Лактыбай Очистка. Содержание введение Геологическая часть
 Скачать 437.5 Kb.
|
|
3.2 Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт На многих многопластовых месторождениях и на одну нагнетательную скважину приходится более двух уже вскрытых (перфорированных) эксплуатационных объектов. Это делалось для поддержания пластового давления (объемов закачки воды) при ограничении капитальных вложений на строительство новых нагнетательных скважин. Известно, что совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и как следствие возрастают объем попутно добываемой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика совместной закачки воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических закачках воды в каждый из пластов. Противоречие «экономических соображений» и охраны недр при выборе эксплуатационных объектов уже сейчас можно урегулировать, если использовать технологию одновременно - раздельной закачки воды в несколько эксплуатационных объектов через одну скважину. Данная технология позволяет исследовать отдельно каждый из выделенных интервалов и устанавливать для них оптимальное значение репрессии с учетом существующих ограничений. Для реализации технологии используется скважинная установка, состоящая из колонны труб с несколькими пакерами, количество которых совпадает с количеством секций, причем каждая секция включает, по меньшей мере, одну скважинную камеру с клапаном, регулирующим поток. При этом один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб без или с термокомпенсатором, или отдельным телескопическим соединением для раздельного спуска и извлечения каждой секции из скважины, а также снятия напряжения колонны труб. На рис.1 приведена схема компоновки для закачки воды по трем эксплуатационным объектам (изолированным пластам). В правилах разработки нефтяных и газонефтяных месторождений под эксплуатационным объектом понимают «продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин» не исключающей ее совмещения с другими объектами, но имеющих индивидуальную систему воздействия, обеспечивающую дифференцированное управление фильтрационными потоками (полем пластовых давлений)». Если через одну нагнетательную скважину воздействуют на два неоднородных и гидравлически изолированных пласта двумя различными репрессиями, а со стороны добывающих скважин на те же пласты также создают совершенно независимые значения депрессий, то эти пласты следует рассматривать как отдельные эксплуатационные объекты разработки.  Рис. 7 Схема подземной компоновки ОРЗ нагнетательной скважины И наоборот, если при совместной эксплуатации нескольких пластов некоторые из этих пластов вообще не охвачены воздействием, например из-за низкой проницаемости или из-за невозможности создать на них предельный градиент давления, то вряд ли их можно относить к эксплуатационным объектам, так как в этом случае они ничем не отличаются от неперфорированных пластов. Самостоятельная сетка скважин на уровне каждого объекта нужна исключительно для обеспечения оптимального поля пластовых давлений, адаптированного к конкретным геолого-технологическим условиям выделенного объекта. При технологии одновременно раздельной разработки нескольких объектов это возможно обеспечить с помощью совмещенной для них сеткой скважин. В настоящее время проведена работа для нагнетательных скважин с четырьмя изолированными интервалами пластов, но существует принципиальная и техническая возможность значительно увеличить количество таких интервалов (объектов). Успешное внедрение данной технологии возможно на нагнетательных скважинах, имеющих открытый ствол до продуктивных пластов, что позволяет изменять режимы закачки воды в каждый из интервалов (пласт) путем смены регулирующих клапанов или штуцеров с помощью канатной техники и специальных инструментов. При использовании данной технологии можно контролировать закачку воды в каждый объект и оптимально регулировать процессы разработки – дифференцированно воздействовать на отдельные пласты за счет оперативного (сменой устьевого регуляторов или забойных регуляторов в соответствующих секциях) изменения режимов каждого из пластов скважины в широком диапазоне, что в конечном итоге позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи. Данная технология позволяет оптимизировать репрессии, изменять направления фильтрации, производить нестационарное заводнение даже в зимний период. Забойный регулятор типа 5 РД. Данный регулятор позволяет в зависимости от параметров пласта поддерживать заданное забойное давление или заданный расход воды в процессе закачки даже при изменении пластового давления и коэффициента приемистости. Устьевой регулятор типа 5 РР. Данный регулятор в отличие от традиционно используемых устьевых штуцеров позволяет оперативно изменять и поддерживать заданные значения устьевого давления, в частности при исследовании пластов. 4.1 Расчет времени разработки нефтяной залежи В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко. При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта  где:  - запас упругой энергии залежи; - коэффициент упругоемкости пласта; - объем пласта; - снижение давления, где:  - пористость; - коэффициент сжимаемости жидкости (нефти); - коэффициент сжимаемости среды (породы); где:  - начальное среднее пластовое давление; - текущее среднее пластовое давление.Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с , можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления. Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки. Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования. Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область. Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости. Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:  где:  - утечки закачиваемой воды в законтурную область; - средняя проницаемость пласта; - толщина пласта; - вязкость воды; - поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации; - давление на линии нагнетания; - начальное пластовое давление; - безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.3 Экономический раздел 3.1 Технико-экономические показатели Подсолевая структура Лактыбай выявлена сейсмическими исследованиями в 1973-75 гг. В результате проведения детальных сейсмических работ МОГТ в 1984-86 гг. были даны рекомендации под глубокое бурение на локальном поднятии Лактыбай. Глубокое поисковое бурение было начато в 1988 г. Первый приток нефти получен в скважине 14 из каменноугольных отложений. По состоянию на 01.09.1998 г. на месторождении Лактыбай пробурено 10 поисковых скважин - 14, 15, 16, 27, 28, 32, 34, 36, 37, 39 с общим метражом 46534 м. Затраты по видам работ приведены в таблице 11.1 Таблица 11.1
Общая стоимость проведенных работ на месторождении на 01.09.98 г. составила 23457624 $ США (1843769,246 тыс.тенге). 3.2 Казахско-Турецкие инвестиции на месторождение СП ТОО "Казахтуркмунай" было создано в 1993 году, учредительный договор подписали Министерство геологии и охраны недр Республики Казахстан и Турецкая Национальная Нефтяная Компания (ТПАО). В настоящее время 51% участия в СП имеет НК "КазМунайГаз", 49% принадлежит турецкой стороне. Условия деятельности совместного предприятия регламентируются Договором на разведку, разработку, переработку и сбыт нефти между Правительством Республики Казахстан и СП "Казахтуркмунай", заключенным 31 мая 1994 года. В соответствии с этим документом СП проводит работы в два этапа: период разведки (11 лет) и период добычи (25 лет с момента коммерческого обнаружения нефти). Согласно договору, обязательства по привлечению инвестиций на разведочные работы принимает на себя турецкая сторона. Затраты на разведку, не приведшую к коммерческому открытию углеводородов, считаются убытком иностранного инвестора. Начиная с коммерческого обнаружения нефти, инвестиции осуществляются обеими сторонами пропорционально долям в уставном капитале. Предприятие осуществляет полный цикл нефтяных операций, включая поиск, разведку, обустройство и разработку месторождений, строительство нефтепроводов до магистральных линий транспортировки нефти, транспортировку и реализацию нефти. К 1999 году предприятие завершило геологоразведочные работы первого этапа. Поисковые работы СП проводило на территориях Актюбинской, Атырауской, Западно-Казахстанской и Мангистауской областей Западного Казахстана, занимающих 25,9 тыс. и охватывающих 45 разведочных площадей. На 14-ти площадях получены положительные результаты. Общие извлекаемые запасы по этим площадям составили 29,7 млн тонн условного топлива по категории С1. За 7 лет Турецкая Национальная Нефтяная Компания инвестировала в проекты в Казахстане более $280 млн, в том числе около $80 млн было направлено на освоение месторождений Лактыбай, Акжар и Жанатан в Актюбинской области. В мае 1999 года было введены в промышленную эксплуатацию месторождение Западный Елемес и нефтепровод Сазтобе-Елемес-Опорная протяженностью 83 км. В 2000 году ТОО "Казахтуркмунай" начало опытно-промышленную эксплуатацию нефтяного месторождения Лактыбай (прогнозные запасы - 1,7 млн тонн нефти) в Актюбинской области на северо-западе Казахстана. В том же году был сдан в эксплуатацию нефтепровод Лактыбай-Кенкияк протяженностью 81 км и пропускной способностью 1 млн тонн сырья в год, обеспечивший условия для рентабельной разработки близлежащих мелких месторождений. В 2007 году СП "Казахтуркмунай" добыло 273,5 тыс. тонн нефти, по сравнению с 2002 годом добыча выросла в 2,7 раза (см. "Динамика добычи нефти с газоконденсатом СП ТОО "Казахтуркмунай" в 2002-2008 гг.").  3.3 Экономическая эфективность геологоразведочных работ Всего пробурено 10 поисковых скважин, из которых 8 оказались продуктивными, т.е. коэффициент продуктивности равен 0,80. В результате проведенных работ и подсчета, запасы месторождения Лактыбай оцениваются следующим образом: Извлекаемые запасы нефти категории С1 (тыс.т) - 1421 Достигнутые показатели экономической эффективности геологоразведочных работ приведены в таблице11.2 Таблица 11.2
|