Дипломная работа месторождение Корчагина. диплом Корчагина. Дипломный проект 121 с., 18 рис., 36 табл., 34 источников литературы
 Скачать 1.88 Mb.
|
2.2.1 Первая информация о месторождении им. Ю. Корчагина.При проведении спутникового мониторинга Каспийского моря в казахстанском секторе к северо-западу от п-ова Тюб-Караган (Мангышлак) на поверхности моря были обнаружены регулярно появляющиеся малоразмерные нефтепроявления (рисунок. 3.1) Они, по мнению специалистов ИТЦ «СКАНЭКС», свидетельствуют об активизации грифонов. Пятна обнаружены в ходе спутникового мониторинга нефтяных загрязнений морской поверхности, который выполняет Центр «СКАНЭКС» по заказу компании «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».  Рисунок. 3.1 Нефтяные пятна в Каспии со снимка спутника. Обнаруженные пятна, как правило, появляются повторно в одном и том же месте, создавая на поверхности моря двойные-тройные сигнатуры, имеют форму изогнутых нитей шириной 50-150 м, длиной 0,3-3 км и площадью менее 0,5 кв. км. Отмечена их пространственно-временная группировка в трех районах моря в секторе Казахстана. Наличие пятен было выявлено при съемках 20, 25, 29 мая и 1 июня. Причина появления пятен, а точнее причина того, почему подводные источники на дне стали активно выбрасывать из недр порции нефти, выясняется. С 2007 года после начала регулярного спутникового мониторинга нефтяных загрязнений Северного Каспия специалисты Центра «СКАНЭКС» фиксировали в определенных местах на поверхности моря как отдельные небольшие слики, так и их скопления. Возникло подозрение, что эти пятна имеют грифонное происхождение, что может быть связано с процессами в осадочных породах. Подобные пятна, но в значительно меньшем количестве в этом же районе были обнаружены на радиолокационных изображениях в 2010-2011 гг. Однако веских доказательств тогда найти не удалось. Последовательные съемки конца мая – начала июня 2012 г. подтвердили наши предположения, Грифоны приурочены к осевой зоне морского продолжения Тюб-Караганского вала и флексуры его южного крыла на границе с Беке-Башкудукским валом. Глубины моря здесь 10-20 м. Крупных залежей нефти и газа на этом участке, несмотря на бурение ряда скважин, пока не удалось обнаружить. Однако доказана нефтегазоносность отложений мезозоя и кайнозоя на локальных структурах как в открытой части моря на месторождениях им. Ю. Корчагина и «Хвалынское», так и на соседних участках. Данные геолого-геофизических исследований показывают, что благоприятные предпосылки для инъективных дислокаций недр с образованием грифонов, а также выбросов пластовых флюидов (вод, нефтей и газов) существуют, прежде всего, в водо-газонасыщенных пластичных глинистых толщах майкопской свиты (олигоцен), а также в глинистых толщах аптского, альбского и апшеронсокого ярусов. Какой из этих горизонтов или их совокупность сработал в настоящее время — сказать пока, трудно. Нужны дополнительные данные геолого-геохимических и геофизических исследований. Причиной активизации грифонов может быть совокупность разных факторов. Принятая компанией «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» стратегия спутникового мониторинга Северного Каспия с высокой частотой съемки (2 раза в 3 дня) позволяет с высокой вероятностью обнаруживать нефтяные загрязнения, которые могут сохраняться на поверхности моря в течение нескольких суток [ 29]. 2.3 Регулирование процесса разработки месторождения.Под регулированием разработкинефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки. Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых можно выделить следующие: технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.; экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйственных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную и экономическую эффективность. По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы (по Б. Т. Баишеву): без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин. К первой группе можно отнести такие методы регулирования: воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает улучшение гидродинамического совершенства и увеличение продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пласта в добывающих и нагнетательных скважинах; изменение технологических режимов работы скважин: добывающих (увеличение или ограничение подачи подъемного оборудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнетательных (увеличение или ограничение расходов закачки, повышение давления нагнетания, перераспределение закачки по скважинам, периодическая или циклическая закачка, создание повышенных давлений нагнетания и др.); одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях. Во вторую группу могут входить следующие методы регулирования: добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов; частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнетания добуриванием новых скважин и переносом закачки в существующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи); полное изменение системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и др.). Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) .месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основные задачи регулирования. На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти. На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования— обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействие на призабойную зону пласта. Эффективны также ограничение дебитов высокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Целесообразно также применение методов второй группы. Необходимость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей страны в нефтепродуктах изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации. На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта. Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др. Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравлически неразрывной связью системы «пласт—скважины—нефтегазоводосборные трубопроводы — установка подготовки нефти и воды — водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пределы и возможности методов регулирования обусловлены ограничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Различают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования. К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сначала увеличивается, достигая максимума, а затем может уменьшаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирования отборами по скважинам и регулирования процессом разработки. Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определяются условиями фонтанирования скважин (минимальное забойное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (рз≥0,75рн), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др. Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ресурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудования для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная пропускная способность трубопроводов, мощность насосных станций); системой подготовки нефти (максимальная производительность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность установок и пропускная способность). К планово-экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.). Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулирования [31]. Астраханский Государственный Технический УниверситетИнститут нефти и газа Кафедра «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» |