Разработка Арланского нефтяного месторождения

курсовая работа

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплутационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959г) и проекту разработки (1961г). После 1965 года - по утвержденной принципиальной схеме, в основу которой с небольшими изменениями, были приняты технологические решения проекта разработки 1961 года. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объедены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тысяч тонн. Начиная с 1971 года добыча постоянно снижается и в 1995 году составила 39% от максимальной.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 году (1484 ед.) к этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих скважин до 1987 года и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 году (51,4 миллиона м3 в пластовых условиях). В настоящее время наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3 т.е. на 7,4 %, Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита скважин и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и начиная с 1969 года превышал проектный. В 1965 году вместо предусмотренных 461 скважин работало 615. Фонд нагнетательных скважин наоборот, практически всегда был ниже проектного.

Обводненность превышала проектную практически в течении всего периода разработки. Так, по проекту 1958 года обводненность в 1964 году должна была составить 8,2% фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 года, в 1990 году планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

Начиная с 1990 года на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости - на 9,3%, фонда добывающих скважин - 3%, дебита жидкости - на 4,1%, фонда нагнетательных скважин - на 28,4%, закачки воды - на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Можно считать, что оно должно было начаться раньше, т.к. оставалось добыть всего 6,5% извлекаемых запасов. Очевидно, что сокращение фонда добывающих скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее. Однако темпы снижения прогнозировать невозможно по ряду причин:

во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции;

во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов;

в-третьих, совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ;

в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика до разработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные с не технологическими, а с коньюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям.

В 2010 году из всех объектов разработки НГДУ «Арланнефть» добыто 1875,5 тыс. тонн нефти и отобрано 44219 тыс. тонн жидкости. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 90,5 тыс. тонн, а отборы жидкости выросли на 2593 тыс. тонн. Падение добычи нефти обусловлено высокой выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки.

Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2010 г. составил по нефти - 2,3 т/сут и по жидкости - 54,2 т/сут. В 2004 году эти показатели составляли соответственно 2,7, и 56,9, т/сут. Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процентах дается ниже в таблице 1.2.

Делись добром ;)