Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений (стр. 3 из 10)

2. Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Проведем анализ технико-экономических показателей Арланского УДНГ, представленных в таблице 1.

Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели Арланского УДНГ за 2006-2008 гг.

Показатели	2006	2007	2008
Добыча нефти тыс.руб	2168,5	2156	2181
Товарная нефть т.тн	2153,043	2140,664	2170,173
Валовая продукция тыс. руб.	1627180	1504413	1618174
Среднесуточн.дебит скважин по нефти на скважину отработанную действующего фонда тн/сут	2,3	2,2	2,2
Добыча жидкости т.тн	12119	13325	13913
Обводненность нефти (весовая ) %	82,1	83,8	84,3
Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию СКВ	27	30	28
в тч из разведки	2	2	3
Коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин	0,954	0,956	0,950
Выполнение объема капитальных вложений тыс.руб.	331856	700545	556037
в т.ч. эксплуатационное бурение тыс.руб	82429	119800	173315
разведочное бурение	58183	124000	77706
Строительство скважин	76762	173418	124632
Среднегодовая стоимость основных промышленно-производственных фондов по основной деятельности	2842535	3180431	3925996
Фондоотдача (выпуск валовой продукции на 1 руб. среднегодовой стоимости промышленно-производст.фонд.) руб	0,57	0,47	0,41

Начнем с анализа производственной программы. В 2008 году план по добыче нефти был перевыполнен на 3,1%. Годовой уровень добычи нефти в 2008 году, по сравнению с 2007 годом, увеличился на 25 тыс. тонн.

В то же время, объем товарной нефти увеличился и составил 101,4% от уровня 2007 года.

На рисунках 3 и 4 представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 5 лет работы НГДУ «Краснохолмскнефть».

Рис. 3 Динамика добычи жидкости

Рис. 4 Динамика добычи нефти

В течение последних лет, на фоне увеличения объемов добычи жидкости, добыча нефти постепенно снижается, что свидетельствует об увеличении степени обводненности скважин. В 2008 году было закачено больше воды, что повлекло за собой увеличение объемов добычи жидкости на 462,7 тыс. т.

Проведем подробнее анализ изменения объема добычи нефти и факторов повлиявших на это изменение.

Для наглядности составим таблицу 2 изменений данных за 2008 год по отношению к 2006 и 2007 году.

Таблица 2 - Изменение основных ТЭП

Показатели	абсолютное изменение		изменение в %
	2008- 2006	2008-2007	2008/2006	2008/ 2007
Добыча нефти тыс.руб	12,5	25,0	100,6	101,2
Валовая продукция тыс. руб.	-9006,0	113761	99,5	107,6
Среднесуточный дебит скважин по нефти на скважину отработанную действующего фонда тн/сут	-0,1	0	95,7	100,0
Обводненность нефти (весовая) %	2,2	0,5	102,7	100,6
Коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин	-0,004	-0,006	99,58071	99,37238

Среднесуточный дебит скважин по нефти падает, но в 2008 году благодаря проводимым мероприятиям он остался на уровне предыдущего года.

Видно, что обводненность добываемой нефти растет (рис. 5), что оказывает отрицательное влияние на добычу нефти. По сравнению с 2000 годом обводненность нефти (весовая) увеличилась на 2,2%.

Рис. 5 Динамика обводненности нефти (весовая) %

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин уменьшается, что влечет за собой уменьшение добычи нефти.

Количество нефтяных скважин увеличивается равномерно (рис. 6) с каждым годом примерно на 29. Благодаря этому поддерживается уровень добычи нефти.

Рис. 6 Динамика количества скважин (скв.)

2.2 Анализ состояния системы ППД

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов. При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса. При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон. Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них. Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов. Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны. На Арланском месторождении в разные годы проводились крупные эксперименты по опытно-промышленному испытанию методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее крупным из них была длительная закачка раствора ПАВ на Николо-Березовской площади. К сожалению, результат оказался отрицательным и эксперимент прекратили. К числу наиболее крупных относится также эксперимент по исследованию зависимости КИН от плотности сетки добывающих скважин на Новохазинской площади. Масштаб этих работ был уникальным. Полученные результаты однозначно доказали, что выработка запасов существенно определяется плотностью сетки. Кроме перечисленных экспериментов на месторождении в опытном и промышленном масштабах проводились работы по внутрипластовому горению (удалось организовать горение, но из-за наличия кислых продуктов результаты оказались отрицательными), интенсификации выработки недренируемых запасов маломощных пластов путем сокращения расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, полимерному заводнению, изменению направления фильтрации, закачке гелеобразующих композиций и др. Можно отметить, что разработка залежей среднего карбона и турнейского яруса до настоящего времени ведется бессистемно, так как собственной сетки скважин на эти объекты, так же как и системы поддержания пластового давления нет (кроме Вятской площади, на которой залежи каширо-подольского горизонта разбурены по собственной сетке скважин с применением заводнения). Разработка этих объектов в основном планируется за счет возвратного фонда. Всего пробурено около 9 тыс. скважин различного назначения. Обводненность продукции составляет 95 %. Добыча нефти снизилась до 4,2 млн. т/год. Из эксплуатации выведено более 1000 скважин. Отбор жидкости также снизился с 160 до 80 млн. т. За весь срок разработки добыто 457 млн. т нефти, в том числе 404,2 млн. т из ТТНК. Однако, несмотря на отдельные недостатки, разработка месторождения может быть оценена как удовлетворительная. Достигнутый КИН составляет 0,396, и состояние разработки позволяет надеяться, что утвержденный КИН будет достигнут. Технологическая схема ППД на Арланском УДНГ определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин. Можно выделить следующие принципиальные системы ППД Арланского УДНГ:

а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее;

б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую. При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП. При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод. Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину. Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт. Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые. В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом. В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки. В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки. Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки. Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины. Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура. В последние годы на Арланском УДНГ получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.