Общие сведения о месторождении

На фоне обширной Арланской  структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и, как правило, не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

Вверх по разрезу структура  становится менее контрастной и  по пермским отложениям практически полностью нивелируется.

 

 

1.4  Нефтегазаностность

 

 

На Арланском месторождении  продуктивными являются 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК. (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского  яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.

Нижний предел пористости ТТНК определялся различными методами:

- по зависимости «пористость-толщина» - при минимальной толщине песчаников (0,8 м) пористость составляет 15%;

- по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 м пористость составляет 14,4%;

- по результатам обработки  материалов геофизических исследований  скважин (ГИС) - нижний предел пористости - 14-16%;

- по приемистости   нагнетательных   скважин   -   при   минимальной толщине работающих пластов (1,0-1,2 м) нижний предел составляет 14-16%;

- по скважинам, пробуренным  на не фильтрующемся растворе, при минимальной нефтенасыщенности  (30-33%) нижний предел - 15%;

- по связи «пористость-проницаемость».

Нижнему пределу пористости соответствует проницаемость 0,03-0,04 мкм2 (14-16% пористость). Однако в отдельных скважинах нефтенасыщенность отмечается и при пористости 12%.

Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости «начальная водонасыщенность-пористость» и  по геофизическим данным. Средние значения нефтенасыщенности составили: на Новохазинской - 85% и на Арланской - 87%.

 

 

1.5  Физико-химические  свойства нефти, газа, воды и  коллекторов продуктивных горизонтов  Арланского месторождения

 

 

Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м3, минерализация 750-80 мг-экв/100г; хлоридно-кальциевый тип, хлоридная группа, натриевая подгруппа S1, S2,А2

преобладают хлориды  натрия и калия ( 1-солёность 80-85%,2-16-20%)

Содержится йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 130-250 см3/л, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12, этан - до 3, пропан - 0,3, углекислоты до 1,5 %.

Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - В основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 мПа-с, коэффициенты сжимаемости 2,6-10-4 МПа, термического расширения -4-10-4/°C.

Воды законтурные и  подошвенные, имеют сходную характеристику. Резко отличаются Воды замкнутых участков внутри нефтяной залежи пласта CVI и СII Новохазинской площади. Большая плотность - 1182 кг/м3, минерализация - до 800 мг - экв/Ю г. Среднее начальное   пластовое давление - 14,1 МПа.

Нефть всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях 869-904 кг/м3, в среднем - 881 кг/м3, разгазированой 882-907 кг/м3, в среднем - 892 кг/м3. Давление насыщения (6,1-9,8) в среднем - 7,8 МПа. Вязкость в пластовых условиях 14-49 мПа-с. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м3/т), в среднем - 16,5. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

Пласт CVI - один из основных продуктивных пластов ТТНК. Толщина  пласта песчаников достигает 36 м. ВНК контролируется в основном структурным фактором и по площади месторождения меняется от - 1175 м на юго-востоке до 1188 м на северо-западе. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем по площадям меняется в пределах 82-87%. Пористость песчаников по многочисленным образцам керна составляет от 22 до 24%.нефтенасфщенная толщина по площадям в среднем около 5 м. проницаемость песчаников от 0,005-17 мкм2.

Пласт СVI0. Толщина песчаных пластов чаще составляет от 0,6 до 5,6 м на Новохазинской площади. Пористость песчаников в среднем на Новохазинской площади 20%. Проницаемость по керну составляет от 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. Нефтенасыщенность ластов составляет по Новохазинской площади - 76%. ВНК непосредственно определены в небольшом числе скважин и колеблются в пределах от - 1169 до - 1183 м.

Пласт CV. Толщина песчаников этого пласта меняется в узких  пределах от 0 до 5,0 м, преобладающая  толщина - около 2м. проницаемость песчаников на Новохазинской площади составляет 0,491 мкм2. пористость в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников в среднем составляет 73-76%. ВНК залежей определен в небольшом числе скважин и составляет около - 1177 м.

Пласт C|V. Толщина песчаников от 0,8 до 2,2 м. Пористость изменяется от 12 до 30%. Проницаемость - 0,22-0,76 мкм2. Нефтенасыщенность от 72 до 76%. Отметка ВНК изменяется от 1168 м до 1189 м. средняя толщина по площадям меняется незначительно и составляет 1,5-6 м.

Пласт QIVO - линзовидный  наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м. Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность -65-71%. Проницаемость от 0,2 до 0,9 мкм2.

Пласт СII. Толщины пласта наибольшая на Новохазинской площади  до 16 м. пористость песчаников колеблется от 12 до 30%. Проницаемость песчаников самая различная и составляет на Новохазинской площади- 1,6 мкм2.

 

 

1.6   Конструкция  скважин

 

 

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубине спуска обсадных колонн, диаметре обсадных колонн, диаметре ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество строительства скважины как долговременно  эксплуатируемого сложного нефтепромыслового  объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать: безусловное доведение  скважины до проектной глубины; осуществление  заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя; предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов; минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

В конструкции скважин  используются следующие типы обсадных колонн:

- направление - для  крепления верхнего интервала,  сложенного неустойчивыми отложениями.  Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

- кондуктор - для крепления  верхних неустойчивых интервалов  разреза, изоляции водоносных  горизонтов от загрязнения, установки  на устье ПВО, а также для  подвески последующих обсадных  колонн;

- промежуточная обсадная  колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении   последующего   интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

- эксплуатационная колонна  - для крепления и разобщения  продуктивных горизонтов и изоляции  их от других горизонтов геологического  разреза 

скважины. Предназначена  для извлечения нефти и газа на поверхность.

Промежуточные обсадные колонны могут быть:

- сплошные, то есть  перекрывающие весь ствол скважины  от забоя до устья, независимо  от крепления предыдущего интервала;  хвостовики - для  крепления только  необсаженного интервала скважины  с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м; может наращиваться до устья скважины;

- летучки - специальные  промежуточные обсадные колонны,  служащие только для ликвидации  осложнений и не имеющие связи  с предыдущими или последующими  обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются.

На Арланском месторождении  принята следующая конструкция  скважин:

- направление спускается  на глубину 5-50 метров (при наличии  Верхних неустойчивых слоев) цементируется  от забоя до устья;

- кондуктор перекрывает пресные Воды уфимской свиты и спускается на 20-40 м ниже, цементируется от забоя до устья;

- эксплуатационная колонна  спускается до проектной глубины,  т.е. ниже продуктивных отложений  на 20-40 м, цементируется либо полностью,  или на 100 м. Перекрывая предыдущую колонну (в зависимости от категории скважины по степени опасности проявлений нефти и газа). Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр скважины 215,9 мм, диаметр кондуктора 245 мм, диаметр долота для бурения под кондуктор-295,3 м

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Расчетно-техническая часть

 

2.1 Текущее состояние  разработки и динамика технологических  показателей эксплуатации месторождения

 

 

Фонд скважин.

По состоянию на 1.01.2006 года на площади пробурено 3062 скважины, в том числе: добывающих 1774, нагнетательных 579, контрольных и пьезометрических 144, водозаборных 39, ликвидированных и в ожидании ликвидации 514, поглощающих 12.

Добывающий фонд состоит  из 1426 действующих, в том числе  ШГН 944, ЭЦН 469, УЭДН 13 и 348 бездействующих скважин.

Нагнетательный фонд состоит из 460 действующих, 116 бездействующих и 3 находящихся в ожидании освоения скважин.

 Добыча нефти.

В 2005 году на Арланской площади в границах НГДУ Арланнефть  добыто  1170,353 тыс.т. нефти и  22934,162 тыс.м3 жидкости. Добыча нефти снизилась на 52,186 тыс.т или на 4,27%, добыча жидкости  увеличилась на 687,263 тыс.м³ или на  3,09%.

Средний дебит одной  скважины, оборудованной УЭЦН, составил в 2005 году по нефти 5,3 т/сут., по жидкости 129,2 м3/сут.

Глубинными штанговыми насосами добыто в 2005 году 25,90% нефти и 8,43% жидкости от общего  объема  годовой  добычи по площади. Средний дебит одной скважины, оборудованной ШГН, составил по нефти 0,9 т/сут., по жидкости 6,1 м3/сут.

Средний дебит одной  скважины, оборудованной УЭДН, составил 1,0 т/сут. нефти и 2,6 м3/сут. жидкости. В целом средний  дебит  одной скважины   составил  по  нефти  2,4 т/сут.,  по  жидкости  47,3 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2006 года накопленная  добыча  нефти с начала разработки составила 164431,681 тыс.т., что составляет 37,88 % от балансовых запасов.

Обводненность добываемой продукций.

По состоянию на 1.01.2006 года с  водой работают 1318 скважины или 92,4% действующего  фонда,  по степени  обводненности которые распределяются следующим образом:

     до 2 %             -   1;

     от 2 до 20 %    -  53;

     от 20 до 50 %  -  66;

     от 50 до 90 %  - 360.

В среднем в 2005 году попутно  с нефтью добывалось 59234 м3/сут воды. Всего за 2005 год  попутно с  нефтью добыто 21620,373 тыс.м3. воды. Среднегодовая  обводненность объемная в пластовых  условиях составила 94,03%. Весовая  среднегодовая  обводненность годом  обводненность увеличилась на 0,36%. Водный фактор за 2002 год составил составила 95,39%, по сравнению с 2001 18,47м3/т По состоянию на 1.01.2006 года попутно с  нефтью  добыто с начала разработки  993155,195 тыс.м3.  воды, накопленный  с начала разработки водный фактор  составляет 6,04 м3/т. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 95,57%  (весовая).

 Компенсация отбора закачкой и состояние пластового давления.

По состоянию на 1.01.2006 года  фонд  нагнетательных скважин составляет 579, в том числе действующий  фонд 460  скважина.

 

 

2.2. Характеристика используемого  оборудования 

 

 

          Основные характеристики УЭЦН .

1)Установка ЭЦН состоит  из погружного маслозаполненнного короткозамкнутого трехфазного электродвигателя ПЭД с гидрозащитой, центробежного многоступенчатого насоса ЭЦН, кабельной линии с муфтой присоединяемой к токовводу ПЭД, наземного электрооборудования - станции управления ШГС и трансформатора ТМПН. По особому заказу УЭЦН комплектуются дополнительно газосепаратором для отделения свободного газа на приеме насоса и системами контроля температуры, давления и вибрации в зоне подвески установки. Узлы УЭЦН и секции узлов соединяются между собой посредством фланцев, валы соединены шлицевыми муфтами. УЭЦН подвешивается на насосно-компрессорных трубах, через которые и откачивает добываемую жидкость на поверхность.

2)Рабочая среда - пластовая  жидкость : смесь нефти, попутной  воды (не более 99 %)  и газа (не  более 25 % без газосепаратора и до 55 % с ним)плотностью не более 1,4 кг/л; с температурой не более 90оС; с содержанием твердых частиц не более 0,1 г/л; с максимальной концентрацией сероводорода не более 0,01 г/л; с водородным показателем попутной воды (рН) 6-8,5; максимальным гидростатическим давлением в зоне подвески 230 атм.

3)Наружный диаметр  УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром : ЭЦН5 - 121,7 мм; ЭЦН5А - 130 мм; ЭЦН6 - 144,3 мм