Разработка Арланского месторождения - рефераты, скачать рефераты, бесплатно рефераты

Рефераты. Разработка Арланского месторождения

2 Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 г. число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 г. разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959) и проекту разработки (1961). После 1965 г. -- по утвержденной Генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961 г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Разработка залежей ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями.

1. Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 г. 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 1993-м составила 39% от максимальной. В отличие от девонских залежей маловязких нефтей (Туймазинское, Шкаповское и др.), на которых падение уровня добычи достигало 27% за год, темп падения добычи на Арланской существенно меньший и составил в первый год снижения (1971)всего 1,2%. Подобная картина наблюдалась и по остальным площадям месторождения.

2. Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г. (1484 ед.). К этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г. и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно. Так, в 1968--1989, т. е. в течение более чем 20 лет, это соотношение колебалось в пределах 4,5--5,0 и лишь в последние годы увеличилось до 7,2. Постоянство этого параметра во времени, объясняется двумя причинами. Во-первых, одновременно с увеличением числа добывающих скважин пропорционально увеличивалось и число нагнетательных. Во-вторых, такое соотношение в значительной степени поддерживалось целенаправленно, т. к. было принято наиболее эффективным соотношение 3 -- 4. Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т. к. бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и сейчас. Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последних лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам. Темпы вывода скважин из эксплуатации, по всей видимости, будут нарастать, т. к. осталось отобрать всего 6,5% НИЗ, а обводненность продукции в целом по площади составила 95%.

3. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г. (51,4 млн.м3 в пластовых условиях). В последние 3 года наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3, т. е. на 7,4%. Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора жидкости происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

4. Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добыче нефти и составили в 1992 г. 1,5% от НИЗ. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями. Так, по Туймазинскому месторождению отбор в максимуме достигал 4,6% НИЗ, по другим месторождениям он был еще выше, хотя плотность сетки скважин Арланской площади и Туймазинского месторождения сопоставимы.

Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществлялась с заводнением пластов, для этого объекта специфично не полное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Не смотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в VI пласте. В то же время активность напора, видимо, была недостаточной для поддержания нарастающих объемов отбора жидкости. Этим фактором, на наш взгляд, можно объяснить увеличение приемистости нагнетательных скважин при практически постоянном соотношении числа добывающих и нагнетательных скважин. Так, приемистость от 498 (1976) выросла до 479 м3/сутки(1989). За этот период времени дебит жидкости в среднем вырос от 46,7 до 96,7 м3/сутки, т. е. в 2,07 раза при росте приемистости в 2,4. Предположение, что разница отражает увеличение отбора жидкости из VI пласта, подтверждается опережающей выработкой его запасов.

2.2 Обводнение скважин и пластов

Процесс обводнения продукции скважин Арланского месторождения характеризуется коротким периодом безводной эксплуатации с быстрым ростом содержания воды. После достижения 90%, обводненность увеличивается медленно (рис. 146). В целом по ТТНК месторождения при обводненности более 90% предстоит отобрать треть запасов.

Вследствие такого характера обводнения отбирается большой объем попутной воды. Так, если по месторождению до обводнения на 90% ВНФ составил 2,5 м3/м3 (в пластовых условиях), то для того, чтобы отобрать оставшуюся треть запасов, необходимо будет отбирать более 5 м3/м3 попутной воды. Возможно, фактический отбор будет несколько меньше за счет более раннего отключения скважин по экономическим причинам, но этот предел в настоящее время прогнозировать сложно.

В настоящее время длительная эксплуатация скважин при столь высокой обводненности во многих случаях неоправданна. Особенно это относится к скважинам, эксплуатирующим несколько разнородных пластов. Очевидно, что во многих из таких скважин наиболее высокопродуктивные пласты полностью обводнились, а небольшое количество нефти поступает из маломощных. В таких скважинах было бы целесообразно отключить выработанные пласты. Однако эта работа производится на месторождении в недостаточных объемах. Кроме того, отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов, расположенных в кровельной части разреза (пласты II и III), малоэффективно и технически довольно сложно. Не решены и вопросы исследований на предмет определения обводнившихся пластов. Для Арланского месторождения характерен быстрый рост обводненности в скважинах с подошвенной водой. Особенно часто это отмечается в мощных II и VI пластах. Основной причиной такого обводнения является косая слоистость песчаников и низкая анизотропность, вследствие чего происходит конусообразование. В ряде скважин бурением была вскрыта только верхняя часть пласта VI (2-- 3 м). Однако конусообразование в таких скважинах происходило с той же интенсивностью, что и в скважинах с обычной конструкцией. Перфорация колонн на значительном расстоянии от ВНК также оказалась неэффективной. Довольно часто наблюдалось и послойное обводнение пропласт-ков, хотя, в основном, в монолитных пластах обводнение происходило по нижней части пластов. Действенным методом контроля за обводнением пластов в условиях высоковязких нефтей Арланского месторождения оказался импульсный нейтрон-нейтронный метод, который позволял получать однозначные результаты даже в перфорированных интервалах.

2.3 Исследование пластов и продуктивности скважин

Исследования пластов и продуктивных скважин на Арланской площади показали, что значительные запасы находятся в маломощных (1-3 м) низкопроницаемых пластов. Первоночально они были разбурены по сетке 500x500м, после чего было решено использовать сетку 400x400 м. Все попытки интенсифицировать выработку запасов из таких пластов при такой сетке оказались безрезультатными, т.к. закачка воды в эти пласты ни очаговой, ни площадной модификации оказались невозможны.

2.4 Расчет нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы

Цель работы: Научиться определять некфтеотдачу в зависимости от упругих свойств жидкости и породы.

Дано:

F = 1200 га;

h = 12 м;

m = 0,22;

S = 20%;

Pпл = 180 атм;

Рнас = 80 атм;

tпл = 54,5С;

P = 5*106 м3;

bн = 1,02; b'н = 1,026.

Решение:

Коэффициент сжимаемости нефти:

на 1 атм.;

коэффициент сжимаемости породы:

на 1 атм.;

коэффициент упругоемкости залежи:

на 1 атм.

Искомый запас нефти:

м3.

Общий нормальный объем нефти в залежи:

м3.

Процент нефтеотдачи вследствие упругих свойств среды:

общего запаса нефти.

В результате внедрения воды из законченной области получено:

м3.

Коэффициент упругоемкости для указанной законченной обводненной части:

Средневзвешенное давление внутри рассматриваемой кольцевой площади:

атм., т.е. на 50% от ;

Количество воды, которое поступит в поры пласта:

м3.

В пласт поступит следующий объем жидкости:

4522*103 - 2105*103 = 2417*103 м3.

3 Проектная часть

3.1 Анализ системы и технология разработки

Анализ разработки уникального по своей характеристике Арланского месторождения позволяет оценить положенные в основу проектирования принципы разработки и эффективность реализуемой системы разработки.

До открытия Арланского месторождения опыт разработки залежей высоковязкой нефти имелся только по небольшому числу месторождений Самарской области и Александровской площади Туймазинского месторождения. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Не все проектные решения оказались правильными.

Выработка запасов из пластов многопластового объекта, как правило, происходит разновременно. При отключении одного из них меняется состав объекта разработки.

Практика разработки многопластовых объектов на Арланском месторождении показывает, что выработка запасов из пластов промежуточной пачки происходит значительно хуже и меньшими темпами. Кроме того, объемы отбираемой попутно с нефтью воды при совместной разработке разнородных пластов резко возрастают. Самым же главным недостатком такого объекта разработки является нерегулируемость процесса разработки пластов небольшой толщины.

Сложности выработки запасов возрастают с ростом числа объединяемых в одном объекте разработки пластов и их неоднородности.

На Арланском месторождении условия разработки осложнены, т. к. число пластов достигает восьми, и, кроме того, в разрезе в основном присутствуют два наиболее продуктивных пласта -- II пласт в верхней и VI пласт в нижней части ТТНК.

С целью количественной оценки обоснованности совместной разработки пластов по Арланскому месторождению был выполнен анализ в следующей постановке. Все разрезы были сгруппированы по признаку однородности пластов. Так как фильтрационные свойства пластов количественно трудно оценить с учетом наличия статистической связи между толщиной и проницаемостью, было принято, что равные толщины означают и равную гидропроводность. Основными считались пласты большей толщины. Как правило, это отражало реальную картину; там, где пласты были равными по толщине (а других пластов не было), считалось, что в разрезе неоднородность отсутствует.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5