Файл: 1. 1 Краткая характеристика района деятельности нгду "Арланнефть".rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.02.2024
Просмотров: 62
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин
Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК. Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются:
1. Нерегулируемость разработки каждого пласта.
2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже.
3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах.
4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам.
5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям.
6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов.
Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4.1. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам (снизу-вверх) следующие.
По залежам турнейского яруса Арланской, Новохазинской и Юсуповской площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается. Разработка будет вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. Рекомендуется осуществлять зарезки БС с выходом по пластам на горизонтальные участки стволов (БСГ). При обосновании зарезок БС использовался РД 39-00147275-057-2000, разработанный БашНИПИнефть [5].
По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4.1, остаточный проектный плюс дополнительный фонд для бурения по вариантам 2 имеется на Николо-Березовской и Юсуповской (остаточный) площадях. Размещение скважин рассредоточенное, за исключением затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Наиболее актуальными являются задачи определения количества резервных скважин и скважин-дублеров. Резервный фонд согласно «Регламенту» определялся в количестве 1,5-2,0% от общего (всего пробуренного) фонда добывающих + нагнетательных скважин. Количество скважин-дублеров определялось согласно методике [ 6 ], использованной ранее в проекте 1986г. [ 1 ]. Согласно методике на основании связи между показателями износа, обновления и выбытия фондов [ 7 ], применительно к скважинам, получим:
ln (Р + α) - lnα
Т = (1)
Р
где Т - средний срок службы скважин, лет;
α - коэффициент выбытия скважин, доли;
Р - темп прироста фонда скважин, доли.
Коэффициент выбытия скважин в каждом году вычисляют по формуле:
Niл
αi = (2)
Ni-1э
где Niл - количество ликвидированных скважин после эксплуатации;
i=2,3,… t - порядковый год анализируемого периода (начиная со второго);
Ni-1э - эксплуатационный фонд скважин на конец предыдущего года.
Годовой темп прироста фонда скважин:
Niэ
Рi = - 1 (3)
Ni-1э
где Niэ, Ni-1э – эксплуатационный фонд скважин на конец соответствующего года.
Использованы материалы официальной статистической отчетности (форма 33-ТП) по Башкирии за период 1932-1984гг.
Получили средний срок службы скважин Т = 28,5 лет. Последняя публикация по данному вопросу представлена в [ 8 ].
Обобщение исследований по выявлению причин потери герметичности обсадных колонн [ 6 ] показало, что скорость внутренней коррозии возрастает с увеличением содержания в нефтяном газе Н2S.
С учетом изменения скоростей внутренней и наружной коррозии в зависимости от содержания в нефтяном газе Н2S получили эмпирическую расчетную формулу для определения срока службы скважин:
87,5
Т = - 10,2 если ρ ≤ 3 (4)
ρ + 1,5
- 9,2 если ρ> 3
Здесь ρ – содержание Н2S в нефтяном газе, % об.
При значении ρ для Арланского месторождения 0,20 получили Т = 41,3 года. Видим, что расчетный средний срок службы скважин больше, чем по девонским месторождениям ([ 9 ], 1993), приблизительно на 10 лет.
Используется методика расчета необходимого количества скважин-дублеров, приведенная в работе [ 10 ]. Алгоритм программы основан на приближенном методе, где используются проектные данные по новому месторождению и фактические и проектные для старого месторождения.
Исходной информацией является: среднедействующий фонд скважин, ввод скважин в эксплуатацию из бурения, срок разработки месторождения, средний срок службы скважин, стоимость строительства одной скважины-дублера. Расчеты проводились по каждой площади с последующим учетом в стоимости строительства новых скважин.
По отложениям среднего карбона на не разбуренных участках Арланской и Николо-Березовской площадей размещение скважин по вариантам 1, 2 с бурением по площадной 9-точечной схеме такое же, как в проекте 1986г. По всем площадям имеются варианты разработки только возвратным фондом скважин. Размещение проектного фонда по отложениям среднего карбона Арланской и Николо-Березовской площадей производилось на построенной карте суммарных нефтенасыщенных толщин (h>3м). Возвратный фонд размещался на карте суммарных нефтенасыщенных толщин при толщине пласта 2,0м и выше. Кроме этого, рассматривается вариант с уплотнением сетки скважин вдвое на ряде участков залежей каширо-подольских отложений (см.П.4.1). Размещение проектных скважин показано на картах в ПРИЛОЖЕНИЯХ 45-48 (Книга 16).
К настоящему времени по ТТНК бурение проектных скважин на Арланском месторождении в основном завершено. Исключение составляет участок затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Бурение утвержденных точек по проекту 1986г. производилось на всей территории, рассредоточено – в основном с целью активизации выработки отдельных зон или малопродуктивных пластов. Не разбуренными остаются только краевые зоны с толщинами до 1,5, реже 2,0 м и ВНЗ с нефтенасыщенными толщинами 2,0-2,5 м и даже выше.
Предельная толщина пласта для бурения ограничивается прежде всего технологическим фактором, к которому относится приемистость нагнетательных скважин, в зависимости от толщины пласта при существующем давлении в системе ППД. По данным [ 11 ] в скважинах с толщиной пласта 1 м и ниже приемистость при рабочих давлениях в системе ППД – 13,5-14,5 МПа отсутствует, что предопределяет очень низкий приток в добывающих скважинах. При совместной перфорации нескольких пластов отрицательное влияние указанного фактора усиливается. Согласно [ 11 ] при толщине пласта 2 м наличие приемистости отмечается соответственно лишь в 30-65% случаев. Следовательно, для обеспечения надежной приемистости пластов двухметровой толщины необходима раздельная закачка. В целом пласты с толщиной до 1 м слабо охвачены процессом разработки.
Исходя из вышеизложенного, размещение скважин для бурения производилось по следующей схеме: на элементе пласта с заданной толщиной производилось размещение добывающих и 1 нагнетательной скважины (это могут быть еще неразбуренные участки с толщинами 2м и 3м). На разбуренных участках производилось дополнительное размещение только добывающих скважин.
Арланское месторождение было открыто и разведано в конце пятидесятых — начале шестидесятых, когда в отрасли началось увлечение редкими сетками скважин, и многие специалисты в области разработки начали склоняться к широко пропагандируемой идее редкой сетки. Увлечение редкими сетками нашло свое отражение и на Арланском месторождении. Так, в первых схемах и проектах, а также в Генеральной схеме плотность разбуривания составляла 24 и 48 га/скв. При расчетах технологических показателей, влияние плотности на нефтеизвлечение не учитывалось.
В таблице 126 приведена динамика изменения плотности сетки скважин.
По участкам и отдельным площадям месторождения, на которых развиты пласты VI и II, было принято решение о совмещении сеток этих двух объектов, что позволило принять плотность разбуривания 24 га/скв. Однако, как показала практика разработки, и эта сетка оказалась слишком редкой. В процессе разработки было выявлено много участков и зон, либо вообще не охваченных разработкой, либо слабо дренируемых. Поэтому вскоре в проектных документах предусмотрели уплотнение сетки скважин. Сперва было принято решение о сокращении расстояний между нагнетательными скважинами в разрезающих рядах до 600 м. Однако это мероприятие не решило проблему охвата пластов, особенно промежуточных, заводнением. В процессе реализации этого уплотнения выявилось несоответствие принятой сетки и геологического строения продуктивных пластов. В каждом очередном проекте на первом плане было решение о необходимости дальнейшей модернизации системы разработки. Наравне с уплотнением сетки постепенно реализовывалось очаговое избирательное заводнение, т. к. неравномерность выработки запасов все более углублялась.
2.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов
Разработка залежи ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями (рисунки 2.1-2.6, приложение А).
Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 2008-м составила 39% от максимальной. Темп падения добычи на Арланской площади составил в первый год снижения (1971) всего 1,2%.
Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г (1484 ед.). К этому времени было отработано 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.
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.
Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г (51,4 млн.м3 в пластовых условиях). В последние три 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%. 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% начальных извлекаемых запасов и обводненности 95,2%.
Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добычи нефти и составили в 1992 г 1,5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями.
Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществляется с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Несмотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в СV пласте.
Начиная с 1990 г. на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости – на 9,3%, фонда добывающих скважин – на 3,0, дебита жидкости – на 4,1, фонда нагнетательных скважин – на 28,4, закачки воды – на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным.
2.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей
Анализ соответствия основных фактических и проектных технологических показателей (по Ген.схеме, проекты с 1978 и 1986) позволяет сделать следующие выводы.
Максимальный уровень добычи нефти (по проекту 1958) – 7628 тыс.т в 1964 г. не был достигнут ни по уровню, ни во времени.
Фактическая наибольшая добыча нефти – 5332,9 тыс.т, т.е. на 30% меньше проектной, была достигнута в 1970 году (на 6 лет позже). Такое расхождение объясняется тем, что в проекте 1958 г. были приняты завышенные запасы.
Отбор жидкости в максимуме во всех пластах значительно превышали запроектированные. Так, даже в год (1986) составления последнего проекта фактический отбор жидкости отличался от проектного на 8% (49,8 при проектном 46,0 млн.т). В дальнейшем этот разрыв все более увеличивался. В 1990 г. при проектной величине 47,1 млн.т было отобрано более 57,0 млн.т или на 21% больше.
Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки. Так, по проекту 1958 г. Обводненность в 1964-м должна была составить 8,2%, фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 г. в 1990-м планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.
Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и, начиная с 1969 г., превышал проектный. В 1965 г. вместо предусмотренных 461 скважины работало 615. Фонд нагнетательных скважин, наоборот, практически всегда был ниже проектного. Так, в 1990 г. он был меньше на 2,5%.
