ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 172
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного Арланского месторождения
2.6 Процессы, происходящие в плате в результате эксплуатации скважин
3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения.
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
3.3 Расчет экономических показателей
Таблица 13 Экономическая эффективность проведения мероприятия закачки ББс
3 из турне-фаменских отложений (инт. 1758,5-1774,5 м и 1756-17687 м).
Пористость продуктивных пластов в карбонатных отложениях колеблется от 12 до 20%, проницаемость от 0 до 400 мд. Общая мощность пачки проницаемых известняков 40 м, нефтенасыщенная верхняя часть -14 м. Коллекторские свойства продуктивных пластов и терригенных отложений не высокие. Пористость от 5 до 20%, проницаемость до 230 мд. тульского горизонта.
На Арланском месторождении из пласта получены притоки газа и нефти. Залежь массивного типа, высота залежи 50 м.
На Арланском месторождении нефти из пласта в скв.37 через колонну испытан интервал 1205-1220 м и получен приток нефти дебитом 25 т/сут через 5 мм штуцер.
Залежь нефти на Арланском месторождении связана с прослоями пористых органогенно-детритовых известняков (пласты Вз и В4), перекрытых и подстилаемых аргиллитами и глинистыми известняками. Пласт испытывали в скв. 134 получено 7,4 м3/сут нефти. Залежь пластово-сводовая, высота ее 30 м.
При изучении физико-химических характеристик нефти и газа Арланского месторождения учитывались 142 поверхностных, 62 глубинных проб нефти.
Нефть в арланском месторождении содержит: (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически одинкаовы. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже.
По мере приближения к водонефтяному контакту (ВНК) возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной "тяжелой" нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.
Газосодержание изменяется от 25,1 до 46,3 м3/т. Гaзы жирные. В попутных газах среднего карбона выделяется сероводород и двуокись углерода, молярная доля которых не превышает 1% по каждому компоненту. В углеводородной части преобладающими компонентами являются метан, этан и пропан.
Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблице 1 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.
По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы - до 3%, смол - до 16% и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.
Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1.
По содержанию серы нефти относятся к сернистым и высокосернистым, по содержанию парафина – к парафинистым и высокопарафинистым, по содержанию селикагелевых смол – к высокосмолистым.
Таблица 1 Компонентный состав попутных газов (% объемных).
Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность.
1.4 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении
К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти.
Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. Основная часть запасов нефти сконцентрирована в терригенной толще нижнего карбона, которая характеризуется наличием нескольких пластов с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, различной активностью пластовых флюидов, зональной неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами.
В карбонатных коллекторах турнейского яруса развита трещиноватость, которая является основным видом пустотности и составляет десятые доли процента.
Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений.
Нефть месторождения высоковязкая – от 20 до 30мПа с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием – до 18 м3/т.
Высокая обводненность добываемой жидкости до 90%
Вывод:
Арланское месторождение в первые начали бурить в 1954г.,введено в промышленную разработку в 1958 г .
Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона. (75% начальных запасов) на глубине 400-1450м. Начальные запасы нефти группы оцениваются в 1,2 млрд т. Арланское метрождение на данный момент разрабатывается на 3 стадии разработки . КИН составляет 0,35 д.ед., обводненность достигает до 90%.
Средние значения нефтенасыщенности составили на Николо-Березовской площади - 82%. пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%, проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской залежи .
Также в данном месторождении имеется ряд осложняющих факторов:
-количество новых крупных месторождений вводимых в разработку;
- Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений;
-увеличение обводненности добытой продукции;
- Повышенное содержание АСПО.
Основное направление повышения эффективности разработки Арланского месторождения связано с применением эффективных методов интенсификации добычи нефти, в том числе и методом ГРП.
Арланское месторождение введено в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались.
Рассмотрим разработку Бобриковского объекта Арланского м-я предусматривает бурение добывающих скважин, бурение 13 боковых стволов, перевод с других объектов четырех скважин, в т.ч. двух добывающих и двух нагнетательных скважин, перевода одной добывающей скважины в нагнетательный фонд.
В 2017 г. добыча нефти составила 330,6 тыс.т., жидкости – 405,1 тыс.т., среднегодовая обводненность – 18,4 %. Годовой объем закачки воды – 593,9 тыс.м3.
В целом по объекту с начала эксплуатации добыто 2975,4 тыс.т. нефти (42,8 % от НИЗ), жидкости – 3170,0 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,222 д.ед.. Темп отбора от НИЗ – 4,8 %. В продуктивную толщу закачано 3528,6 тыс.м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 114,5 %.
Всего пробурено 42 скважины. Добывающий фонд составляет 33 скважины (в т.ч. 5 совместных с пластом Мл и 5 совместных с пластом Тл), нагнетательный фонд – 9 скважин (в т.ч. 1 скважина – в освоении и/или ожидании освоения).
Максимальная добыча нефти приходится на 2012г. и составляет 371,1тыс.т. при фонде добывающих скважин – 33 ед., нагнетательных – 8 ед. После освоения на объекте системы поддержания пластового давления, объемы нагнетания практически непрерывно увеличивались и в 2012 г. достигли своего максимума – 550,5 тыс.м3. Высокий уровень добычи обусловлен проведением работ по повышению нефтеотдачи пласта.
Таблица 2. Основные характеристики разработки по Бобриковкому объекту.
Пористость продуктивных пластов в карбонатных отложениях колеблется от 12 до 20%, проницаемость от 0 до 400 мд. Общая мощность пачки проницаемых известняков 40 м, нефтенасыщенная верхняя часть -14 м. Коллекторские свойства продуктивных пластов и терригенных отложений не высокие. Пористость от 5 до 20%, проницаемость до 230 мд. тульского горизонта.
На Арланском месторождении из пласта получены притоки газа и нефти. Залежь массивного типа, высота залежи 50 м.
На Арланском месторождении нефти из пласта в скв.37 через колонну испытан интервал 1205-1220 м и получен приток нефти дебитом 25 т/сут через 5 мм штуцер.
Залежь нефти на Арланском месторождении связана с прослоями пористых органогенно-детритовых известняков (пласты Вз и В4), перекрытых и подстилаемых аргиллитами и глинистыми известняками. Пласт испытывали в скв. 134 получено 7,4 м3/сут нефти. Залежь пластово-сводовая, высота ее 30 м.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды
При изучении физико-химических характеристик нефти и газа Арланского месторождения учитывались 142 поверхностных, 62 глубинных проб нефти.
Нефть в арланском месторождении содержит: (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически одинкаовы. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже.
По мере приближения к водонефтяному контакту (ВНК) возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной "тяжелой" нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.
Газосодержание изменяется от 25,1 до 46,3 м3/т. Гaзы жирные. В попутных газах среднего карбона выделяется сероводород и двуокись углерода, молярная доля которых не превышает 1% по каждому компоненту. В углеводородной части преобладающими компонентами являются метан, этан и пропан.
Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблице 1 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.
По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы - до 3%, смол - до 16% и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.
Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1.
По содержанию серы нефти относятся к сернистым и высокосернистым, по содержанию парафина – к парафинистым и высокопарафинистым, по содержанию селикагелевых смол – к высокосмолистым.
Таблица 1 Компонентный состав попутных газов (% объемных).
| Компонент | Площадь | ||
| Арланская | Николо-Березовская | Новохазинская | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Сероводород | - | - | - |
| Углекислый газ | 0,86 | 2,04 | 0,76 |
| Азот | 42,01 | 41,97 | 38,02 |
| Метан | 12,29 | 6,29 | 17,15 |
| Этан | 8,91 | 11,21 | 10,39 |
| Пропан | 19,6 | 20,3 | 17,7 |
| Бутаны | 10,8 | 11,2 | 10,4 |
| Пентаны | 6,75 | 6,75 | 5,81 |
| Плотность газа по воздуху | 1,261 | - | 1,286 |
Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность.
1.4 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении
К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти.
Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. Основная часть запасов нефти сконцентрирована в терригенной толще нижнего карбона, которая характеризуется наличием нескольких пластов с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, различной активностью пластовых флюидов, зональной неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами.
В карбонатных коллекторах турнейского яруса развита трещиноватость, которая является основным видом пустотности и составляет десятые доли процента.
Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений.
Нефть месторождения высоковязкая – от 20 до 30мПа с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием – до 18 м3/т.
Высокая обводненность добываемой жидкости до 90%
Вывод:
Арланское месторождение в первые начали бурить в 1954г.,введено в промышленную разработку в 1958 г .
Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона. (75% начальных запасов) на глубине 400-1450м. Начальные запасы нефти группы оцениваются в 1,2 млрд т. Арланское метрождение на данный момент разрабатывается на 3 стадии разработки . КИН составляет 0,35 д.ед., обводненность достигает до 90%.
Средние значения нефтенасыщенности составили на Николо-Березовской площади - 82%. пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%, проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской залежи .
Также в данном месторождении имеется ряд осложняющих факторов:
-количество новых крупных месторождений вводимых в разработку;
- Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений;
-увеличение обводненности добытой продукции;
- Повышенное содержание АСПО.
Основное направление повышения эффективности разработки Арланского месторождения связано с применением эффективных методов интенсификации добычи нефти, в том числе и методом ГРП.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного Арланского месторождения
Арланское месторождение введено в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались.
Рассмотрим разработку Бобриковского объекта Арланского м-я предусматривает бурение добывающих скважин, бурение 13 боковых стволов, перевод с других объектов четырех скважин, в т.ч. двух добывающих и двух нагнетательных скважин, перевода одной добывающей скважины в нагнетательный фонд.
В 2017 г. добыча нефти составила 330,6 тыс.т., жидкости – 405,1 тыс.т., среднегодовая обводненность – 18,4 %. Годовой объем закачки воды – 593,9 тыс.м3.
В целом по объекту с начала эксплуатации добыто 2975,4 тыс.т. нефти (42,8 % от НИЗ), жидкости – 3170,0 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,222 д.ед.. Темп отбора от НИЗ – 4,8 %. В продуктивную толщу закачано 3528,6 тыс.м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 114,5 %.
Всего пробурено 42 скважины. Добывающий фонд составляет 33 скважины (в т.ч. 5 совместных с пластом Мл и 5 совместных с пластом Тл), нагнетательный фонд – 9 скважин (в т.ч. 1 скважина – в освоении и/или ожидании освоения).
Максимальная добыча нефти приходится на 2012г. и составляет 371,1тыс.т. при фонде добывающих скважин – 33 ед., нагнетательных – 8 ед. После освоения на объекте системы поддержания пластового давления, объемы нагнетания практически непрерывно увеличивались и в 2012 г. достигли своего максимума – 550,5 тыс.м3. Высокий уровень добычи обусловлен проведением работ по повышению нефтеотдачи пласта.
Таблица 2. Основные характеристики разработки по Бобриковкому объекту.
| Наименование | ед. изм. | Бобриковский |
| Плотность сетки добыв+нагн скв | *104 м2/скв | 19,8 |
| Проектный уровень добычи нефти | тыс.т | 364,9 |
| Темп отбора при проектном уровне (от утвержд. нач. извл запасов) | % | 4,5 |
| Год выхода на проектный уровень | | 2009 |
| Продолжительность проектного уровня | годы | 3 |
| Проектный уровень добычи жидкости | тыс.т | 420,5 |
| Проектный уровень добычи попутного газа | млн.нм3/год | 19,8 |
| Проектный уровень закачки воды | тыс.м3 | 568,67 |
| Фонд скважин за весь срок разработки, всего: | ед. | 42 |
| в т.ч. добывающих | ед. | 31 |
| из них: ГС | ед. | |
| возврат с Бб и Т-Фм | ед. | 2 |
| совместных с Бб | ед. | |
| нагнетательных | ед. | 18 |
| из них: совместных с Бб | ед. | |
| резервных | ед. | 0 |
| Фонд скважин для бурения, всего | ед. | 3 |
| в т.ч. добывающих | ед. | 3 |
| нагнетательных | ед. | 0 |
| резервных | ед. | 0 |
| Накопленная добыча с начала разработки: нефти | тыс.т | 2975,4 |
| жидкости | тыс.т | 3170,0 |
| Конечный коэффициент извлечения нефти | доли ед. | 0,520 |
| Средняя обводненность к концу разработки | % | 98,3 |