Разработка Арланского месторождения
оценить влияние небольших добавок ОП-10 в закачиваемуюводу на приемистость и охват пластов нагнетательных скважин; оценить адсорбцию ПАВ в реальных условиях;-- получить промысловые данные о влиянии закачки раствора ПАВ на темпы разработки, обводнения и нефтеотдачу.Эффективность закачки растворов ПАВ предполагалось выявить сравнением показателей разработки опытного и контрольного участков.Закачка растворов ПАВ была начата в 1967 г. и продолжалась до начала 1984-го. Причиной прекращения эксперимента является в основном отсутствие положительных результатов. В течение почти 17 лет было закачано 16,8 млн. м3 0,05% раствора ОП-10 (или 13489 т чистого ОП-10) при средней концентрации ПАВ 0,066%.В процессе эксперимента уточняли границы участков. Только в 1976 г. были выравнены плотность сетки и соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин.В ряде нагнетательных скважин, где проводилась закачка раствора ПАВ, при изливе наблюдалось резкое снижение его концентрации. Уже при отборе воды всего в 0,5-2,0 тыс. м3 концентрация ПАВ падала до 40--50% от исходной. Эти факты, видимо, являются следствием высокой адсорбции ПАВ уже в призабойной зоне пласта. Оценка влияния ПАВ на текущую нефтеотдачу по характеристикам вытеснения не выявила технологического эффекта.Оценка эффективности методом многофакторного корреляционного анализа показала, что возможна разница из-за различия геолого-физических свойств участков и условий их разработки. Установлено, в частности, что расчетная нефтеотдача опытного участка при заводнении меньше контрольного.По расчетам А. В. Ленчевского, зависимости удельной добычи нефти от обводненности для опытного и контрольного участков не отличаются друг от друга, т. е. преимущества вытеснения нефти раствором ОП-10 не выявляется.Таким образом, оценка эффективности закачки водных слабоконцентрированных растворов НПАВ (типа ОП-10) различными методами показала, что какого-либо реально значимого влияния этой технологии на нефтеотдачу и другие показатели разработки в процессе эксперимента не выявлено. По нашему мнению, подобные эксперименты, эффективность которых предполагается оценить по промысловым данным, возможны лишь при соблюдении ряда условий: размеры участков должны быть небольшими; число их должно быть достаточным для представительности результатов при оценке статистическими методами; участки должны быть полностью изолированными (тектонически или литологически); учет добываемой нефти и жидкости и объемов нагнетаемой воды или растворов должен быть раздельным; объем исследовательских работ должен соответствовать потребностям и неукоснительно выполняться.Как видно, ни одно из этих условий в данном эксперименте не соблюдалось. Понятно, что в этих условиях нельзя было и ожидать однозначного результата.Вывод и предложения Арланское месторождение отличается исключительно сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и физико-химическими свойствами флюидов, которые предопределили и сложности его разработки. Пласты основного объекта разработки, терригенной толщи нижнего карбона, нефтенасыщены на огромной площади.Коллекторы продуктивной толщи чрезвычайно неоднородны: в разрезе выделяется до 9 пластов-песчаников, развитых на площади месторождения неповсеместно; их толщины, пористость, проницаемость, глинистость варьируют в широких пределах.Нефть высоковязкая, с малой газонасыщенностью. Начальный гидродинамический режим большинства залежей замкнутый, упругий. Лишь в северной части месторождения в одном из основных пластов VI проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора.Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Проектирование велось по отдельным площадям, частям единого месторождения.Опыт разработки показал, что такой принцип проектирования вполне приемлем и себя оправдал. Разработка отдельных площадей как самостоятельных объектов разработки не привела к заметным осложнениям.В связи с высокой вязкостью нефти при проектировании разработки на начальной стадии основным был вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты, так как опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высоко эффективным способом разработки и позволило достичь почти 45 %-го извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы всего 18 % запасов.В то же время были допущены и просчеты. Так, не оправдало себя законтурное заводнение, а также разрезание рядами нагнетательных скважин залежей всех пластов. Явно недооценена роль избирательного заводнения, вследствие чего приходилось "встраивать" очаги в существующий жесткий "каркас" уже имеющегося линейного разрезания. Совершенно не было учтено наличие естественного активного водонапорного режима в VI пласте Арланской площади.Излишнее увлечение линейным разрезанием и запоздалый переход к массовой очаговой закачке воды привели к тому, что вплоть до заключительной стадии разработки не сформировалась законченная самостоятельная система заводнения на промежуточные пласты.Большой ошибкой, приведшей к существенным затруднениям в выработке запасов промежуточных пластов, было решение об объединении сильно разнородных по своим коллекторско-фильтрационным свойствам пластов в едином объекте разработки. Принятые в последние годы меры по разукрупнению объекта сильно запоздали.Несовершенство методики прогнозирования темпов обводнения привело к существенным просчетам в определении объемов и темпов извлечения попутной воды и закачки ее в продуктивные пласты. Принятое в первых проектных документах отключение скважин при обводнении продукции на 50 % практикой разработки было отвергнуто, хотя уже при составлении Генсхемы было ясно, что разработка месторождения будет связана с извлечением попутной воды в объемах, превышающих отборы из девонских месторождений, содержащих маловязкие нефти. Величина суммарной добычи попутной воды оказалась заниженной более чем вдвое.Соответственно оказались заниженными и объемы закачки воды. Из-за этой ошибки в процессе разработки возникли осложнения в переобустройстве систем энергетики, сбора, транспорта и подготовки нефти и воды и системы поддержания пластового давления.Плотность сетки скважин, предусмотренная Генсхемой, не обеспечивала достижение утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов, и поэтому уже в процессе разработки была изменена за счет уплотнения против проекта в 1,8 раза.Рекомендованное разное давление нагнетания на верхнюю и нижнюю пачки реализовано не было и вряд ли было бы осуществлено, так как в этом случае было бы необходимым строительство двух систем нагнетательных станций и коммуникаций.Максимальный уровень добычи нефти составил около 16 млн т, т. е. на четверть ниже проектного.Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем вдвое больше проектного.Бурение уплотняющих скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов небольших по толщине промежуточных пластов.Перечисленные недостатки объясняются в основном отсутствием в период проектирования опыта разработки месторождений, подобных Арланскому (сложное строение, высокая вязкость нефти).В качестве положительных результатов разработки Арланского месторождения можно отметить следующие:доказана эффективность заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти;на практике была доказана необходимость более плотных сеток скважин на подобных месторождениях; достигнутая реально плотность 10-12 га/скв, видимо, не является пределом и при более плотном разбуривании нефтеизвлечение было бы выше;на многопластовых сложных объектах разработка каждого из пластов должна с самого начала осуществляться самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин;--возможно, более рациональной была бы консервация промежуточных пластов в начальной стадии разработки и только после полного ввода основных пластов разбуривание их самостоятельной сеткой скважин;--форсирование отборов жидкости на месторождении позволило несколько повысить уровень добычи нефти, хотя убедительных свидетельств в пользу увеличения нефтеотдачи нет, поэтому этот метод следует использовать только после тщательного изучения его эффективности.Подводя итоги разработки Арланского месторождения, можно констатировать, что, несмотря на ошибки и сложности, в целом результаты оцениваются как хорошие. Достижение нефтеотдачи на уровне 43-44 % в таких сложнейших геологических условиях, несомненно, может считаться большой заслугой ученых и производственников Башкортостана. 4 Организационная часть4.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия при разработки нефтяных и газовых месторожденийВыполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования и проведения всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На этапе региональных работ выбор направления (и рационального комплекса исследований) должен проводиться на основе научно обоснованной геологической модели изучаемого региона. На стадии выявления и подготовки к поисковому бурению основное внимание необходимо обращать на комплексирование различных методов (структурное бурение, сейсморазведка и др.), проводить поиски ловушек различного типа (как структурных, так и неантиклинальных).На стадии поискового бурения полнота и рациональное изучение недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность или технически доступную глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов. С тем, чтобы избежать пропуска залежей в изучаемом разрезе, главным принципом проведения поисковых работ должен быть "принцип негативной оценки перспектив нефтегазоносности" -- т. е. всякий объект должен считаться перспективным, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.В процессе разведочных работ некомплексное проведение исследований и низкое качество интерпретации приводит к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов и положения ВНК, ГВК, ГНК. Это является причиной неправильной оценки народнохозяйственного значения залежи и больших потерь углеводородов в недрах. Поэтому разведка должна обеспечивать полноту изучения параметров, необходимых для подсчета запасов и составления технологической схемы или проекта опытно-промышленной эксплуатации.Одной из проблем охраны недр является освоение не только сырья (нефти и природного горючего газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера -- в газах, тяжелые металлы в нефтях), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее количество минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, составляет по Российской Федерации около 60 млн. м /год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-ценных компонентов попутные воды могут конкурировать с традиционными рудными источниками их добычи (например для лития). Утилизация полезной продукции из попутных вод месторождений наряду с очисткой менее минерализованных вод до уровня ПДК (предельно допустимых концентраций) будут способствовать сохранению окружающей среды.При разведке залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в результате интенсивной эксплуатации) необходимо применение облегченных растворов с тем, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с аномально высокими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально возможной. Геофизические исследования в перспективных интервалах необходимо проводить в минимальные сроки (не позже, чем через 5 суток после вскрытия), интервал исследования при этом не должен превышать 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его испытанием, так как это приводит к кольматации (загрязнению) интервала опробования и искажению представлений об истинной продуктивности пласта.Значительный ущерб может нанести интенсивная эксплуатация поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. На газонефтяных месторождениях снижение давления газовой шапки приводит к потерям при разработке нефтяной оторочки. На газоконденсатных залежах снижение давления ниже давления насыщения (давление конденсации) приводит к выпадению в жидкую фазу и потере тяжелых углеводородов.4.2 Охрана окружающей среды в процессе разработки продуктивных пластовПроведение геологоразведочных работ на нефть и газ сопровождается ростом нагрузки на окружающую среду, ее загрязнением и даже уничтожением. В результате во многих нефтегазоносных районах вплотную подошли к настоящим экологическим катастрофам. Отмечены значительные потравы лесов и сельскохозяйственных угодий, эрозии почвы, загазированность воздушной среды, загрязнение среды нефтепродукта и химическими материалами. В районе многих месторождений в результате заколонных перетоков засолонены тысячи источников питьевой воды. В связи с этим современный эти развития геологоразведочных работ на нефть и газ характеризуется тем, что охрана недр и окружающей среды стал одной из актуальнейших проблем.Охрана недр и окружающей среды -- это комплекс требований и научно-технических мероприятий в процессе геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых направленных на рациональное изучение и комплексное использование недр, предотвращение потерь полезных ископаемых и исключения отрицательного воздействия на. окружающую среду (поверхностные и подземные воды, почвы, леса и воздушный бассейн).В соответствии с законом Российской Федерации "О недрах" основными требованиями по охране недр при проведении геологоразведочных работ являются:соблюдение установленного законодательством порядка представления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами;обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;3)проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;проведение государственной экспертизы и государственного учета запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку; предотвращение загрязнения недр при проведении развязанных с пользованием недрами, особенно при подзеном хранении нефти, газа или иных веществ и материала захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;9)соблюдение установленного порядка, консервации и ликвидании предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения.Все работы по геологическому изучению недр, участки недр, предоставляемые для добычи полезных ископаемых, а также в целях, не связанных с их добычей, подлежат государственному учету и государственной регистрации по единой системе, установленной органом управления государственным фондом недр. ЗаключениеРазработка Арланского месторождения осуществляется с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения по генеральной схеме разработки, составленной УфНИИ в 1963-1964 гг.Сравнение фактических данных с проектными технологическими показателями показывает, что предоставление о процессах, протекающих в пласте, положенные в основу генеральной схемы разработки, в основном правильны. Имеются некоторые расхождения в дебитах скважин, темпах обводнения добываемой продукции, что связано с отстаиванием строительства объектов законтурного и внутриконтурного заводнения. Поэтому первоочередная задача разработки Арланского месторождения - освоение запроектированной системы заводнения. Необходимо достигнуть не только проектного уровня закачки воды, но и рационально распределить ее по эксплуатационным объектам и отдельным участкам месторождения.Как показывают технологические расчеты и фактические данные, добычи нефти сопровождаются излечением из пластов огромного количества попутной воды, что приводит к удлинению сроков разработки и к более низкой нефтеотдачи по сравнению с месторождениями, содержащими менее вязкую нефть.В качестве положительных результатов разработки Арланского месторождения можно отметить следующие: доказана эффективность заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти; на практике была доказана необходимость более плотных сеток скважин на подобных месторождениях; достигнутая реально плотность 10-12 га/скв, видимо, не является пределом и при более плотном разбуривании нефтеизвлечение было бы выше; на многопластовых сложных объектах разработка каждого из пластов должна с самого начала осуществляться самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин;-- возможно, более рациональной была бы консервация промежуточных пластов в начальной стадии разработки и только после полного ввода основных пластов разбуривание их самостоятельной сеткой скважин;форсирование отборов жидкости на месторождении позволило несколько повысить уровень добычи нефти, хотя убедительных свидетельств в пользу увеличения нефтеотдачи нет, поэтому этот метод следует использовать только после тщательного изучения его эффективности. Список используемой литературы1. Актуальные проблемы разработки и эксплуатации Арланского нефтяного месторождения. Сборник научных трудов АНК "Башнефть" № 103, Уфа -2005 .2. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш.,Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. - Уфа, РИЦ АНК "Башнефть ", 2004. 3. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М.: «Недра», 1988.4. Гукасов Н.А., Брюховецкий О.С., Чихоткин В.Ф. Гидродинамика в разведочном бурении. - М.: «Недра», 2000.5. Жуков А.И., Чернов Б.С., Базлов М.И., Жукова М.А.. Эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: «Гостоптехиздат», 1954.6. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика -Москва: «Недра», 1996.7. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. -М.: Недра, 2004.8. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.- М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2005.9. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной тех-нологии / Х.Х. Гумерский, А.Т. Горбунов, С.А. Жданов, A.M. Петраков // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. 10. РД 08 - 200 - 98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Москва, 2006.11. РД 39-0147035-254-88Р «Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза». Москва - Тюмень - Нижневартовск, 1988. 12. Сатаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев В.С., Панова Р.К., Тимашев Э.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений.-М.: «Недра», 1969.13. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2004.14. Силаш А.П.. Добыча и транспортировка нефти. Том 1. - М.: «Недра», 1980.15. Форест Грей. Добыча нефти. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001.16. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Тенологические способы повышения нефтеотдачи пластов. -Москва: «Недра» 1984.
