1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
Арланское месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично – на юго-востоке Удмуртской Республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия.
Месторождение, разрабатываемое силами нефтегазодобывающего управления «Арланнефть», открыто в 1955 году. Сбор нефти осуществляется по однотрубной системе и транспортируется по основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Добываемый с нефтью растворенный газ используется на местные нужды.
Разведочные работы на площади месторождения были начаты в 1947 году на основе структурно - поискового бурения и закончены в 1982 году. Всего пробурено 35 глубоких скважин. В результате проведенных работ промышленная нефтеносность установлена в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) и карбонатных коллекторах турнейского яруса.
Геологическое строение и географическая широта территории месторождения препятствуют возникновению таких опасных природных явлений, как землетрясения, карсты, просадки. По сейсмическому районированию нефтяные месторождения республики расположены на самой восточной окраине Восточно-Европейской платформы.
Геологический разрез Арланского месторождения представляет собой типичный разрез платформенной части Башкирии.
В пределах месторождения он вскрыт до глубины 1950 метров (скважина 191) и представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем.
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов приведена в таблице 1.
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов
Характеристика Тульско бобриковский горизонт Турнейский ярус
Средняя глубина залегания, м 1250 1400
Тип залежи пластовая пластовая
Тип коллектора поровый поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м2 23752 13863
Средняя общая толщина, м 19,6 7,2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3,6 1,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 0,8 0,6
Пористость, % 22,3 13
Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,780 0,820
Проницаемость, мкм2 0,503 0,06
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,96 0,9
Коэффициент расчленённости, доли ед. 1,03 1,02
Начальная пластовая температура, 0С 25 27
Начальное пластовое давление, МПа 11,8 12,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 25,8-33,9 72,2
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с 35,4-44,4 87
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,880-0,889 0,915
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,889-0,894 0,919
Абсолютная отметка ВНК, м 1186 1226
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,034 1,012
Содержание серы в нефти, % 2,7 2,98
Содержание парафина в нефти, % 2,4 2,6
Давление насыщения нефти газом, МПа 5.7-6.6 5,9
Газосодержание нефти, м3/т 14 8,4
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,65 1,65
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,17 1,17
Сжимаемость, 1/МПа·10-4 нефти 6,45 6,2
На терригенную толщу нижнего карбона, песчаные пласты которых являются основными коллекторами, приходятся основные запасы нефти Арланского месторождения. Тип залежи - пластовая, тип коллектора - поровый.
Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах. Средняя пористость продуктивных горизонтов ТТНК составляет 22,3%, проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала и составляет в среднем 0,5 мкм2.
При средней общей толщине 19,6м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пластов основного тульско - бобриковского горизонта составляет 3,6м. Эти же пласты обладают наибольшей неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами.
Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1186м.
Карбонатные породы здесь занимают подчиненное положение. Это органогенно-обломочные, зернистые известняки, доломиты турнейского яруса.
Средняя общая толщина пластов 7,2м, средняя нефтенасыщенная толщина не превышает 2-3м. Пористость известняков сильно различается и составляет в среднем 13%, проницаемость изменяется в широких пределах (от 0,001 до 1-2мкм2), в среднем 0, 06мкм2.
Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1226м. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет их трудность разработки. Нефти ТТНК тяжелые, плотность в пределах 0,880-0,889т/м3, вязкие, вязкость в пределах 25,8-33,9мПа·с, содержат серу -2,7%, парафин -2,4%. В турнейском ярусе нижнего карбона содержатся высоковязкие нефти-72,2мПа·с. Здесь же отмечено самое высокое содержание серы-2,98 % и парафина- 2,6 %.
Для того чтобы добытая нефть попадала в разряд товарной, ей необходимо пройти множество очисток. Tак как продукция обводненная, нефть проходит достаточно длительную стадию обезвоживания.
1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды ТТНК Арланского месторождения
При изучении физико-химических характеристик нефти и газа Арланского месторождения учитывались 142 поверхностных, 62 глубинных проб нефти, отобранных до 2011 года включительно.
Терригенная толща нижнего карбона. В поверхностных условиях изучены 121 проба из отложений ТТНК. Нефти исследованы как раздельно по каждому продуктивному пласту, так и в целом по разрезу, так как продуктивные пласты работают в основном совместно.
По данным исследований плотность пластовой нефти равна 0,885 кг/м 3, давление насыщения газом 5,2МПа, газосодержание при однократном разгазировании 8,3 м3/т, динамическая вязкость нефти 25,6 мПа*с
(таблицы 2-3).
Таблица 2
Свойства пластовой нефти тульского и бобриковского горизонтов ТТНК Арланского месторождения
Наименование параметра Количество исследованных Числовые значения
скважин проб Диапазон значений Принятые значения
Пластовое давление, МПа 5 5 10,1-13,4 11,8
Пластовая температура, оС 6 6 21-27 26
Давление насыщения газом, МПа 2 2 4,9-5,4 5,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 3 3 7,01-9,9 8,3
Плотность в условиях пласта, кг/м3 5 5 0,878-0,894 0,885
Вязкость в условиях пласта, мПа. с 5 5 18,6-37,5 25,6
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10 -4 1,04
Таблица 3
Физико- химическая характеристика дегазированной нефти Арланского месторождения тульского и бобриковского горизонтов ТТНК
Наименование параметра Количество исследованных Диапазон значений Среднее значение
скважин проб
Плотность при 20°С, кг/м3 29 38 0,881-0,939 0,896
Вязкость, мПА·С
при 20оС 15 24 24,3-161,9 48,2
Массовое содержание, %
Серы 15 22 1,29-3,67 2,7
Смол силикагелевых 13 17 12,6-53,4 20,17
Асфальтенов 18 21 4,4-14,44 7,8
Парафинов 14 18 1,2-6,34 2,97
Воды 15 21 0-6,9 -
Температура плавления парафина 0С 14 16 48-61 53
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 1000С 16 21 4,0-6,0 5,0
до 1500С 16 21 8,0-11,0 9,9
до 2000С 16 21 11,0-23,0 17,8
до 2500С - - - -
до 3000С 16 21 21,0-42,0 34,2
Состав попутного газа изучен по пробам пластовой нефти, отобранным из отложений нижнего карбона, из которых выделен растворенный в ней газ.
Плотность газа по пробам из отложений терригенной толщи изменяется от 1,036 до 1,224 г/см 3. Газонасыщенность по всем пробам терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 3,6 до 19,84 м 3/т и составляет в среднем –
14,0 м 3/т.
В компонентных составах газов разгазированной и пластовой нефти выделены углеводородные соединения от метана до гексана. Доля метана по объему равна 19,13%, пропана- 20,86%, содержание азота – 35,24% по объему. Сероводород обнаружен лишь в двух скважинах в небольших количествах. Содержание углекислого газа составляет в среднем 1,02%. Гелий исследован по пяти пробам, в двух случаях он не обнаружен, в трех – среднее значение равно 0,022%, т.е. содержание гелия некондиционное. По товарной характеристике нефть смолистая (20,91%), высокосернистая (2,77%), парафиновая (2,84%), содержание асфальтенов в интервале 4,4-14,44%.
Водоносными в терригенной толще нижнего карбона являются песчаные и песчано-алевролитовые пласты, залегающие среди аргиллитов и глинистых сланцев. Пласты средней пачки (CIV, CV, CVIо, СVI) часто замещаются глинистыми породами.
Пластовые воды TТНК и турнейского яруса близки между собой и представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия.
По классификации Сулина В.А. они относятся к хлоркальциевому типу. Во многих пробах пластовой воды присутствуют редкие компоненты – йод, бром, двуокись бора, аммиак, окислы железа.
Плотность вод в среднем равна 1176,5-1180,8 кг/м3, общая изменяется в пределах 0, 592 до 0, 998 г/л. Водородный показатель 6,7 рH, жесткость пластовой воды равно 7,9 мг – экв/л. Хлориды кальция и натрия образуют первую соленость, концентрация кальция в два с лишним раза больше магния.
Основные усредненные физико-химические свойства пластовых, дегазированных нефтей, компонентный состав нефтяного газа, свойства и состав пластовых вод терригенной толщи нижнего карбона приведены в таблицах 2,3,4,5.
Таблица 4
Свойства и состав пластовых вод тульско - бобриковского горизонтов ТТНК
Наименование параметра ТТНК
Диапазон изменения Средние значения
Газосодержание, м3/м3 16,4
Плотность воды, кг/м3
- в условиях пласта 1121,0-1182,0 1176,5
Вязкость в условиях пласта, мПа.с 1,65
Объемный коэффициент, доли ед. 1,34
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na+ + K+ 2498,2-4325,7 3899,9
Ca+2 349,34-530,46 433,68
Mg+2 110,0-775,15 242,56
Cl - 2919,9-5130,6 4572,74
HCO3- 0,071-3,828 0,962
SO4-2 0,118-36,722 2,798
Общая минерализация, г/л 737,98
Водородный показатель, рН 6,7
Жесткость общая,(мг-экв/л) 7,9
Химический тип воды хлоркальциевый
Количество исследованных проб (скважин) 64 86
Из приведенных таблиц видно, что нефти ТТНК тяжелые и вязкие. Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой.
1.3 Осложняющие факторы разработки месторождения
К осложняющим особенностям Арланского месторождения относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти. Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой.
Месторождение находится на завершающем этапе разработки и характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции. С целью интенсификации добычи нефти эксплуатация скважин в большинстве случаев ведется в форсированномм режиме при низком забойном давлении. Как следствие, наблюдается снижение надежности погружного оборудования, обусловленное увеличением содержания свободного гaза на приеме УЭЦН, отложение солей, выносом механических примесей, образованием эмульсии. Представленные факторы приводят к сокращению показателя МРП.
Следует также отметить, что по химическому составу пластовые воды ТТНК представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия, общая минерализация достигает 998 мг/л.
Высокая концентрация солей в пластовой воде приводит к интенсивным процессам солеотложения и образование эмульсии в ГНО и системе нефтесборного оборудования. В процессе подъема нефтяного потока от забоя к устью скважины изменяются термобарические условия, что вызывает нарушение химического равновесия в добываемой продукции. Это сопровождается отложением неорганических солей на стенках насосно-компрессорной трубы и рабочих колесах электро-центробежных насосов, что снижает наработку на отказ насосного оборудования, дебит добывающих скважин.
Выводы по геологическому разделу
Арланское месторождение было открыто в 1955г., введено в разработку
в 1958г. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в карбонатных отложениях подольского, каширского и верейского горизонтов среднего карбона; в песчаниках и алевролитах терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) – основного объекта разработки и известняках турнейского яруса нижнего карбона.
Арланское месторождение считается сложным с точки зрения геологического строения: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти.
С целью поддержания уровня добычи нефти, разработка залежей нефти производится при высокой депрессии, что ведет к увеличению содержания свободного газа на приеме насосного оборудования, отложению солей, увеличению температуры откачиваемой жидкости и узлов погружного оборудования, выносом механических примесей и другими осложняющими факторами. В комплексе все перечисленные факторы ведут к значительному снижению надежности применяемого ГНО.
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 . Характеристика текущего состояния разработки месторождения
Арланское месторождение было открыто в 1955г., введено в разработку
в 1958г., начиная с Арланской площади, в 1959г. была введена Николо-Березовская, а в 1960г. – Ново-Хазинская и в 1962г. – Юсуповская площади. Площади месторождения вводились в разработку на основании утвержденных технологических схем, составленных УФНИИ в 1957-1964г.г.
Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в карбонатных отложениях подольского, каширского и верейского горизонтов среднего карбона; в песчаниках и алевролитах терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) – основного объекта разработки и известняках турнейского яруса нижнего карбона.
В залежах ТТНК содержится 92,7% начальных балансовых запасов нефти по месторождению. Основные запасы сосредоточены в пластах СII (СIII) и СVI.
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 рaзработки 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.
Максимальный отбор нефти в объеме 16,1 млн.т был достигнут в 1972г. при темпе отбора 3,7% от начальных извлекаемых запасов. Начиная с 1973 г. добыча постоянно снижается и через 20 лет составила 39%, а через 47 лет 10% от максимального уровня.
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%.
Начиная с 1992 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.
Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добыче нефти и составили в 1992 г. 1,5% от НИЗ. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны невысокие темпы отбора запасов.
В 2019 г. добыча нефти составила 1518 тыс.т, добыча жидкости – 43376 тыс.т. Текущая нефтеотдача 28,7 % от начальных балансовых запасов и 89,1 % от извлекаемых запасов нефти.
Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. Объем закачки в 2019г. составил 41127 тыс.м3, текущий коэффициент компенсации отбора жидкости составляет 0,89.
Проанализировав состояние разработки месторождения можно сделать следующие выводы: несмотря на значительные запасы нефти, Арланское месторождение вступило в позднюю завершающую стадию разработки. Текущая обводненность составляет 96,6%, а большая часть из 3600 добывающих скважин запасов относится к низкорентабельным.
В указанных условиях важнейшей задачей, является повышение эффективности эксплуатации низкорентабельнoго добывающего фонда скважин за счет применения ГТМ.
2.2 Анализ состояния фонда скважин
Действующий эксплуатационный фонд по состоянию на 2020г. состоит из – 3600 добывающих и 740 нагнетательных скважин.
Фонд скважин Арланского месторождения по состоянию на декабрь 2019 года представлен в таблице 5.
Таблица 5
Структура фонда скважин Арланского месторождения
Тип скважин Всего Действующие В простое В консервации Ликвидированные
Добывающие 5031 3600 774 423 317
Нагнетательные 1222 740 208 185 89
Водозаборные 61 45 7 4 5
Контрольные 193 152 23 18
Всего 6507 4454 989 635 429
Фонд контрольных, водозаборных и ликвидированных скважин равен 1819, в т.ч. добывающих - 1322, нагнетательных - 497 скважин.
Все скважины Арланского месторождения эксплуатируются механизированным способом, фонтанных скважин нет. Тип применяемого ГНО – УШГН и УЭЦН.
В среднем по месторождению накопленная добыча нефти на одну скважину составляет 27,1 тыс. т. Порядка 17 % скважин добыли менее 5 тыс. т нефти на скважину (краевые и переведенные под закачку).[5]
Бездействующий добывающий состоит из 774 скважин, в консервации находится 423 скважины, ликвидировано -317 скважин.
Текущее распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности представлено в таблицах 6-7.
Таблица 6
Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности
Интервал обводненности Диапазон дебитов нефти Всего
<1 1…5 5…10 10…15 >15 кол. %
<5 0 0 0 0 0 0 0,0
5…20 24 84 30 0 0 138 3,9
20…50 48 354 102 12 0 516 14,7
50…90 126 408 96 36 12 678 19,3
90…95 60 457 66 0 0 583 16,6
>95 372 936 264 30 0 1602 45,6
Всего 630 2239 558 78 12 3600
% 17,9 63,7 15,9 2,2 0,3 100,0
Таблица 7
Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности
Интервал обводненности Диапазон дебитов жидкости Всего
<5 5…10 10…20 20…50 >50 кол. %
<5 0 0 0 0 0 0 0,0
5…20 108 30 0 0 0 138 3,9
20…50 324 126 66 0 0 516 14,7
50…90 156 210 144 108 60 678 19,3
90…95 6 331 84 72 90 583 16,6
>95 84 66 60 234 1158 1602 45,6
Всего 678 763 354 414 1308 3600
% 19,3 21,7 10,1 11,8 37,2 100,0
Порядка 62 % фонда действующих скважин работает с обводненностью более 90 %. Дебиты нефти 630 скважин (20 %) находятся в пределах до 1 т/сут., высокодебитных скважин всего 12 (0,3%).
В простое и консервации, в основном, находятся высокообводненные скважины, расположенные в межконтурных зонах пластов и в непосредственной близи к нагнетательным скважинам и характеризующиеся большим объемом попутно добытой воды.
В настоящий момент на Арланском месторождении отсутствуют в действующем фонде фонтанные скважины.
Анализ насосного оборудования показал, что на месторождении применяются ГНО УШГН типа НГН 2-32, НГН 2-44, НГН 2-57 для малодебитных скважин и УЭЦН производительностью от 30 до 400 м3/сут для скважин дебитом более 30 м3/сут.
УЭЦН на фонде добывающих скважин Арланского месторождения
(оборудовано 2708 скважин) представлены модификациями с номинальной производительностью 30-400 м3/сут. Глубина спуска насосов составляет 1120-1399м. коэффициенты подачи - от 0,8 до 1,3 (среднее значение 1,1) при рабочих динамических уровнях в скважинах 578-1328 м.
Таблица 8
Скважинное оборудование и параметры его эксплуатации
Тип насоса Кол-во, шт Hвд, Hсп, Давление в линии Ндин Дебит жидкости Kподачи
реж. теор.
м м МПа м м3/сут м3/сут
НГН 2-32 152 1 448 1 123 0,9 1 061 15,1 24 0,6
НГН 2-44 308 1 420 1303 1,0 1085 22,2 30 0,7
НГН-2-57 349 1 474 1 046 0,8 974 29,8 45 0,7
ЭЦН-30 986 1 429 1 214 0,9 1 026 39 30 1,3
ЭЦН-50 414 1 515 1 252 1,2 1 027 54 45 1,2
ЭЦН-60 262 1 578 1 299 1,1 1 128 66 60 1,1
ЭЦН-80 215 1 408 1 297 0,7 821 92 80 1,15
ЭЦН-125 312 1 401 1 245 1,3 875 162,5 125 1,3
ЭЦН-160 329 1 425 1 335 1,1 991 128 160 0,8
ЭЦН-250 115 1 418 1 120 1,2 979 275 250 1,1
ЭЦН-400 75 1 382 1 200 1,4 578 440 400 1,1
Две трети добывающих скважин эксплуатируются с невысокими дебитами нефти (до 5 т/сут.) и высокой обводненностью (в среднем по месторождению – 90-99 %). Наиболее обводнена добываемая продукция турнейского объекта разработки.
Подъем значительных объемов воды на поверхность повышает расходы энергии, и приводит к проявлению различных видов осложнений эксплуатации скважин (отложения солей, высокая коррозионная активность, образование стойких водонефтяных эмульсий и др.).
