Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки

3.2.1 Выделение эксплуатационных объектов в КТ-II

Выделение эксплуатационных объектов является составной частью проектирования рациональной разработки месторождения. При этом необходимо, чтобы выделенный объект удовлетворял следующим требованиям:

1. Эксплуатационный объект должен содержать достаточные запасы нефти для рентабельного ее извлечения при самостоятельной сетке скважин.

2. Эксплуатационным объектом может являться один мощный или несколько мелких нефтяных пластов отделенных на значительной территории от выше и нижележащих отложений пачкой непроницаемых пород.

3. Эксплуатационный объект должен обладать надлежащей эффективной толщиной.

4. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты, характеризующиеся одним и тем же литологическим составом и примерно одинаковой величиной пористости и проницаемости.

5. В один объект следует включать пласты, содержащие нефть с близкими физико-химическими свойствами.

6. Нефтяные пласты, объединяемые в один объект, должны характеризоваться близкими значениями пластового давления.

Вторая карбонатная толща (КТ-II) представляет собой сильно расчлененную непроницаемыми пропластками массивно-пластовую залежь с очень большим этажом нефтеносности. В средней части разреза (КТ-II) прослеживается выдержанная по площади пачка плотных толщиной до 50 м, которая послужила основанием для выделения в разрезе двух горизонтов КТ-II-1 и КТ-II-2. Толщина первого горизонта составляет примерно 190 м, второго - до 360 м.

По КТ-II-1 эффективная нефтенасыщенная толщина достигает до 68 м, количество нефтенасыщенных пластов-коллекторов достигает 17.

В КТ-II-2 на северном своде эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 45,5 м, на южном - 88 м. Количество нефтенасыщенных пластов-коллекторов на северном своде достигает 16, на южном - 26.

В настоящее время различными организациями Казахстана, России и США выполнены проработки путей освоения месторождения Алибекмола. В них наблюдается различный подход к выделению эксплуатационных объектов в разрезе КТ-II. Некоторые авторы считают, что всю вторую карбонатную толщу следует рассматривать как единый эксплуатационный объект, другие предлагают в качестве отдельных эксплуатационных объектов выделить КТ-II-1, КТ-II-2 север и КТ-II-2 юг. Соответственно необходимо бурить на КТ-II либо одну, либо две сетки скважин.

Неоспоримым преимуществом выделения КТ-II как единого эксплуатационного объекта является минимизация начальных капитальных вложений. Однако, как показывают исследования опыта разработки многопластовых объектов, это преимущество быстро теряется в процессе разработки эксплуатационного объекта. В частности об этом свидетельствует опыт разработки многопластовых объектов Мухановского месторождения 13 и соседнего месторождения Жанажол.

Установлено, что удельные коэффициенты продуктивности (продуктивность на 1 м нефтенасыщенной толщины) по скважинам многопластовых объектов значительно ниже средних значений по скважинам, которые эксплуатировали отдельные пласты. Это показывает, что не все вскрытые в многопластовом объекте пласты работают. Кроме того, пласты работают асинхронно, т.е. скорость выработки заключенных в них запасов различна. В результате отдельные пласты быстро вырабатываются и в дальнейшем по ним поступает в добывающие скважины вода, не совершающая полезной работы по вытеснению нефти из пористой среды. Это приводит к неблагоприятной динамике обводнения добываемой продукции, к снижению технологической и экономической эффективности разработки эксплуатационного объекта.

В связи с достоинствами и недостатками обоих вариантов выделения эксплуатационных объектов необходимо в настоящей работе рассмотреть оба варианта:

разработка нефтяной залежи КТ-II как единого эксплуатационного объекта;

разработка КТ-II с выделением двух эксплуатационных объектов: КТ-II-1 и КТ-II-2.

Рассматривая перечисленные выше требования к эксплуатационным объектам можно отметить, что эти объекты полностью удовлетворяют пунктам 1, 2, 3, 5 и 6 и частично пункту 4. В один эксплуатационный объект объединяются пласты с одинаковым литологическим составом, но обладающие различной пористостью и проницаемостью. Избежать этого в условиях месторождения Алибекмола невозможно. Поэтому в технологической схеме разработки необходима рекомендация методов и технологий, которые позволили бы в значительной степени избежать негативных последствий.

3.2 О выборе оптимальной плотности сетки скважин

скважина месторождение нефть вода

Важнейшим этапом проектирования разработки месторождения Алибекмола является установление оптимальной плотности сетки скважин для разбуривания эксплуатационных объектов. Обычно эта задача решается путем рассмотрения большого количества вариантов разработки с различной плотностью сетки скважин, из которых затем на основании экономического анализа выбирается наилучший.

В условиях очень сложного строения продуктивных объектов месторождения, его слабой изученности, высокой прерывистости коллектора такой перебор многочисленных вариантов очень трудоемок и не дает надежных результатов. В условиях месторождения Алибекмола гораздо продуктивнее метод получения на компьютерах функциональных зависимостей главных технологических и экономических показателей в зависимости от плотности сетки скважин и при различных системах воздействия на пласт. Соответствующий метод был разработан в 90-х годах в Гипровостокнефти и учитывает следующие основные положения:

использование при расчете технологических показателей разработки характеристик вытеснения, определенных при компьютерном моделировании с использованием трехмерной трехфазной модели фильтрации;

применение современной методики экономической оценки показателей разработки (времени окупаемости, рентабельности, чистого дохода), позволяющей произвести оптимизацию по максимуму накопленного дисконтированного потока наличности (НДПН);

рассчитываются зависимости НДПН и коэффициентов извлечения нефти (КИН) от плотности сетки скважин для соответствующих систем разработки.

Расчеты производились с применением компьютерного моделирования в автоматизированном режиме, рассматриваются технологические варианты разработки нефтяной залежи с плотностями сеток скважин в диапазоне от 10 до 58 га/скв., для каждой из задаваемых систем разработки определялась оптимальная сетка скважин по максимуму НДПН.

Результаты расчетов оптимальной плотности сетки скважин представлены по объектам КТ-II-1 и КТ-II-2 зависимостями НДПН, чистого дохода и КИН от плотности сетки скважин, рис. 3.9-3.14. Указанные расчеты выполнены при следующих системах заводнения залежей: трехрядная блоковая система, девятиточечная и пятиточечная системы площадного заводнения.

Рассчитанные функции НДПН от плотности сетки скважин имеют максимум, соответствующий оптимальной плотности сетки скважин. При различных системах заводнения оптимальная плотность сетки скважин изменяется от 24 до 34 га/скв., т.е. оптимальное расстояние между скважинами изменяется от 500 до 580 м.

При более плотных сетках скважин могут быть получены лучшие технологические показатели (текущие отборы нефти, коэффициенты извлечения, улучшаются условия выработки нефтяной части), однако экономические показатели при этом ухудшаются.

Из рассмотрения графиков следует, что в области более плотной сетки скважин наблюдается интенсивное снижение НДПН, а в области более редкой сетки скважин, чем оптимальная, наблюдается весьма пологий ход кривой, с небольшим уменьшением НДПН. Следовательно, ошибка при определении оптимальной плотности сетки скважин в сторону принятия более редких сеток скважин, чем оптимальная, менее болезненна, чем ошибка в сторону принятия более плотной сетки скважин.

Учитывая результаты расчетов в качестве базовой плотности сетки скважин нами принимается плотность сетки скважин 36 га/скв., т.е. квадратная сетка с расстояниями между скважинами 600 х 600 м.

3.3 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

В настоящее время хорошо разведанной, наиболее продуктивной и полностью подготовленной к разработке является только южная часть месторождения, которая содержит подавляющую часть промышленных запасов нефти месторождения. Строение северной части месторождения изучено недостаточно и она нуждается в доразведке, для чего необходимо бурение разведочных и оценочных скважин. Поэтому в настоящем проектом документе решаются вопросы разработки только южной части нефтяной залежи КТ-II.

Газонефтяная залежь КТ-I, содержит лишь незначительные запасы нефти, имеет сложное геолого-физическое строение. На данной стадии изученности месторождения скважине 8 (низ толщи) 1127,6 мг/л. Количество выделяемого осадка за 1-24 часа может составить соответственно по скважинам от 91,9 до 184,3; от 49,1 до 103,1 и от 149,8 до 307,8 мг/л. Таким образом пластовые воды КТ-II нестабильны по карбонату кальция. По сульфату кальция воды КТ-II стабильны, т.к. дефицит насыщения рассматриваемых вод составляет соответственно 2110,0; 2930 и 3327 мг/л.

Артезианская вода альбсеноманского водного комплекса стабильна по составу.

Химическая совместимость артезианской воды альбсеноманских

отложений с пластовыми водами КТ-I и КТ-II.

Смешение артезианской воды альбсеноманского комплекса с пластовыми водами продуктивных пластов КТ-I и КТ-II не приведет к увеличению пересыщения смесей карбонатом кальция по сравнению с пластовыми водами КТ-I и КТ-II. Величина пересыщения смесей уменьшается с возрастанием доли артезианской воды в смеси. Таким образом, артезианская вода совместима с водами всех рассматриваемых продуктивных пластов. Образующиеся смеси будут отличаться по стабильности.

Смеси артезианской воды и воды КТ-I скважины 5 (верх толщи) и скважины 10 (низ толщи) стабильны по составу; смеси воды скважины 4 (средняя часть) стабильны по составу, если содержание в смеси пластовой воды не превышает 25 % по объему. При остальных соотношениях объемов вод в смесях количество выделяемого осадка за 1-24 часа не превысит соответственно 15,4 и 32,5 мг/л. По сульфату кальция смеси стабильны, т.к. дефицит насыщения смесей вод сульфатом кальция превышает этот показатель для самих пластовых вод.

Смеси пластовых вод продуктивных пластов КТ-II при содержании в них более 25 % по объему пластовой воды скважины 16 (верх толщи) или 50 % воды скважины 8 (средняя часть) или 40 % воды скважины 8 (низ толщи) - нестабильны по составу. Количество выделяемого осадка карбоната кальция составит за 1-24 часа минимально от 6,4 до 13,8 мг/л для смесей пластовой воды скважины 16 и артезианской и максимально от 130,3 до 269,1 мг/л для смесей вод скважины 8 (низ) и артезианской. Все смеси будут стабильны по сульфату кальция.

Пластовые воды КТ-I скважины 5 и скважины 10 стабильны по составу. Пластовая вода скважины 4 нестабильна. Абсолютное пересыщение составляет 190,8 мг/л. Количество выделяемого водой за 1-24 часа может составить от 17,0 до 35,9 мг/л осадка карбоната кальция. По сульфату кальция воды КТ-I стабильны.

Пластовые воды продуктивных пластов КТ-II нестабильны по карбонату кальция. Абсолютное пересыщение скважин 16; 8 (верх) и 8 (низ) составляет соответственно 545,7, 485,2 и 1127,6 мг/л. Количество выделяемого за 1-24 часа осадка карбоната кальция составит от 49,1 до 307,8 мг/л. По сульфату кальция воды стабильны.

Артезианская вода альбсеноманского комплекса стабильна по солевому составу. Артезианская вода альбсеноманского комплекса совместима с пластовыми водами продуктивных пластов КТ-I и КТ-II. Вследствие нестабильности пластовых вод КТ-II, ее смеси с альбсеноманской водой при содержании в них более 30-50 % пластовой воды в зависимости от глубины залегания пласта также будут нестабильны, но смеси будут выделять меньше осадка, чем сама пластовая вода.

Техника и технология добычи нефти и газа

В настоящее время весь фонд добывающих скважин работает фонтанным способом. Забойные давления колеблются в пределах 10,7-24,1 МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 24,2 МПа. Исходя из приведённых данных видно, что разгазирование нефти происходит в продуктивном объекте. При давлении на буфере 1-5,7 МПа и линейном давлении 0,1-2 МПа из скважин отбирается 30,8-180,9 м3/сут жидкости, газосодержание составляет 242-638 м3/сут. На перспективу намечается перевести ряд скважин на механизированную добычу. Для подъёма жидкости на поверхность предполагается использовать погружные центробежные установки. Из производственного опыта Самарской области известно, что глубины спуска установок ЭЦН могут достигать 2800 - 3000 м. На такой глубине стабильно работают 36 добывающих скважин.

По технической характеристике установок ЭЦН предельное допустимое наличие свободного газа на приёме насоса составляет 25 % по объёму, при применении газовых сепараторов допустимое наличие газа увеличивается до 50%. На месторождении Алибекмола в приведенном диапазоне спуска установок наличие свободного газа выше предельно допустимого для ЭЦН. Однако, учитывая тот факт, что скважины будут работать в полуфонтанном режиме с постоянным охлаждением двигателя ЭЦН, то работа установок будет происходить в нормальном режиме. Вместе с тем не стоит увеличивать отборы жидкости из добывающих скважин больше существующих. Возросший дебит может привести к снижению забойных давлений и прекращению полуфонтанного режима, которое повлечет за собой выход из строя центробежных установок.

В качестве альтернативного способа подъёма жидкости из добывающих скважин на месторождении Алибекмола может быть использован безкомпрессорный газлифт. В качестве источника газа можно задействовать газовые скважины, перфорированные на пласт К-1. Такой способ подъёма был применён на 25 скважинах Самотлорского месторождения в Западной Сибири. Рабочее давление газа составляло 46-110 атм., удельный расход газа 48-280 м3/м3, дебиты по жидкости 25-583 м3/сут.

При распределении фонда добывающих скважин на фонтанные и работающие механизированным способом принималось, что, начиная с 2010 г., основным механизированным способом эксплуатации скважин будет газлифт.

3.4 Требования и рекомендации по качеству воды, используемой для заводнения

3.4.1 Общие требования

Заводнение продуктивных пластов месторождения Алибекмола предполагается с использованием двух источников водоснабжения:

· артезианской воды альбсеноманского комплекса;

· пластовых сточных вод.

Основными техническими требованиями к рабочему агенту для заводнения являются:

· сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин;

· предотвращение осложнений при эксплуатации нагнетательных скважин из-за инкрустации подземного оборудования неорганическими солями;

· предупреждение коррозионного износа водоводов системы ППД и оборудования скважин;

· предупреждение жизнедеятельности сульфатвосставнавливающих бактерий в призабойной зоне нагнетательных скважин.

На основе данных технических требований формулируются требования к качеству подготовки закачиваемых вод.

Подготовка закачиваемых вод базируется на технических решениях, рекомендуемых к рассмотрению и реализации в разделе 6.5 и обеспечивающих сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин.

Данные технические решения основываются на обоснованных требованиях к качеству закачиваемых вод, в частности к качеству пластовых сточных вод по допустимому содержанию эмульгированной нефти и механическим примесям, обоснование которых приводится в разделе 6.4.1.

Предотвращение солеотложений достигается выбором источника водоснабжения. Это рассмотрено в разделе 3.4.4.3, в котором показано, что техническая вода выбранного источника водоснабжения химически совместима с пластовыми водами, поэтому осложнений в эксплуатации нагнетательных скважин из-за солеотложений не ожидается. .

Подавление жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, результатом которой является появление биогенного сероводорода в продукции добывающих скважин, не является актуальной задачей при обустройстве месторождения Алибекмола, так как в добываемой нефти содержание сероводорода существенно превышает количество, образующееся при развитии сульфатредукции. Например, на Узеньском месторождении количество биогенного сероводорода в продукции скважин составляло 10-20 мг/л по данным на 1990 г.

3.4.2 Требования к качеству воды по степени очистки

Требования к качеству воды, используемой для заводнения, предъявляются по широкому спектру показателей. В настоящем разделе рассматриваются требования к качественной характеристике пластовых сточных вод по показателям, предусмотренным РДС 39-01-041-81, т.е. по содержанию нефти и механических примесей в закачиваемой воде.

Требования к качеству воды по этим показателям основываются на данных по физико-гидродинамической характеристике продуктивных коллекторов, изложенных в разделе 2.4.

Наиболее важными являются сведения о литологической характеристике продуктивных пластов, пористости, проницаемости, а также развитии трещиноватости.

Продуктивные толщи (КТ-II-1 и КТ-II-2) сложены известняками с прослоями доломита, глин, редко конгломератов. Коллекторами нефти служат известняки и доломиты.

Известняки неравномерно пористые, трещиноватые и стилолитизированные, редко в отдельных прослоях окремнелые и доломитизированные.

Цемент контактного, порового типов, представлен тонко- и мелкокристаллическим кальцитом, редко ангидритом.

Открытые поры осложнены процессом выщелачивания до образования мелких каверн. Поры часто сообщаются посредством тонких межформенных канальцев.

Трещиноватость приурочена к плотным прослоям пород. Открытые трещины неровные, слабо извилистые, огибающие форменные остатки, литогенетические, раскрытостью 5-30 мкм, иногда осложнены полостями выщелачивания, ориентированы параллельно наслоению пород или под углом 30оС. Прослоями горизонтальные трещины расположены кулисообразно на расстоянии 0,5-5 см друг от друга. Стенки трещин неровные. Открытые трещины, расположенные перпендикулярно наслоению, встречаются редко.

Доломиты мелкокристаллические, вторичные, сложены кристаллами ромбоэдрической и неправильной формы, замутненными пелитовым материалом. Пористость неравномерная. Форма пор угловатая, неправильная, с частично закругленными углами. Размер пор 0,02 - 0,35 мм.

Количественная оценка параметров трещиноватости показала, что емкость трещин незначительна, составляет сотые-десятые доли процента. По пласту КТ-II-1 раскрытость трещин 15-20 мкм, по пласту КТ-II-2 раскрытость трещин 5-30 мкм.

Как упоминалось выше, трещиноватость приурочена к уплотненным прослоям пород. Для этих пород характерен порово-трещинный тип коллектора. В эффективных прослоях трещин нет, присутствуют поры вышелачивания и здесь коллектор порового типа. Средняя проницаемость по пласту КТ-1 - 0,0176 мкм2 по пласту КТ-II-1 - 0,008 мкм2 по пласту КТ-II-2 - 0,0105 мкм2 .

В условиях, когда эффективные толщины объектов весьма значительны, как это наблюдается в Алибекмоле, погрешности определения коэффициента проницаемости могут быть очень велики. Данные керна дают, по-видимому, заниженные значения проницаемости. Хотя трещиноватость коллектора относительно невелика, тем не менее

присутствие трещин установлено, и они, хотя и незначительно, увеличат значение проницаемости коллектора. Косвенным показателем влияния трещиноватости на повышение проницаемости пород коллекторов являются результаты определения продуктивной характеристики скважин, которая является относительно высокой. Так, средний удельный коэффициент продуктивности составил: по пласту КТ-1 - 0,339, по пласту КТ-II-1 - 0, 548, по пласту КТ-II-2 - 0, 261 мЗ/сут . МПа м. Таким образом, по результатам изучения коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения Алибекмола, последние отнесены к порово-трещинному типу пород - коллекторов.

В соответствии с РДС 39-01-041-81 для этого типа коллекторов устанавливаются следующие нормативные показатели по содержанию:

· нефти до 15 мг/л;

· механических примесей до 15 мг/л.

Дисперсность частиц в закачиваемой воде не должна превышать 10 мкм.

В пластовой сточной воде, поступающей в систему ППД, не должно содержаться свободного углеводородного газа, а содержание кислорода в соответствии с ОСТ 39-225-88 не должно превышать 0,5 мг/л.

3.4.3 Требования к технологии подготовки воды

В соответствии с требованиями к рабочему агенту для заводнения технология и используемое для ее осуществления оборудование должны обеспечивать получение дегазированной и стабильной по химическому составу пластовой сточной воды, содержащей не более 15 мг/л нефти и 15 мг/л механических примесей. Кроме того, вода после ее очистки и подготовки должна содержать не более 0,5 мг/л кислорода и иметь низкую коррозионную агрессивность (менее 0,1 мм/год). Имеется также еще одно дополнительное требование к технологии и оборудованию, связанное с особенностями разработки месторождения Алибекмола. В соответствии с перспекивным планом добычи нефти количество попутнодобываемой воды будет нарастать постепенно и только в 2031 году достигнет максимума - 3351,1 тысяч тонн в год. Поэтому при вводе в эксплуатацию мощностей по подготовке рабочего агента следует предусмотреть этапность в строительстве, по которой подготовка воды до ввода в эксплуатацию комплекса по подготовке нефти производится по временной технологической схеме.

Ниже приводится описание трех вариантов технологических схем, которые удовлетворяют перечисленным выше требованиям.

3.4.4 Рекомендации по технологии подготовки воды

Первый вариант схемы является временным, а два других скомпонованы на основе оборудования фирмы Sеrck Bеаkеr и фирмы Реtrеcо.

1 вариант (рис. 3.12). Пластовая вода и промливневой сток (после его предварительной подготовки) поступают на первую ступень очистки - в напорный отстойник О, в котором производится удаление грубодисперсной составляющей загрязнений. После отстойника вода проходит дегазатор Д и направляется на вторую ступень очистки - в резервуар Р. Очищенная и дегазированная вода обрабатывается ингибитором коррозии и насосом Н-1 подается в систему заводнения.

II вариант (рис.3.13). Пластовая сточная вода с УПН и промливневой сток, обработанный кислородопоглотителем и бактерицидом, поступают в блок гидроциклонов Г-1, предназначенный для очистки воды от механических примесей. После гидроциклонов Г-1 вода поступает в блок гидроциклонов Г-2, в которых производится очистка воды от нефти. Очищенная вода проходит буфер-дегазатор БД, после чего насосом Н-1 подается в систему заводнения. На прием насоса Н-1 подается ингибитор коррозии.

Уловленные в блоке гидроциклонов Г-1 механические примеси (нефтешлам) поступают в шламонакопитель ШН, откуда периодически вывозятся специализированным автотранспортом для захоронения.

Нефть, уловленная в блоке гидроциклонов Г-2 вместе с газом, выделившимся из воды сбрасывается в дренажную емкость (на схеме не показана). Газ из буфера-дегазатора сбрасывается на факел.

III вариант (рис.3.14). Пластовая сточная вода с УПН вместе с промливневым стоком, обработанным кислородопоглотителем и бактерицидом, поступает на первую ступень очистки - в напорный пластинчатый отстойник 0. Пройдя отстойник, вода направляется на вторую ступень очистки - во флотатор Ф, в котором реализуется принцип турбулентной флотации углеводородным газом.

Временная схема водоподготовки

(до введения в эксплуатацию комплекса по подготовке нефти и воды)

I вариант

г

н Д и

Вода с УПН О P В нагнeтатeльныe

скважины

Н-1

Подготовлeнныe пpомливнeвыe

воды

О - напорный отстойник; Д - дегазатор; Р - резервуар; Н-1 - насос;

н - нефть; г - газ; и - ингибитор коррозии

Рис. 3.12

Принципиальная схема полной подготовки на основе оборудования фирмы Sеrck Bаkеr

II вариант

н + г

г и

Вода с УПН

Г-1 Г-2 БД В пласт

к Н-1

Б

ШН

Пpомливнeвый

сток Шлам на вывоз

Г-1, Г-2 - гидроциклоны, БД - буфер-дегазатор, Н-1 - насос, ШН - шламонакопитель,

г - газ, н - нефть, к - кислородопоглотитель, Б - бактерицид, и - ингибитор коррозии

Рис. 3.13

Принципиальная схема полной подготовки сточной воды на основе оборудования фирмы Реtrеcо.

III ваpиант

н

г пeна г г и

н

Вода О Ф БД В пласт

с УПН

к Н-1

Б БОП н

ШН

Пpомливнeвый

сток ш

На вывоз

О - пластинчатый отстойник; Ф - флотатор, БД - буфер-дегазатор; Н-1 - насос; БОП - блок обработки пены;

ШН - шламонакопитель;

г - газ; н - нефть; ш - шлам; и - ингибитор коррозии; к - кислородопоглотитель; Б - бактерицид

Рис. 3.14

Очищенная вода, пройдя буфер-дегазатор БД, насосом Н-1 подается в систему заводнения. На прием насоса Н-1 подается ингибитор коррозии..

Нефть, уловленная в отстойнике 0, возвращается на УПН, а механические примеси, осевшие на дно отстойника (нефтешлам) - в шламонакопитель.

Пена, уловленная во флотаторе Ф, выводится на блок обработки пены БОП, где разделяется на нефть, газ и нефтешлам. Газ из флотатора, блока обработки пены и буфера-дегазатора сбрасывается на факел, нефть из блока обработки пены возвращается на УПН, а шлам из шламонакопителя ШН и блока обработки пены - БОП периодически вывозится для захоронения.

Сооружения по варианту 1 должны рассматриваться в качестве временных, т.к. качество очищенной воды не будет удовлетворять установленным требованиям.

Вариант 2 отличается тем, что за счет применяемого гидроциклонного оборудования реализуется энергия потока воды для ее очистки от нефти и механических примесей. Однако требования по очистке воды до частиц диаметром более 10 мкм должны быть подтверждены производителями гидроциклонного оборудования.

В связи с этим, более надежным представляется вариант 3 с использованием пластинчатых отстойников и флотаторов, в которых в качестве рабочего агента используется углеводородный газ.

На установке очистки пластовой сточной воды по варианту 3 могут быть гарантированно достигнуты требования по качеству воды, используемой в заводнении.

Однако при проектной проработке этого варианта необходимо обратить внимание на технические решения по обработке и утилизации пеношлама.

3.5 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения

Технология применения того или иного метода воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пластов осуществляется в соответствии с технологическими регламентами на эти методы воздействия. При осуществлении этих методов воздействия на пласт рекомендуется использовать передвижные установки для приготовления и закачки в пласт различных гелеобразующих композиций УДР-32М, УППР-РИР, УПГР-ГОС и другие. Эти установки, разработанные и выпускаемые фирмой ОТО (г.Самара), предназначены для приготовления гелеобразующих полимерных растворов для воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Оборудование установок смонтировано в автофургоне КГА с шасси повышенной проходимости. Установки являются мобильными комплексами, в которых находится оборудование, объединенное технологическими связями. Управление работой оборудования установок осуществляется оператором с пульта управления, размещенного в автофургоне. Одна из этих установок в настоящее время используется на месторождениях АО «Кумколь-Лукойл» в Казахстане.

Выводы и рекомендации

Выводы

1. Современное состояние разработки карбонатной толщи КТ-II является неудовлетворительным. Причиной этого является изменение представлений о геолого-физическом строении карбонатной толщи, в связи с чем гидродинамическая трехмерная модель КТ-II, использованная при проектировании разработки месторождения, оказалась не соответствующей фактическому строению карбонатной толщи.

2. Гидродинамическая замкнутость нефтяных залежей в продуктивных пластах карбонатной толщи и отставание в заводнении месторождения привели к сильному снижению пластового давления в основных пластах карбонатной толщи.

3. Анализ состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин свидетельствует об удовлетворительном техническом состоянии скважин, по данным исследования ГИС по контролю за разработкой в скважинах не отмечено нарушений обсадной колонны, заколонных перетоков жидкости.

4. Новая структурная модель совместно с данными по скважинам позволила детализировать продуктивный разрез и выделить в нем 12 продуктивных горизонтов со своими площадями нефтеносности. Недоизученным остается район северного свода, где имеющиеся сейсмические материалы малоинформативны, фонд пробуренных скважин мал.

5. Для оптимизации объекта разработки принять 9 точечную систему расположения скважин с плотностью сетки 600Ч600м и организацию площадного заводнения с применением гелеполимерного состава ;

6. С целью вовлечения в разработку ранее не участвовавших участков, а именно слабодренируемых пропластков применить метод гелеполимерного воздействия (ГПВ) на продуктивные пласты который основан на изоляции высокопроницаемых участков пласта и является представителем методов повышения нефтеотдачи пласта.

7. В качестве процедуры нагнетания рассматривается циклическая закачка гелеполимерного раствора с чередованием закачки воды. вследствие чего фильтрационно-емкостные свойства этой зоны выравниваются, что обеспечит эффективность метода и уменьшение материальных затрат на реагенты.

Рекомендации

- В новых пробуренных скважинах рекомендуется провести раздельное опробование пластов с проведением полного комплекса гидродинамических исследований скважин, определением продуктивности, гидропроводности, скин-фактора, отбором и анализом глубинных проб пластового флюида и по полученным результатам принять решение о том, какой пласт рационально разрабатывать.

- В Уточненной технологической схеме разработки месторождения необходимо будет предусмотреть более масштабные мероприятия по переходу на раздельную разработку и раздельное ППД продуктивных пластов.

- В условиях реализуемой системы разработки месторождения Алибекмола необходимо продолжение работ по вовлечению в разработку низкопроницаемых пластов, обеспечивающих максимальное извлечение запасов нефти и равномерную выработку запасов пластов. От проводимых кислотных обработок на месторождении увеличение дебита скважин в среднем составило 35 т/сут.

- С учетом накопленного положительного опыта по применению ГКРП и других методов интенсификации добычи на соседнем месторождении Жанажол рекомендуется использовать опыт применения данных технологий.

- Рекомендуется запланировать дополнительный объем исследовательских работ по доизучению северного свода.

- Продолжить работы по изучению ФЕС пород (петрофизические параметры, изменение фазового состояния флюидов, коэффициентов вытеснения и т.д.).

- Изучить законтурную зону для выяснения ее активности.

- Новое представление о геологическом строении месторождения обуславливает необходимость проведения комплексного анализа всех научно-исследовательских работ, перестроения геостатической и седиментационной модели месторождения, пересмотра и обоснования количества подсчетных объектов, объектов разработки и выполнения пересчета запасов с обоснованием КИН.

Список литературы

1. Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Алибекмола. Отчет ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара, 2002 г.

2. Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации месторождения Алибекмола. Отчет ЗАО «НИПИнефтегаз», г. Атырау, 2004 г.

3. Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Алибекмола по состоянию на 01.04.2005 г. Отчет АО «НИПИ «Каспиймунайгаз», г. Атырау, 2005 г.

4. ОПР опытного участка с пробной закачкой газа в пласт на месторождении Алибекмола. Отчет ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара, 2005 г.

5. Отчет результатов исследования глубинных проб нефти месторождения Алибекмола, скважины 26 и 28, КазНИГРИ, 2002 г.

6. Отчет «Физико-химические исследования глубинных и поверхностных проб нефти и газоконденсатов четырех скважин месторождения Алибекмола», ОАО «Гипровостокнефть», 2002 г.

7. Проведение промысловых замеров, отбор глубинных и поверхностных проб, определение комплекса физико-химических свойств нефтей и газов на месторождении Алибекмола, ОАО «Гипровостокнефть», 2009 г.

8. Методическое указание по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 39-0147035-202-87

9. Отчет «Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов месторождения Алибекмола (КТ-I, КТ-II) Актюбинской области Республики Казахстан по состоянию на 01.08.1994 г.», ОАО «АктюбНИГРИ», Актобе, 1994 г. Авторы: А.А. Абаханов, З.Е Булекбаев, Л.Г. Шурыгина и др.

10. «Промежуточный отчет о результатах проведенных ЗД сейсморазведочных работ на месторождении Алибекмола по контракту № 55/01-863 для ТОО «Казахойл Актобе». Авторы: А.И. Калихова, Б.Б. Жаскленов и др.

11. Ибатуллин Р.Р. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения. - М.: Недра, 2004;

12. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2000;

13. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов - Казань: Таткнигоиздат, 1978;

14. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. - Казань: Издательство Казанского университета, 1999;

15. Бабалян Г.А. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.:Недра, 1983;

16. Бородин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения. - Нефтяное хозяйство, 1990;

17. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. - Казань. Таткнигоиздат,1978;

18. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.B. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида. - Нефтяное хозяйство. №2, 1996;

19. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.:Недра,1989;

20. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. - М.:Недра,1978;

21. Жданов С.А., Кулапин А.Я., Сафронов В.И. и др. Подбор технологий реализации методов увеличения нефтеизвлечения. - Нефтяное хозяйство, 1990;

22. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра. -1983;

23. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991;

24. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.:Недра, 1985;

25. Сургучев МЛ., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.:Недра.-1991;

26. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1998;

27. Коршак А.А., Шаммазов А.И. Основы нефтегазового дела. - Уфа, 2002;

28. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М. и др. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986;

29. Гиматудинов Ш.К., Ширховский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982;

30. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984;

31. «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д на месторождении Алибекмола». ОАО «Казахстанкаспийшельф», Алматы, 2002 г.

32. Отчет «Статическая модель месторождения Алибекмола», ТОО «Казахойл Актобе», 2011 г.

33. «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан», утвержденные Постановлением №745 правительства РК от 18.06.1996 г.

Размещено на Allbest.ru