренного фонда скважин
на Усинском месторождении на 01.01.2022 г.
Фонд скважин, ед.
1000
982
900
800
700
558
600
500
400
300
330
192
360
276
61 4
200
1
76
145
4
100
4
91
28
0
добывающие
нагнетательные
6
специальные
3
22

7.

Динамика дебита нефти и жидкости
в разрезе объектов разработки
120
6,1
Дебит нефти, т/сут.
18
5,1
16
14
5,1
5,4
5,3
5,4
5,4
5,2
5,2
5
5
5,7
12
5,1
5,3
5,2
5,2
5,4
5,4
5,3
5,1
5
4,6
10
8
6
Дебит жидкости, т/сут.
20
0
4,6
6,1
5,4
5,3
5,4
5,3
5,5
5,6
5,4
5,2
5,2
4,4
4,2
4
36,4
35,1 35
100
80
33,2
33,3 32,7
33
34,7
33,4 34,3 32,7
30,9 32,3
60
38,8
40
33,4 32,6 31,3 32
28,6 30,1 30
30 29,9 30,8 32,5
20
0
верхний
средний
нижний
верхний
7
35,3
33,7
31,6 33 31,3 30,6 30,3
28,9 29,7 31,1
2
0
34,3
средний
нижний

8.

Распределение средних дебитов нефти и
жидкости действующих скважин по способам
эксплуатации за 2021 год
нефти
жидкости
Дебит нефти, жидкости, т/сут.
137,4
36,7
30,2
10,1
ШГН
8,8
7
ЭЦН
4,3
ЭВН
8
6,9
ФОН

9.

Динамика добычи нефти, жидкости
и закачка теплоносителя
81,1
90
83,7
82,4
81,8
75,5
16000
14000
81,6
80
16152
64,1
70
12853
11865
12000
10000
60
50
8739
33,5
8000
7438
40
6224
5280
6000
3508
4000
702
2585
858
4,1
1536
1528
1564
1798
2836
20
2778
10
882
323
822
2345
1934
2651
715
2000
29 29
1404
1522
30
2645
0
0
1977
1982
1987
1992
1997
2002
2007
2012
2017
Годы
нефть
жидкость
закачка
9
обводненность
2021
Обводненность, %
Добыча нефти, жидкости, закачка пара, тыс./т
18000

10.

Анализ теплового баланса генерации и передачи
тепла высоковязкой нефти в пласте
Потери в
теплотрассах
15%
потери тепла
в топке ПГ
Потери с
добываемой
жидкостью
82,5%
941993 Гкал
100%
Газ
от ГПЗ
5,18%
На выходе ПГ
777153,4 Гкал
2,94 %
На внутреннее
потребление
23540,4 Гкал
91,693
млн. м3
Тепло на
устье
скважин
764330
Гкал,
71,1 %
Потери 4,0% на прогрев нефти известной
температуры в породах
Потери
в термо
колонне
4,86 %
Уход за пределы участка, 1,9%
Кровля залежи
Потери 31,0% на прогрев непродуктивных породПотери 23,2 %
на прогрев продуктивных пород снулевой пористостью
ВНК
Потери 5,27 % на прогрев пл. и связанной воды
Водоносная зона
10

11.

Среднее значение закачки пара,
тыс. т
Распределение действующих нагнетательных
скважин зоны ПТВ по величине текущей закачки
пара в 2021 г
95,9
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
58
11,1
35,4
59,2
10,7
15,9
45,1
50,2
35,7
23,1
36,7
51
34,9
6,1
34,1
0-25
25-50
50-75
свыше 75
в целом
интервал закачки
нижний объект
средний объект
11
верхний объект
зона ПТВ

12.

Распределение нагнетательных скважин зоны ПТВ
по величине накопленной закачки пара в целом
Среднее значение закачки пара,
тыс. т
982,9
635,2
548,9
891,6
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
593,3
370,4
635,2
347,1
69,1
386,2 226,3
91
339,5
124,5
357
120,9
0-250
369,1
250-500
610,5
870,3
свыше 750
500-760
интервал закачки
нижний объект
средний объект
12
В целом

13.

Динамика накопленных технологических
показателей на 01.01.2022 г.
Накопленная закачка, добыча, млн т,
нефтеотдача, %
30
26,985
25
22,5
20
14,054
15
9,89
10
5
0
теплоноситель
нефти
нефти за период теплового
воздействия
13
нефтеотдача

14.

Динамика основных показателей эксплуатации
Юго-Восточного участка
80
69,6
438
450
69
350
68
66,8
70
60
362
53,4
318
312
45,7
300
50
250
152
129
100
69,8
60,5
50
128
66,9
60,2
238
234
197
200
150
73
71,5
64,6
411
400
69,5
174
142
54,1
161
148
125
53,4
166
53,1
53,4
222
178
30
115
20
124
122
110
108
52,8
168
181
40
51,7
48
10
23,2
0
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Годы
нефть
жидкость
закачка гор. воды
14
приемистость
обводненность
Обводненность, %,
Добыча нефти, жидкости,
закачка теплоносителя, тыс. т,
приемистость, м³/сут.
500

15.

Динамика основных показателей эксплуатации
Юго-Западного участка
82
640,6
80,1
79,9
600
80
564,8
500
442,7
74,8
400
630,5
80,8
76,4
409,4
76,9
429,8
542,1
501,7
76,8
454,8
76
74
73,8
351,1
301
300
72
271,2
70,6
223,5
200
100
78
154
92,02
79,83
75,94 48,7
35 24,26
33,76
34,2 23,7
88,9
53,2
36,88
96,67
48,6
33,73
99,43
53,7
120,6
108,4
146,4
130,3
70
68
90,68
66
0
64
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Годы
нефть
жидкость
закачка пара
15
приемистость
обводненность
2020
Обводненность, %,
Добыча нефти, закачка теплоносителя, тыс. т,
приемистость, м³/сут.
700

16.

500
90
79,9
450
74,8
70,6 69,6
400
438,6
73,8
69
66,8
411,6
350
76,4
64,6
76,9
68
80,1
80,8
69,5
71,5
76,8
73
70
362,2
300
60
312,8
45,7
80
318,2
50
250
234,9
200
150
100
50
0
69,89
79,83
75,94
60,22
66,9
34,2
2012
48,7
2013
92,02
54,15
35
2014
96,67
99,43
88,9
53,47
52,8
53,12
53,2
48,6
53,7
2015
2016
2017
154
90,68
51,45
238,5
222,9
146,4
108,4
120,6
51,77
130,3
48,09
2019
2020
40
30
20
10
0
2018
нефть юго-восток
нефть юго-запад
приемистость юго-восток
приемистость юго-запад
обводненность юго-восток
обводненность юго-запад
16
Обводненность, %
Добыча нефти, тыс. т, приемистость м³/сут.
Сравнение показателей по Юго-Восточному и
Юго-западному участкам эксплуатации

17.

Исходные данные для расчета технологических
показателей при закачке в пласт горячей воды
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Параметр
Среднегодовая температура на поверхности
Теплоемкость воды
Плотность воды
Радиус скважины
Глубина забоя
Температура на устье
Плотность пород
Теплопроводность окружающих пород
Теплоемкость окружающих пород
Расход теплоносителя
Толщина пласта
Геотермический градиент
Теплоемкость пород пласта
Плотность пород пласта
Начальная нефтенасыщенность
Остаточная нефтенасыщенность
Начальная температура пласта
17
Ед. измерения
Обозначение
Значение
°С
Дж/(кг×°С)
кг/м³
м
м
°С
кг/м³
Дж/(м×с×°С)
Дж/(кг×°С)
м³/сут
м
°С/м
Дж/(кг×°С)
кг/м³
дол.ед.
дол.ед.
°С
θₒ
Сж
ρж
rc
Нзаб
Ту
ρп
λп
Сп
qж
h
Г
Спл
ρпл
Sнач
Sост
Тₒ
8
4200
1000
0,084
1600
250
2500
1,83
1084
200
40
0,02
920
2650
0,86
0,31
23

18.

Изменение радиуса теплового влияния, полного
линейного коэффициента и коэффициента
теплоотдачи за 10 лет
t, годы
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
rt, м
9,23
13,05
15,99
18,46
20,64
22,61
24,42
26,10
27,69
29,19
K
0,779
0,725
0,697
0,679
0,665
0,654
0,645
0,638
0,631
0,626
β 10-4
2,52
2,34
2,25
2,19
2,15
2,11
2,09
2,06
2,04
2,02
rt, м – условный радиус теплового влияния
K - полный линейный коэффициент теплопередачи при нагнетании горячей воды через 1 год
β - коэффициент теплоотдачи через 1 год
18

19.

Динамика тепловых показателей устье-забой
и коэффициента теплопотерь в течение 10 лет
t, годы
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Qy 10³, МДж
74197,20
148394,40
222591,60
296788,80
370986,00
445183,20
519380,40
593577,60
667774,80
741972,00
∆Тср, °С
71,7
73,8
74,9
75,7
76,3
76,7
77,1
77,4
77,7
77,9
Qпот 10³, МДж
8854,66
16975,19
24851,44
32576,07
40191,29
47721,31
55181,78
62583,61
69934,86
77241,69