Электронный научный журнал
Международный студенческий научный вестник
ISSN 2409-529X

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДУБОВОГОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Иванов А.М. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Дубовогорское месторождение расположено на территории Куединского и Чернушинского районов Пермского края. Краевой центр – г. Пермь расположен в 154 км севернее месторождения. Дубовогорское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к категории мелких. Месторождение разрабатывается с 2010 года. Находится на первой стадии разработки, характеризуется низкими темпами отбора нефти. В промышленной эксплуатации находился один объект – D3ps. Максимальный уровень добычи нефти – 5,3 тыс.т достигнут в 2011 году при темпе отбора от извлекаемых запасов – 0,4%. По состоянию на 01.01.2016 на пласте пробурено 5 скважин, в т.ч. две добывающих, одна нагнетательная, две ликвидированные. Проектный фонд реализован на 18 %. В добыче перебывало две скважины №№ 1 и 5, под закачкой – одна скважина № 11. На дату анализа на месторождении добыто 53 тыс.т жидкости (по проекту – 31 тыс.т) и 24 тыс.т. нефти (по проекту – 24 тыс.т). Удельная добыча нефти на одну добывающую скважину – 12 тыс.т. Энергетическое состояние залежи пласта – удовлетворительное, текущее пластовое давление – 15,6 МПа при начальном – 22,2 МПа, что ниже на 6,6 МПа или 30 %. Максимальная добыча жидкости ожидается в 2021 г. в объёме 94,4 тыс. т/год при обводненности 36%. Максимальная добыча нефти ожидается в 2020 г. – 60,7 тыс. т/год. Максимальная добыча попутного газа ожидается в 2020г. – 3,1 млн. м3/год. Внешний транспорт товарной нефти осуществляется автовывозом в приемный пункт г. Кунгур. Выделившийся из нефти при сепарации газ используется на собственные нужды: печь подогрева нефти, котельная, продувка факельного коллектора, запал и дежурная горелка факела.
нефть
Пермский край
дубовогорское месторождение
анализ разработки
сбор и подготовка нефти
1. Ситчихин О.В. Строение и нефтегазоносность рифейских пород северо-востока Волго-Уральского бассейна. Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, № 1, 2009.
2. Никитина М.В. Оценка перспектив нефтегазоносности рифей-вендских отложений на территории Пермского края. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, Т. 12 № 9, 2013.
3. Отчет ООО «СтандартНафта» «Технологическая схема разработки Дубовогороского нефтяного месторождения» – Ижевск, 2013 г.
4. Отчет ООО «СтандартНафта» «Дополнение к технологической схеме разработки Дубовогороского нефтяного месторождения» – Тюмень, 2016 г.
5. Отчет ООО «СтандартНафта» «Проект обустройства Дубовогорского месторождения» – Тюмень, 2012 г.

Дубовогорское месторождение расположено на территории Куединского и Чернушинского районов Пермского края. Краевой центр – г. Пермь расположен в 154 км севернее месторождения. Районные центры п.Куеда и г.Чернушка находятся в 19 км к юго-западу и в 22 км к юго-востоку от месторождения.

Связь с краевым центром осуществляется по асфальтированной дороге Куеда – Юго-Камский – Пермь. Ближайшими к месторождению населёнными пунктами являются деревни Дубовая Гора, Искильда, Верхний Ашап, Бикбарда. Проезд к месторождению возможен в любое время года по асфальтированной дороге «Куеда-Барда», далее – по полевой дороге до урочища Щуклино.

Месторождение расположено на территории с развитой инфраструктурой. Ближайшими нефтяными месторождениями, находящимися в разработке, являются Хатымское (ООО «УралОйл»), Степановское и Красноярско-Куединское
(ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»).

Согласно нефтегазогеологическому районированию Дубовогорское месторождение принадлежит к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, Пермско-Башкирской нефтегазоносной области, Дубовогорскому нефтегазоносному району [1,2]. Промышленная нефтеносность месторождения приурочена к отложениям девонского терригенного нефтегазоносного комплекса. В верхнедевонских отложениях франского яруса выделено два продуктивных объекта: пласт D3ps – в пашийском горизонте и пласт D3tm – в тиманском горизонте (рисунок 1).

Схематический геол

Рисунок 1 - Геологический разрез Дубовогорского месторождения

Пласт D3ps продуктивен в двух скважинах – №№ 1 и 5. Остальные пять скважин - №№ 4, 11, 12, 445 и 448 находятся за пределами контура нефтеносности пласта. Абсолютная отметка глубины залегания кровли пласта составляет в среднем - -1899 м. В пласте выявлена одна залежь нефти: пластово-сводовая, литологически экранированная на юге и юго-востоке. Размеры залежи 3,5×1,5 км, высота – 6 м (таблица 1). Площадь нефтеносности – 5,3 км2. По результатам испытания в колонне и данным ГИС в скважине № 5 ВНК принят на абсолютной отметке - (-1904 м). Средняя общая толщина пласта составляет 6,3 м, нефтенасыщенная толщина залежи невелика - 2,5 м.

Таблица 1 - Характеристика залежей Дубовогорского месторождения

Коллекторами в залежи являются песчаники светло-серые и бурые, мелкозернистые алевритистые, прослоями глинистые и глинисто-карбонатные со сферолитами сидерита. Вскрытые в скважинах отложения пласта D3ps имеют высокую песчанистость – 76 % и более, расчленённость - 2,5. Продуктивность пласта подтверждена опробованием скважин №№ 1 и 5. Из этих скважин получены притоки нефти - 7,5 и 21,9 т/сут, соответственно.

Пласт D3tm продуктивен в двух скважинах – №№ 11 и 5. Остальные пять скважин - №№ 1, 4, 12, 445 и 448 находятся за пределами залежи. Абсолютная отметка глубины залегания кровли пласта - -1885 м. В пласте выявлена одна залежь нефти - пластово-сводовая, литологически экранированная на юго-западе, юге и юго-востоке. Размеры залежи 3×1,7 км, высота – 13,9 м. Площадь нефтеносности – 4,6 км2. ВНК принят на абсолютной отметке - (-1898,6 м) по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине № 11 с учётом результатов испытания в колонне. Средняя общая толщина пласта составляет 17 м, нефтенасыщенная толщина - 3,4 м.

Коллекторами в залежи являются песчаники серые со слабым зеленоватым оттенком, тонко- и мелкозернистые, довольно плотные и глинистые. Вскрытые в скважинах отложения пласта D3tm имеют высокую песчанистость – 85 % и небольшую расчленённость - 2,3.

Продуктивность пласта D3tm подтверждена опробованием скважины № 11, где получен приток нефти - 3,9 т/сут. В скважине № 5 на штуцере 5 мм получен приток нефти – 21,9 т/сут.

Таким образом, степень изученности пластов D3ps и D3tm Дубовогорского месторождения не позволяет в достаточной мере охарактеризовать особенности их геологического строения.

Пласт D3ps слабо охарактеризован результатами исследований коллекторских свойств по керну из-за его малочисленности. В связи с этим по пласту не установлены петрофизические зависимости «керн-ГИС», параметры - пористость, проницаемость и нефтенасыщенность нуждаются в доизучении.

Пласт D3tm характеризуется низкой степенью изученности. ФЕС пласта - не изучены, т.к. керн отобран не из продуктивной части пласта. Отбор глубинных и устьевых проб не проводился, отсутствуют гидродинамические исследования. Подсчётные параметры пласта приняты по аналогии с соседними месторождениями.

Дубовогорское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к категории мелких (менее 5 млн.т). Согласно Приказу МПР РФ от 01.11.2013 № 447, в данной работе категории запасов приведены в соответствии с новой классификацией (В1 соответствует С1).

Анализ текущего состояния разработки Дубовогорского месторождения выполнен по состоянию на 01.01.2016г. на основе материалов, предоставленных ООО «СтандартНафта» [3-5]. Дубовогорское месторождение разрабатывается с 2010 года. Срок разработки – 6 лет. В добыче нефти участвует один объект– D3ps. За историю максимальный уровень добычи нефти – 5,3 тыс.т достигнут в 2011 г при темпе отбора от НИЗ – 0,4 %. По жидкости максимальный уровень – 13,7 тыс.т достигнут в 2014 году.

За 2015г. месторождение характеризуется (рисунок 2) следующими показателями: уровень добычи нефти – 4,3 тыс.т, темпе отбора от НИЗ – 0,3 %;

В эксплуатационном фонде числится пять скважин, в т.ч. действующих – три (добывающие – две, нагнетательные – одна), ликвидированных – две;

· среднегодовой дебит по нефти – 6 т/сут, по жидкости – 17,5 тыс.т;

· обводнённость добываемой жидкости – 66%.

· закачка воды за год составила 10 тыс.м3.

Проектная система разработки месторождения пока не сформирована. В эксплуатации находится один объект (пласт D3ps) с двумя одиночными скважинами №№ 1, 5. Способ добычи жидкости – механизированный (ЭЦН).

Накопленная добыча нефти по Дубовогорскому месторождению – 24 тыс.т или 1,8 % от НИЗ, текущий КИН – 0,007. Удельный отбор нефти на одну добывающую скважину составил 12 тыс.т/скв.

Рисунок 2 – Фактические показатели разработки помесячно. Объект D3ps.

Текущие извлекаемые запасы (ТИЗ) нефти по месторождению составляют 1305 тыс.т или 98 % от НИЗ (рисунок 3). Удельные ТИЗ нефти на одну действующую добывающую скважину – 653 тыс.т/скв. Наименьшая кратность ТИЗ нефти (104 года) за весь период отмечалась в 2011г.

Рисунок 3 – Соотношение накопленной добычи нефти и ТИЗ по пластам.

Входные дебиты скважин по нефти близки между собой: № 1 – 21,4 т/сут, № 5 – 23 т/сут. Среднегодовые дебиты нефти скважин за историю варьируют от 1,6 т/сут (скв. № 5) до 19 т/сут (скв. № 1).

В декабре 2015г. наибольший дебит нефти – 10,5 т/сут отмечен по скважине № 1, по скважине № 5 – 1,8 тыс.т. Приемистость нагнетательной скважины № 11 составила 27 м3/сут.

С начала эксплуатации на Дубовогорском месторождении добывающие скважины отработали 3003 суток, в среднем каждая скважина по 1501 суток (или 4 года и 1,5 месяца). В динамике время работы одной скважины изменялось за год от 128 сут (2012 г) до 365 сут (2015 г), составляя в среднем 250 сут/год. Наиболее продолжительным периодом работы характери-зуется скважина № 1 – 1752 сут (4 года и 10 месяцев). Нагнетательная скважина № 11 в 2015 г. работала весь год (365 сут).

В настоящее время на сбор нефти и газа ведется по напорной герметизированной системе. Действующий фонд составляет две скважины – №№ 1и 5. На площадке скважины №1 оборудован нефтегазосборный пункт (НГСП). Там осуществляется отделение попутного нефтяного газа и сброс воды. Для нагрева нефти используется устьевой подогреватель с сепарационным блоком. Нефть автотранспортом вывозится на пункт приёма нефти в г. Кунгур. Схема НГСП приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Технологическая схема НГСП

Назначение НГСП «Дубовогорское»:

- обеспечения непрерывного приёма продукции скважин;

- сепарации нефти от газа;

- оперативного учета нефти и газа;

- налива нефти в автоцистерны;

- использование попутного нефтяного газа для нагрева добываемой жидкости.

В состав НГСП входит следующее оборудование: буферная (накопительная) ёмкость V = 60 м3(ОГ 60-1-0), нагреватель устьевой с сепарационным блоком (НУС-0,1), резервуар вертикальный стальной V= 400 м3 (РВС-400), дренажная емкость V= 50 м3 (ЕП-50), насосы для перекачки нефти (Х-65*55), технологические нефтепроводы и герметичная система налива нефти в автоцистерны. На площадке НГСП оборудована трансформаторная подстанция и операторная для обслуживающего персонала и приборов КИП. Режим работы НГСП непрерывный, круглосуточный.

Нефтегазовая смесь по существующим нефтепроводам от скважин №№ 1 и 5 поступает в нагреватель устьевой НУС-0,1 для подогрева жидкости, НУС-0,1 оборудован сепарационным блоком для отделения газа от жидкости. После сепарации, газ поступает в камеру горения для сжигания. Оставшийся газ в сепарационном блоке отводится вместе с нагретой жидкостью в накопительную емкость V=60 м3 для отделения (отстоя) воды. Контроль над наполнением ёмкости производится с помощью приборов КИПиА. Также в накопительной емкости V=60 м3 предусмотрена линия циркуляции. Циркуляция представляет собой движение нефти с помощью насосного агрегата Н1(Н-2).

Насосный блок состоит из двух насосных агрегатов Х-65*55, один из них в работе, другой в резерве. Нефть из накопительной емкости поступает на прием насосного агрегата перекачки нефти Х-65*55 Н-1,(Н-2). Насосным агрегатом Н-1, (Н-2) нефть подается через обратный клапан, задвижку № 14,(16),7,6 и обратно в накопительную ёмкость. Тем самым достигается полная циркуляция нефти. Также в накопительной ёмкости имеются двух уровневый забор нефти (задвижки №11,12), для перекачки и хранения нефти в РВС-400. Заправка автоцистерн осуществляется из РВС-400 следующим образом: нефть из ёмкости через задвижки № 20,(21,22),13,(15) поступает на приём насосного агрегата перекачки нефти Х- 65*55 Н-1,(Н-2). Насосным агрегатом Н-1, (Н-2) нефть подаётся через обратный клапан, задвижку № 14,(16),17 на герметичный стояк налива АСН-80-0,2.

Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды; подготовки нефти, котельная, дежурные горелки. Сточная вода поступает в дренажную ёмкость и утилизируется в системе ППД.

На месторождении принята традиционная кустовая схема разбуривания скважин. В дальнейшей перспективе при обустройстве кустовых площадок предусмотреть применение современных технологий и оборудования, обеспечивающих минимальные потери продукции скважин, противопожарную, эксплуатационную и экологическую безопасность объекта. Обустроить устья скважин в зависимости от способа добычи. Замер добываемой продукции производить групповыми замерными установками. Предусмотреть блок распределения воды (БРВ) для распределения и замера закачиваемой воды в системе ППД, блок дозирования реагентов (БДР) для закачки ингибиторов коррозии, солеотложений и парафиноотложений в затрубное пространство скважин и в нефтесборные сети и дренажную емкость с насосной откачкой стоков. Для предупреждения образования АСПО, снижения вязкости транспортируемой водонефтяной эмульсии и предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования на кустах рекомендуется закачка ингибиторов. При этом ингибиторы должны быть совместимыми и не ухудшать свойства друг друга.

Максимальная добыча жидкости ожидается в 2021 г в объёме 94,4 тыс. т/год при обводненности 36%. Максимальная добыча нефти ожидается в 2020 г – 60,7 тыс. т/год. Максимальная добыча попутного газа ожидается в 2020 г. – 3,1млн. м3/год.

Исходя из имеющейся информации о свойствах и объёмах добычи нефти на место-рождении, для осуществления её подготовки и транспорта, может быть использовано существующее оборудование НГСП. Дальнейшая разработка месторождения потребует расширения системы сбора, увеличения мощностей и строительства УПСВ производительностью 100 тыс.т/год, увеличение товарного парка, строительства объектов обустройства системы ППД, строительство БКНС, очистных сооружений и бурение двух артезианских скважин.

Подтоварная вода после подготовки будет использована в системе ППД, в качестве одного из агентов нагнетания. Выделившийся из нефти при сепарации газ после соответствующей очистки будет использован на собственные нужды: котельная, печь нагрева нефти, дежурные горелки, запал и молекулярный затвор факельной установки.


Библиографическая ссылка

Иванов А.М. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДУБОВОГОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Международный студенческий научный вестник. – 2019. – № 5-1.;
URL: http://eduherald.ru/ru/article/view?id=19730 (дата обращения: 18.05.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074