Автор: Пользователь скрыл имя, 01 Февраля 2015 в 21:04, контрольная работа
Высокая эффективность систем заводнения обусловлена тем, что при помощи закачки воды повышают пластовое давление, в результате чего нефть эффективнее выжимается из порового пространства к эксплуатационным скважинам. Главное преимущество таких систем заключается в том, что при заводнении повышается интенсивность отбора нефти из пласта. С другой стороны такие методы поддерживания пластового давления представляют опасность заводнения продуктивных пластов. Может возникнуть такая ситуация, когда закачиваемая вода «опередит» нефть, продвигаясь по наиболее проницаемым участкам. В этом случае часть нефти в пласте изолируется в так называемых «целиках», что в свою очередь затруднит ее извлечение.
Введение 3
Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах 6
Назначение и область применения системных обработок призабойной зоны, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.) 10
Методы регулирования разработки Менеузовского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть» 14
Заключение 26
Список используемых источников 28
Поэтому от меньшего фонда, чем проектный, в 2005 г., к концу 2009 г. фонд стал большим, чем по проекту, на 10 ед. Действующий фонд скважин превышал проектный в течение всего рассматриваемого периода на 12–25 ед.
Средний дебит скважин нефти меньше проектного стабильно на 0,08– 0,14 т/сут. Средний дебит жидкости в 2005–2006гг. незначительно превышал проектный (0,7-0,8т/сут), в 2007 – 2009 гг. меньше проектного на 0,9-3,7 т/сут. Однако при большем фонде скважин годовые отборы жидкости меньше проектных только в 2008г. Ежегодно отклонение фактических отборов жидкости от проектных составляет 27,8 - 240,9 тыс.т (1 - 11 %). Обводненность продукции скважин отличается от проектной незначительно, в пределах 0,1 – 0,5 %.
Фактический нагнетательный фонд с 2006 г. стабильно составляют 66 скважин, тогда как по проекту предусматривалось выбытие нагнетательных скважин и уменьшение фонда до 62ед. Действующий нагнетательный фонд больше проектного на 1–6ед. в течение всего рассматриваемого периода. Объемы закачиваемой воды в 2005–2007 гг. превышали проектные, в 2008 – 2009 гг. меньше проектных. Проектная компенсация отборов жидкости закачкой составляет 100 %, фактическая составляла 97,9 - 100 % в 2005 - 2008 гг., в 2009 г. уменьшена до 93 %.
Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.2010 г. составляет 10065,7 тыс.т, что больше проектного значения на 7,2 тыс.т (0,07 %).
Таким образом, фактическая добыча нефти и жидкости в 2005 – 2009 гг. незначительно превышает проектную в основном за счет превышения значений действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин над проектными значениями, а также за счет проведения эффективных ГТМ.
В таблице 4 приведены основные показатели разработки Менеузовского месторождения по состоянию на 01.01.2010г. С начала разработки отобрано 10065,7 тыс.т нефти, что составляет 35,7 % от НГЗ. Накопленная добыча жидкости – 79782,1 тыс.т. Накопленный ВНФ составляет 6,9 т/т. Среднесуточный дебит нефти одной скважины 1,5 т/сут, жидкости – 28,6 т/сут. Текущая обводненность продукции скважин – 94,6 %.
Разработка месторождения начата в 1965 г. семью скважинами. С 1966г. начался первый этап разбуривания, к 1970г. фонд скважин увеличился до 95 ед. С увеличением фонда годовые отборы нефти и жидкости увеличивались, в 1969 г. достигнут максимальный отбор нефти (351,5 тыс.т) за всю история разработки месторождения. С 1970 г. начата закачка воды для поддержания пластового давления. Организация закачки позволила стабилизировать и увеличить пластовое давление и отборы жидкости. В 1973 – 1980гг. действующий добывающий фонд составляли 83–90 скважин, нагнетательный 19 - 21 скважина. Отборы нефти снизились до 242 тыс.т с ростом обводненности, отборы жидкости увеличились до 1158 тыс.т.
С 1981 г. начался второй этап разбуривания месторождения. В 1987 г. достигут второй максимум отбора нефти (346 тыс.т) при фонде добывающих скважин 182 ед. и нагнетательных 38 ед. В 1994 г. действующий добывающий фонд был максимальным, состоял из 277 скважин. Отборы жидкости увеличивались и в период разбуривания, и в последующие годы. Отборы нефти после достижения максимума неуклонно снижаются. В 2009г. отобрано 117,2тыс.т нефти, 2190,2 тыс.т жидкости.
На 01.01.2010 г. накопленная закачка составляет 68540,2 тыс.м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 90,7 %. Действующий фонд нагнетательных скважин – 62 ед. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины равна 86,5м3/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 92,6 %.
3 Анализ эффективности
Каширский горизонт. В отложениях каширского горизонта выявлены пять залежей нефти: одна в пачке Скш1и по две в пачках Скш2 и Скш4. В разработку были введены и в настоящее время разрабатываются все залежи. Залежи разрабатываются единичными скважинами. Плотность сетки скважин в контуре нефтеносности составляет 22 – 147 га/скв. Все залежи разрабатываются на естественном упруго-водонапорном режиме. Пластовое давление снижено. В комплексе это является причиной низких текущих КИН, несмотря на длительный период разработки. КИН от составляют 0,011 - 0,067 д.ед. по залежам, 0,025 д.ед. в целом по каширскому горизонту.
За последние пять лет на скважинах объекта проведена одна соляно-кислотная обработка с эффективностью 110 т. Эффективность переводов трех скважин с нижележащих объектов небольшая, составила 136 т/скв., что связано с неудовлетворительным энергетическим состоянием объекта и быстрым снижением дебита скважин.
Система разработки каширского горизонта не сформирована, необходима организация системы ППД, ввод скважин на неохваченных сеткой скважин участках залежей, проведение комплекса ГТМ в скважинах.
ТТНК. В отложениях терригенной толщи нижнего карбона выявлены 12 залежей нефти: по одной в пластах CV, CVI0.1 и CVI.3, пять в пласте CVI0.2, по две в пластах CVI.1 и CVI.2. В разработку были введены и в настоящее время разрабатываются 11 залежей. Не вводилась в разработку залежь 1 пласта CVI.1.
Разработка ТТНК начата в 1965г. В 1966 – 1972 гг. осуществлен первый этап разбуривания объекта, в 1981–1994 гг. второй этап. Скважины размещены по неравномерной треугольной сетке с расстоянием 300 – 400 м. Залежи разбурены с различной плотностью 5,9 - 46 га/скв.
В 1970 г. начата закачка воды с целью поддержания пластового давления. Сформирована комбинированная система заводнения: сочетание рядного, очагового внутриконтурного и законтурного заводнения. Организация системы ППД положительно повлияла на отборы жидкости, нефти, на динамике пластового давления (рисунок 3.2). За время разработки давление снижалось до 8 – 10 МПа при растущих отборах жидкости в начальный период при отсутствии закачки, в последующие годы до 12МПа при снижении объемов закачиваемой воды. С организацией системы ППД давление восстанавливалось до начального уровня, с увеличением объемов закачки давление также увеличивалось. Среднее за 2009 г. составляет 13,0 МПа.
Рисунок 2 - Динамика показателей разработки ТТНК
На скважинах ТТНК проводятся различные МУН, МИДН и ГТМ. Большое количество ГТМ было направлено на оптимизацию оборудования (таблица 3), а также на интенсификацию притока в добывающих скважинах. Проведены мероприятия, направленные на снижение доли воды в потоке жидкости. Ведется воздействие через нагнетательные скважины. Проводятся также обработки нагнетательных скважин с целью восстановления приемистости.
В целом состояние разработки ТТНК можно считать удовлетворительным. Сформирована эффективная система разработки. Достигнуто высокое значение КИН, равное 0,388 д.ед. Для достижения более высокого значения КИН и наиболее полной выработки запасов нефти требуется ввод новых скважин на слабо дренируемых участках, организация новых внутриконтурных очагов заводнения.
Турнейский ярус. В отложениях турнейского яруса выявлена одна залежь нефти. Залежь введена в разработку в 1966 г. Разбуривание происходило в два этапа: 1967 - 1968 гг. и 1982 - 1994 гг. Скважины пробурены по неравномерной треугольной сетке 200 -400 м. Более полно охвачена сеткой скважин центральная и северная часть залежи, менее – южная часть. Плотность сетки скважин в контуре нефтеносности составляет 15,2 га/скв.
Таблица 3 - Эффективность ГТМ, МИДН и МУН, проведенных на скважинах ТТНК в 2005 – 2009 гг.
Мероприятие |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
Всего | |||||||||||||
доп. добыча |
количество операций |
доп. добыча |
количество операций |
доп. добыча |
количество операций |
доп. добыча |
количество операций |
доп. добыча |
количество операций |
доп. добыча |
количество операций |
удельная доп. добыча, т/опер. | |||||||
ЗГРП |
1741 |
1 |
1741 |
1 |
1741 | ||||||||||||||
Перевод с другого объекта |
858 |
1 |
858 |
1 |
858 | ||||||||||||||
РИР колонны |
5 |
1 |
599 |
2 |
604 |
3 |
201 | ||||||||||||
ДВВ |
470 |
2 |
383 |
3 |
853 |
5 |
171 | ||||||||||||
Дострелы и приобщение пластов |
106 |
1 |
232 |
1 |
338 |
2 |
169 | ||||||||||||
Оптимизация оборудования |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1658 |
31 |
3345 |
9 |
5003 |
40 |
125 | ||||||
Закачка композиций на основе алюмохлорида |
145 |
5 |
1034 |
6 |
585 |
14 |
692 |
9 |
1493 |
10 |
3949 |
44 |
90 | ||||||
Закачка нефтенола |
432 |
5 |
432 |
5 |
86 | ||||||||||||||
Колтюбинг |
631 |
8 |
631 |
8 |
79 | ||||||||||||||
Отключение отдельных пластов |
224 |
3 |
224 |
3 |
75 | ||||||||||||||
Ввод скважин из бездействия |
45 |
1 |
45 |
1 |
45 | ||||||||||||||
Закачка нефелина |
22 |
1 |
22 |
1 |
22 | ||||||||||||||
Закачка нефелина с соляной кислотой |
7 |
1 |
7 |
1 |
7 | ||||||||||||||
Закачка гивпана |
- |
1 |
- |
1 |
- | ||||||||||||||
Закачка гидрофобизирующей композиции |
- |
1 |
- |
1 |
- | ||||||||||||||
Закачка неопластика |
- |
2 |
- |
2 |
- | ||||||||||||||
ВДХВ |
- |
1 |
- |
1 |
- | ||||||||||||||
Итого |
615 |
7 |
3596 |
18 |
612 |
16 |
4813 |
58 |
5070 |
21 |
14705 |
120 |
123 |
С 1972 г. ведется закачка воды. Сформирована очаговая внутриконтурная система заводнения. В скважины закачивается сточная вода с КНС. Организация системы ППД положительно повлияла на отборы жидкости, нефти, на динамике пластового давления (рисунок 3.3). За время разработки давление снижалось до 9 – 10 МПа при растущих отборах жидкости в начальный период при отсутствии закачки, в последующие годы при снижении объемов закачиваемой воды. С увеличением объемов закачки давление восстанавливалось до начального уровня. Среднее за 2009 г. составляет 12,9 МПа.
Рисунок 3 - Динамика показателей разработки турнейского яруса
На скважинах турнейского яруса проводятся различные МИДН и ГТМ. Большое количество ГТМ было направлено на оптимизацию оборудования (таблица 3.4), а также на интенсификацию притока в добывающих скважинах (различные виды кислотных обработок, закачка СНПХ-9010 и др.). Проведены мероприятия, направленные на снижение доли воды в потоке жидкости. Воздействие через нагнетательные скважины в последние годы не ведется, обработки нагнетательных скважин ведутся в основном с целью восстановления приемистости.
В целом состояние разработки турнейского яруса можно считать удовлетворительным. Достигнуто высокое значение КИН, равное 0,305 д.ед. Для достижения более высокого значения КИН и наиболее полной выработки запасов нефти требуется ввод новых скважин на слабо дренируемых и не охваченных сеткой скважин участках, организация новых внутриконтурных очагов заводнения.
Таблица 4 - Эффективность ГТМ, МИДН и МУН, проведенных на скважинах турнейского яруса в 2005 – 2009 гг.
Мероприятие |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
Всего | |||||||
доп. добыча нефти, т |
количество операций |
доп. добыча нефти, т |
количество операций |
доп. добыча нефти, т |
количество операций |
доп. добыча нефти, т |
количество операций |
доп. добыча нефти, т |
количество операций |
доп. добыча нефти, т |
количество операций |
удельная доп. добыча, т/опер. | |
ВХВ (Ойл-Инж.) |
1279 |
2 |
1279 |
2 |
640 | ||||||||
РИР |
626 |
1 |
626 |
1 |
626 | ||||||||
Термопенокислотная обработка |
503 |
1 |
503 |
1 |
503 | ||||||||
Пенокислотная обработка |
432 |
1 |
432 |
1 |
432 | ||||||||
Закачка латекса |
404 |
1 |
404 |
1 |
404 | ||||||||
Колтюбинг |
2484 |
7 |
2783 |
9 |
5266 |
16 |
329 | ||||||
Нефтекислотный разрыв |
691 |
3 |
691 |
3 |
230 | ||||||||
Закачка оторочек сырой нефти |
220 |
1 |
220 |
1 |
220 | ||||||||
РИР колонны |
196 |
1 |
196 |
1 |
196 | ||||||||
Обработка гидрофобизирующей композицией |
186 |
1 |
186 |
1 |
186 | ||||||||
Закачка СНПХ-9010 |
72 |
1 |
552 |
3 |
300 |
1 |
924 |
5 |
185 | ||||
Полимер-кислотное воздействие |
268 |
4 |
623 |
2 |
891 |
6 |
149 | ||||||
Соляно-кислотная обработка |
498 |
7 |
847 |
8 |
1755 |
9 |
3101 |
24 |
129 | ||||
Оптимизация оборудования |
279 |
17 |
2158 |
11 |
2437 |
28 |
87 | ||||||
Очистка ПЗП растворителями и растворами ПАВ |
432 |
6 |
432 |
6 |
72 | ||||||||
Дострелы и приобщение пластов |
72 |
1 |
72 |
1 |
72 | ||||||||
ТПКОС |
- |
2 |
214 |
1 |
214 |
3 |
71 | ||||||
Щелевая гидромеханическая перфорация |
41 |
1 |
163 |
2 |
203 |
3 |
68 | ||||||
Отключение отдельных пластов |
55 |
1 |
55 |
1 |
55 | ||||||||
Ввод скважин из бездействия |
128 |
3 |
128 |
3 |
43 | ||||||||
Закачка гивпана |
- |
1 |
57 |
3 |
57 |
4 |
14 | ||||||
Обработка композицией ПВВ |
12 |
2 |
12 |
2 |
6 | ||||||||
ПКОС |
- |
1 |
- |
1 |
- |
Заключение
Итак, из данной работы я могу сделать следующие выводы: для наглядного изображения состояния разработки пласта составляется план-диаграмма.
Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявлении факторов, влияющих на динамику добычи и обводнение залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом. Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти.
В условиях вытеснения нефти водой геологические условия залегания нефти и свойства ее оказывают значительное влияние на характер обводнения пласта.
Основной задачей регулирования разработки является достижение высокого коэффициента нефтеотдачи при оптимальных технико-экономических показателях.
Периодичность измерений пластовых давлений по скважинам устанавливается в соответствии с проектом разработки месторождения в зависимости от темпов отбора газа и обусловленного им падения пластового давления. При всех остановках эксплуатационных скважин обязательны измерения статических давлений.
После ввода месторождения в разработку на полную мощность и достижения устойчивой эксплуатации интервалы замеров по фонду скважин можно увеличить до полугодия или до одного года. На небольших месторождениях с запасами до 5 млрд. м3 наблюдательные и пьезометрические скважины бурить не следует, для этой цели должны быть использованы разведочные скважины, законтурные или приконтурные. На больших месторождениях используются специальные скважины и большинство разведочных скважин, пробуренных на месторождении.
Для контроля за разработкой газового месторождения, особенно крупного, необходимо организовать наблюдения за падением пластового давления в близлежащих неразрабатываемых месторождениях, используя для этого разведочные скважины.
Для массивных залежей с большим этажом газонососности необходимо иметь данные о распределении давления не только по площади газовой залежи, но и по ее объему в целом. Для скважин, эксплуатирующим одновременно несколько пластов, необходимо не реже одного раза в полугодие проводить контрольные измерения дебетов раздельно по пластам, используя для этой цели глубинные дебитомеры и термографы.
На разрабатываемых месторождениях должна быть организована служба геофизических исследований скважин. Все результаты наблюдений, замеров, исследований оформляются соответствующими актами и хранятся в делах скважин в течение всего периода эксплуатации месторождения. Геологическая служба газодобывающего предприятия ежегодно составляет отчет по анализу разработки месторождения, движению фонда скважин, ежегодно уточняет запасы месторождения и режим его работы. Сопоставляя фактические показатели разработки месторождения с проектными, можно обосновать необходимость внесения изменений в проект разработки или разработать детальные коррективы к проекту с последующей защитой их на Центральной Комиссии по разработке месторождений.