При. курсовой проект Вайтиев Е.В. 2. 1. геологический раздел 4
 Скачать 0.61 Mb.
|
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1. Текущее состояние разработки нефтяного Арланского месторожденияАрланское 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.
Бобриковская залежь введена в разработку в июле 2001г. пуском скв.№ 65 с начальным дебитом нефти 63,4 т/сут. Скважина вступила в работу фонтанным способом. По состоянию на 01.01.2017 г. объект находится на второй стадии разработки. В период 2001 - 2006 гг. разработка залежи осуществлялась на естественном режиме 1-30 скважинами. Закачка воды начата в 2006 г. вводом четырех нагнетательных скважин (скважины №№ 69, 78 ,211, 232). Освоение системы ППД продолжилось в период 2008 – 2017 гг. бурением нагнетательных скважин и переводом скважин из числа добывающих. В настоящее время восемь скважин числятся в действующем нагнетательном фонде (скв. №№ 69, 78, 205, 211, 225, 232, 237, 240). Период 2001 - 2008 гг. характеризуется интенсивным нарастанием годовой добычи нефти вследствие активного разбуривания залежи и организации системы поддержания пластового давления. За это время пробурено 34 добывающие скважины. Таблица 3 – Компенсация отборов закачкой по очагам нагнетания. Бобриковская залежь
Закачка ведется в приконтурные зоны скважины и не исключен отток нагнетаемой воды в законтурную область, который может достигать 30 %. Стоит отметить, что анализ динамики пластового давления показал, что между бобриковским и радаевским объектами, существует гидродинамическая связь, а так же возможность увеличения доли участия тульского пласта в совместных скважин по причине большего по сравнению с бобриковским пластового давления. Практически весь фонд нефтяных скважин добывает безводную нефть, кроме скважин №№ 202, 219, 236, 238, 239 появление воды в которых обусловлено продвижением контура ВНК внутрь залежи, продвижение которого в свою очередь интенсифицируется работой приконтурных нагнетательных скважин системы ППД. 2.2 Анализ состояния фонда скважин Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2017г. приведена в таблице 4. Таблица 4 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2017г
Технологический режим работы нефтяных скважин Бобриковксого Арланского пласта месторождения на 01.01.2017 года приведен в табл. 5 и 6. На 1.01. 2017 г. добывающий фонд бобриковского пласта составляет 33 скважин. Все скважины в работе. Средний дебит скважин по нефти равен 29 т/сут. Дебит скважин по жидкости от 12 до 100 м3/сут. Средний дебит скважин по жидкости равен 35,6 м3/сут. Таблица 5 Распределение скважин по дебиту нефти на 01.01.2017 г.
Таблица 6 Распределение скважин по обводненности на 01.01.2017 г. приведено в таблице ниже:
Эксплуатация скважин осуществляется механизированным способом. В зависимости от глубины спуска насоса, напора и дебита скважины по жидкости, в высокодебитных скважинах применяются установки электроцентробежных модульных насосов: УЭЦНМ5-50-1700, УЭЦНМ5-50-2000, УЭЦНМ5-20-1800, УЭЦНМ5-20-2000, УЭЦНМ5-80-1550, УЭЦНМ5-80-1800. 75% скважин работают с обводненностью от 1 до 8 %. 25 % фонда имеет обводненность от 60 до 98 %. На Арланском месторождении все 33 добывающие скважины бобриковской залежи эксплуатируются установками электроцентробежных насосов, поэтому повышение эффективности добычи нефти с помощью УЭЦН является особо актуальной задачей. В зависимости от глубины спуска насоса, напора и дебита скважины по жидкости, в скважинах применяются установки электроцентробежных модульных насосов: УЭЦНМ5-20-2000, УЭЦНМ5-25-2000, УЭЦНМ5-30-1650, УЭЦНМ5-30-1700, УЭЦНМ5-30-1800, УЭЦНМ5-30-1850, УЭЦНМ5-30-2000 УЭЦНМ5-35-1950, УЭЦНМ5-35-2000, УЭЦНМ5-45-1600, УЭЦНМ5-45-1750,УЭЦНМ5-45-1800, УЭЦНМ5-45-1950, УЭЦНМ5-50-1550, УЭЦНМ5-50-1700,УЭЦНМ5-50-2050, УЭЦНМ5-50-2150, УЭЦНМ5-60-1700, УЭЦНМ5-60-2000, УЭЦНМ5-60-2200, УЭЦНМ5-80-2000, УЭЦНМ5-80-2100. Необходимо правильно подобрать типоразмер УЭЦН к конкретным скважинам, для обеспечения надёжного вывода на режим и последующей работы. Большой ассортимент применяемых УЭЦН говорит о том, что для каждой скважины подбирался наиболее подходящий для нее насос. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2. Таблица 7 - Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН
|