CC BY
10EARTH SCIENCES
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОПТИМИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ АРМАН
Гусманова А.Г.
К.т.н., доцент, профессор кафедры «Нефтегазовое дело и геология», КГУТИ им. Ш. Есенова
Жолбасарова А. Т.
К.т.н., доцент, доцент кафедры «Нефтегазовое дело и геология», КГУТИ им. Ш. Есенова
Дуйсенбаева Г.М.
Магистрант, кафедра «Нефтегазовое дело и геология», КГУТИ им. Ш. Есенова
EVALUATION OF THE EFFECTIVENESS OF THE OPTIMIZED WATERFLOOD IN THE ARMAN FIELD
Gusmanova A.
Ph. D., associate Professor of the Department "Oil and gas business and Geology", KGUTI
Zholbassarova A.
Ph. D., associate Professor of the Department "Oil and gas business and Geology", KGUTI
Duysenbaeva G.
Graduate student, Department of "Oil and gas Geology", KGUTI
АННОТАЦИЯ
В данной статье рассматривается эффективность применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов на нефтяном месторождении Арман. ABSTRACT
In this article the effetivnost of the applied technologies of increase of oil recovery of layers on an oil field Arman is considered.
Ключевые слова: добыча, запасы, месторождение, нефть, скважина, гео лого-технические мероприятия
Keyword: production, stocks, field, oil, well, geological and technical actions
Глубокий кризис, охвативший казахстанскую экономику в начале 1990-х годов не обошел стороной и минерально -сырьевой комплекс. В эти годы в Казахстане резко сократились объемы добычи полезных ископаемых, в том числе и углеводородов. В эти годы произошел фактический развал геологоразведочной отрасли, последствия которого сказываются вплоть до настоящего времени.
Реформы в сфере недропользования, проведенные в предыдущие годы, реорганизация предприятий и отраслей минерально -сырьевого комплекса с учетом требований рыночнойэкономики позволили стабилизировать ситуацию и создали необходимые условия для выхода из кризиса и дальнейшего роста производства.
Сильный толчок в развитии геологоразведочной деятельности в конце 90-х и начале нынешнего столетия в нефтегазовой отрасли, реализация крупных инвестиционных проектов, направленных на освоение казахстанского сектора акватории Каспия, открытие и разработка новых месторождений углеводородов в сухопутной части Мангистауской области, в немалой степени способствовали улучшению общеэкономической ситуации в области и республике, в целом.
Интенсивный рост производства может быть обеспечен оптимальным соотношением производственных фондов и объемов выпускаемой продукции при условии рационального использования необходимых ресурсов производства. Интенсификация нефтегазодобычи имеет свои особенности и представляет собой комплексное внедрение более эффективных форм факторов производства.
В частности многими исследователями отмечается что, это может быть освоение новых объектов с залежами нефти и газа, обучение персонала управлению новейшим технико-технологическим оборудованием, поддержание пластового давления (ППД), внедрение новых методов воздействия на пласт, применение прогрессивных методов управления, обмен опытом с зарубежными партнерами, а также использование результатов последних инновационных решений. Интенсификацию нефтегазодобычи следует понимать, позволяющее более экономно использовать имеющиеся ресурсы и внедрять новейшие достижения технологий для улучшения конечных результатов - увеличение отбора нефти и газа [1].
В течение последних лет в нефтяной промышленности страны. наблюдается устойчивая тенденция ухудшения структуры запасов нефти. Это связано с увеличением числа вводимых в разработку
месторождении с трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ) нефти в низкопроницаемых коллекторах, в карбонатных коллекторах, в залежах высоковязкой нефти, в многослойных нефтегазовых залежах.
Повышение нефтеотдачи из многослойных пластов возможно только с применением различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), учитывающих геолого-физические особенности месторождения, включающих в себя оптимальный комплекс технических и технологических мероприятий.
Таким образом, интенсификация представляет собой комплекс геологических, технических и технологических мероприятий, позволяющих увеличить добычу УВ. В связи с высоким уровнем обводненности добываемой нефти и снижением дебитов скважин, интенсификация нефтегазодобычи актуальна для месторождений, вступивших на вторую и третью стадии эксплуатации.
Месторождение Арман находится на IV стадии разработки, поэтому для вовлечения в разработку
трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить эту задачу можно с помощью методов регулирования разработки заводнением, одним из которых является - применение повышенных давлений на линии нагнетания [2].
Применение повышенных давлений на линии нагнетания приводит к увеличению депрессии на пласт, что позволит применение форсированного отбора жидкости.
Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности их от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 1,5 - 3 %.
Распределение коэффициента приемистости нагнетательных скважин по объектам разработки с учетом допустимого увеличения устьевых давлений и полученных расчетным путем забойных давлений представлено в таблице 1.
Таблица 1
Распределение коэффициента приемистости по объектам разработки
№ скв Горизонт Ру Расчет. Рзаб Кпрпо гори-зонтам Кпрср за 2010г. Распред. по залежам Проект. Ру Расчет. Рзаб Расчет. Кпрср Кпрпо гори-зон-там
МПа МПа м3/сут м3/сут % МПа МПа м3/сут м3/сут
Ю-7 19.1 218.4 62.0 20.1 297.9
109 Ю-12 7.5 21.3 17.6 352.3 5.0 22.3 480 23.6
Ю-13 21.5 116.3 33.0 22.5 158.6
Ю-7 19.6 111.9 52.0 8.5 20.6 156.0
117 Ю-8 7.5 215.1 300
Ю-10 20.1 17.2 8.0 21.1 24.0
Ю-12 21.4 86.1 40.0 22.4 120.0
207 Ю-7 7.4 19.0 425.8 425.8 100 20.1 620 620.0
102 Ю-12 8.2 22.0 227.0 276.8 82.0 26.8 530 435.8
Ю-13 22.4 49.8 18.0 12.5 27.2 94.2
105 Ю-12 8 21.4 516.8 516.8 100 26.4 1200 1200.0
206 Ю-7 7.2 18.8 405.7 405.7 100 24.6 900 900.0
По полученным коэффициентам приемистости объем закачиваемой воды по основным объектам разработки составил:
II объект - 1974 м3/сут, при средней приемистости на одну скважину 493,5 м3/сут;
III объект - 1780 м3/сут, при средней приемистости на одну скважину 444,8 м3/сут;
IV объект - 225,8 м3/сут, при средней приемистости на одну скважину 126,4 м3/сут.
I объект разработки эксплуатируется на естественном упруго-водонапорном режиме. Залежь
объекта разбита на четыре блока, каждый из которых эксплуатируется одной добывающей скважиной. Забойные давления в добывающих скважинах в период эксплуатации снижались ниже давления насыщения нефти газом.
II, III, IV объекты - эксплуатируются с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Система разработки представляет собой однорядное сводовое размещение добывающих скважин с приконтурным размещением нагнетательных скважин. Забойные давления в добывающих скважинах
в период эксплуатации значительно ниже давления насыщения нефти газом.
Рассматривая динамику среднесуточного дебита нефти скважин в целом по месторождению Арман, отметим, что на существующем режиме разработки дебит нефти превышает расчетный дебит [2], что связано с проведением ремонтных работ по очистке забоев скважин и ревизии оборудования в 2009 -2010 гг.
За счет увеличения давления нагнетания дебит по нефти увеличивается на 3,8 % в 2012 г. Основное преимущество разработки объектов при оптимизированной системе ППД (ОСППД) путем увеличения давления в нагнетательных скважинах, снижение темпа падения дебита.
Применение данной технологии позволяет увеличить темпы отборов от извлекаемых запасов, по сравнению с разработкой на существующем режиме эксплуатационных объектов на месторождении Арман.
Среднесуточный дебит на одну добывающую скважину [3] увеличивается в 2013 г. до 13,3 т/сут, а затем в 2015 г. до 18 т/сут. Это связано с вводом из бурения одной добывающей и одной нагнетательной скважин, а в последующем переводом вы-сокообводненных скважин под закачку воды и перехода от приконтурногозаводнения к внутрикон-турному. Что позволяет увеличить охват площади эксплуатационных объектов заводнением, а также изменить потоки фильтрации.
Экономическая оценка применения данной технологии на месторождении Арман не проводилась, поэтому срок разработки оценивался по годовой добыче и среднесуточному дебиту нефти, приходящемуся на скважину. За величину рентабельного дебита нефти принималось значение - 3 т/сут на одну добывающую скважину, при годовом отборе в целом по месторождению не ниже 10 тыс.т. Таким образом, срок разработки месторождения Арман при существующем режиме эксплуатации
составляет 16 лет до 2026 г. включительно.При разработке ОСППД этот срок увеличивается и составляет 20 лет, до 2030 г. включительно.
При рассмотрениях накопленную добычу нефти по различным способам разработки месторождения Арман наиболее выгодным по объемам суммарной добычи выглядит вариант из проектного документа, объем накопленной добычи нефти на конец рентабельного срока разработки составит 3754,5 тыс.т, что соответствует утвержденному уровню извлекаемых запасов.
Вторым по суммарным отборам нефти лучшим выглядит вариант с применением ОСППД, накопленная добыча нефти в 2030 г. составит - 3639,2 тыс.т, что меньше утвержденных извлекаемых запасов на 115,3 тыс.т.
Наименее перспективным выглядит вариант разработки эксплуатационных объектов месторождения Арман на существующем режиме, суммарный объем добычи нефти по 2026 г. составит -3483,1 тыс.т, что ниже утвержденных извлекаемых запасов на 271,4 тыс.т, а также полученных при расчете с применением ОСППД на - 156,2 тыс.т.
Применение метода ОСППД увеличивает конечную нефтеотдачу, по сравнению с разработкой месторождения Арман на существующем режиме на 1,4 %, но все же не позволяет достигнуть утвержденного значения 34,3 %.
Литература
1. Ахмеджанов Т.К., Нуранбаева Б.М., Исмаги-лова Л.Т., Нурабаев М.Б. Инновационные способы вскрытия и разработки нефтяных и газовых месторождений на суше и море // Современные наукоемкие технологии. - 2013. - № 4. - С. 8-11.
2. Отчёт по теме «Проведение индикаторных исследований на объектах ТОО «СП «Арман» месторождение Арман», ТОО «ДемеуЭнерджи Групп», 2009 г.
3. Реконструкция насосной поддержания пластового давления на ЦППН месторождения Арман, ТОО «К^Рт^есг&СошиШ^», г.Актау, 2009 г.
