Контрольная работа по «Контроль и регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений»

В случаях, когда отбором охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее, чем 0,5 осуществляют многократное, поинтервальное воздействие с использованием временно изолирующих материалов или оборудования.

Для всех видов ОПЗ обязательны предварительное обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовка ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не может обеспечить работы по ОПЗ, например, с глубинным насосом, вначале поднимают это оборудование, а затем в скважину спускают колонны насосно-компрессорных труб и все необходимое.

После проведения ОПЗ при депрессиях скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах, соответствующих режимам исследований скважин перед ОПЗ.

Фильтр скважины и призабойную зону пласта очищают от различных загрязнений, в зависимости от причин и геолого-технических условий, с помощью кислотных ванн, промывки пеной или раствором ПАВ, гидроимпульсным воздействием (т.е. методом переменных давлений); циклическим воздействием путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов.

Очень часто используют также многоцикловую очистку с применением пенных систем, воздействие на призабойную зону с использованием гидроимпульсного насоса, ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем и воздействие на зону растворителями (бутилбензольной фракцией, стабильным керосином и другими).

ОПЗ относится к методам интенсификации притока. ОПЗ  производят в терригенных и карбонатных коллекторах кислотными или щелочными (только терригены) составами с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) после вторичного вскрытии пласта с целью устранения воздействия на пласт различными технологическими жидкостями в процессе эксплуатации скважины и ее ремонтов. Для планирования ОПЗ очень важно знать рецептуры применявшихся технологических жидкостей, оказавших свое влияние на проницаемость пласта. Не менее важной информацией является знания о составе пластовых вод и коллекторе. Вся информация полезна тогда, когда она используется для подбора состава химической композиции и технологии обработки. Если же закачивают в пласт химические составы, имеющиеся на складе без понимания химизма процессов, протекающих в ПЗП, то в половине случае получают снижение проницаемости и дебита, а в другой половине случаев     отрицательный результат скрывается увеличением дебита скважины гораздо ниже потенциального.

В карбонатных пластах производят ОПЗ кислотными составами также для увеличения площади дренирования за счет «выжигания» кислотой каверн и каналов вглубь пласта. Карбонат практически полностью реагирует с соляной  кислотой, образуя жидкие и гелеобразные составы, которые достаточно легко удаляются из пласта при соблюдении технологии освоения.

Технологии производства ОПЗ многообразны и их выбор зависит от геолого-технических условий, цели обработки, технической оснащенности и возможности использовать адаптивные составы и режимы закачки.  В технологиях ОПЗ «нет готовых рецептов»,  они разнообразны по методам и приемам работ,  но при их исполнении необходимо руководствоваться следующими постулатами.  В классической форме технология ОПЗ состоит из следующих этапов.

Подготовка ствола скважины и ПЗП к обработке. Она заключается в физико-химической очистке внутренних поверхностей обсадной колонны и НКТ от различных окислов и примесей. Очистке от разрушенного цемента также подлежат каналы интервала перфорации. Если не провести данную часть технологии, то при ОПЗ произойдет реагирование рабочих химических составов с указанными отложениями и закачка продуктов реакции в ПЗП. Надо понимать, что в лучшем случае при освоении скважины можно будет удалить только часть этих примесей. Оставшиеся в пласте продукты реакции будут снижать проницаемость ПЗП и, следовательно, продуктивность скважины.  В процессе подготовки к ОПЗ в ряде случае устанавливается внутрискважинный пакер – тогда, когда он требуется для выполнения программы ОПЗ или если он требуется при дальнейших работах или эксплуатации скважины.

Закачка химических составов. Чаще всего перед закачкой основного химического состава закачивается буфер, который необходим для разделения жидкости глушения и рабочих химических составов. Иногда с целью оттеснения пластовой жидкости или осушки ПЗП буфер закачивается в пласт. После закачки буфера в скважину подается химический состав, который закачивается в пласт с определенной скоростью и в расчетном объеме. Далее скважина оставляется для реагирования на расчетный период времени.

В пласт могут закачиваться от одного до нескольких химических составов различных по концентрации и (или) композиции с использованием либо без использования промежуточных буферов.  Обязательным условием является вынос продуктов реакции из пласта после каждой закачки химического состава  посредством создания депрессии на пласт и циркуляции.

При планировании ОПЗ необходимо учитывать, что эффективность обработки по дебиту в силу ее физического смысла не может превышать 20-30 процентов (за исключением может быть случаев кольматации высокопроницаемых пластов и недоосвоенности скважин). Поэтому в практике для интенсификации пласта чаще всего используется ГРП.  ОПЗ применяют в ряде случаев, когда  применение ГРП не возможно или нецелесообразно по экономическим причинам.  Однако, при глушении скважин после ГРП в процессе освоения либо при последующих ремонтах в данной скважине кислотные обработки для очистки трещин и восстановления их проницаемости  особенно актуальны.

Иногда в случаях некачественного сообщения скважина - пласт перед проведением ГРП пользуются кислотной ОПЗ для очистки каналов перфорации.

Следует также знать, что основным ограничивающим критерием кислотной ОПЗ является плохое состояние цементного камня за колонной. В этих случаях перед принятием решения о проведении ОПЗ оцениваются альтернативные решения, риски и последствия получения сообщения в заколонном пространстве за пределы объекта воздействия. В таких ситуациях необходимо использовать составы с минимальным воздействием на цементный камень, а также другие предупредительные технологические меры.

 

3. Методы регулирования разработки Менеузовского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть»

Под регулированием процесса разработки месторождений (залежей) нефти и газа следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки их в рамках принятых проектных решений.

К условиям, которые определяют рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды относятся:

- Разбуривания месторождений по сетке скважин, которая учитывает фактическое распределение емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов в пределах залежи;

- Допустимый уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающего смятия колонн, Нарушение сплошности цементного камня за эксплуатационной колонной;

- Оптимальные давления на линии нагнетания рабочих агентов или на устье нагнетательных скважин;

- Предусмотрены проектным документом способы эксплуатации скважин;

- Запроектированы меры для регулирования разработки (отключение високообвод-тых или с высокойим газовым фактором скважин (пластов), перенос фронта нагнетания, нестационарный влияние и т.д.);

- Допустимая скорость фильтрации в присвердловинний зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов, Прорыва витиснювальних агентов к забоев эксплуатационных скважин за трещины составляющую коллекторов);

- Допустимые (предельные) дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок, накопление жидкости на забое, Разработки порово-трещинного коллектора);

- Допустимый (предельный) максимальный газовый фактор скважин (в условиях газовой или газоводяного репрессии на пласт);

На 01.01.2010 г. на Менеузовском месторождении всего пробурено 416 скважин, 64 скважины ликвидированы. Характеристика фонда скважин по объектам и месторождению в целом приведена в таблице 1.

Добывающий эксплуатационный фонд составляют 246 скважин, из них 229 действующих: 189 скважин оборудованы ШГН, 40 скважин − ЭЦН. В бездействующем фонде находятся 17 скважин.

На каширском горизонте работают шесть скважин, на кизеловском горизонте 103 скважины. На ТТНК работает наибольшее количество скважин − 131 ед., из них 11 скважин эксплуатируются совместно с отложениями кизеловского горизонта.

На месторождении осуществлялись переводы скважин с объекта на объект (всего 39 переводов). На каширский горизонт переведено 6 скважин с ТТНК. На ТТНК была переведена 31 скважина с кизеловского горизонта. На кизеловский горизонт были переведены две скважины с ТТНК.

После отработки в качестве добывающих 64 скважины переведены в нагнетательный фонд.

Нагнетательный фонд составляют 85 скважин. Из них 62 действующих скважины (46 ед. на ТТНК, 16 ед. на турнейском ярусе), четыре бездействующих (все на ТТНК).

Ликвидированы 45 добывающих и 19 нагнетательных скважин, девять добывающих скважин находятся в ожидании ликвидации.

Скважины ликвидированы как выполнившие свое назначение (32 единицы) и геологически неудачные (32 единицы).

В 2009г. скважины месторождения работали с дебитом нефти до 8,7 т/сут. Наибольшее количество скважин (122 ед. или 53,3 %) работали с дебитом менее 1 т/сут. С дебитом 1-5 т/сут работают 95 скважин (41,5 %), с дебитом 5-10 т/сут работают 12 скважин (5,2 %). Средний дебит скважин месторождения по нефти за 2009 г. составляет 1,5 т/сут, по жидкости 28,6 т/сут, среднее значение обводненности 94,6 %.

 

 

Таблица 1 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г.        

Наименование	Характеристика фонда скважин	Объект				Месторождение в целом
		Ссерп	Скш	ТТНК	СТ
Фонд добывающих скважин	Пробурено		1	185	202	388
	Возвращено с других горизонтов		6	31	2
	Всего, в т.ч.		7	216	204	388
	действующие, в т.ч.		6	131(11)	103(11)	229
	ЭЦН			40		40
	ШГН		6	91(11)	103(11)	189
	бездействующие			10	7	17
	пьезометрические		1	13	8	22
	переведены под закачку			33	31	64
	переведены в     водозаборные			2		2
	переведены на другие горизонты			7	21
	в ожидании ликвидации			9		9
	ликвидированные			11	34	45
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено			20	1	21
	Возвращено с других горизонтов				1
	Переведены из добывающих			48	16	64
	Всего, в т.ч.			68	18	85
	под закачкой			46	16	62
	бездействующие			4		4
	переведены на другие горизонты			1
	ликвидированные			17	2	19
Фонд специальных скважин	Пробурено	6		1		7
	Возвращено из добывающих			2		2
	Всего, в т.ч.	6		3		9
	поглощающие	6				6
	водозаборные			3		3

 

Все скважины дают обводненную продукцию. Наиболее обводнена продукция скважин ТТНК. Обводненность составляет 96,3 % при среднем дебите нефти 1,7 т/сут. Наименее обводнены скважины каширского горизонта, средняя обводненность по объекту в 2009 г. составляет 23,1 %.

 

2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Менеузовского месторождения в целом за период 2005 – 2009 гг. приведено в таблице 2. На рисунке 1 приведена динамика основных фактических показателей разработки: добыча нефти, жидкости, закачка рабочего агента, обводненность продукции скважин, действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин.

Рисунок 1 – Показатели разработки  Менеузовского месторождения

 

Отклонение фактической добычи нефти от проектной составляет не более 5 %: в 2006г. меньше проектной на 1,2тыс.т, в 2007– 2009 гг. больше проектной на 0,7 - 5,6 тыс.т. Максимальное отклонение (5 %) наблюдается в 2009 г.

Превышение фактических показателей добычи нефти связано с превышением фактического фонда добывающих скважин над проектным. Проектным документом было запланировано ежегодное выбытие 4 - 5 скважин, всего 22 скважины за рассматриваемый период. Фактически выбыла только одна скважина.

 

Таблица 2- Сравнение проектных и фактических показателей разработки Менузовского месторождения

Показатель		2005		2006		2007		2008		2009
		проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Добыча нефти, всего, тыс.т	131.0	131.2	125.2	124.0	119.7	120.4	115.6	117.7	111.6	117.2
2	Выбытие добывающих скважин, шт.	4	1	5	0	5	0	4	0	4	0
3	В т.ч. под закачку	1	1	0	0	0	0	0	0	3	0
4	Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	254	244	249	243	244	246	240	246	236	246
5	Действующий фонд добывающих скважин на конец года, шт.	213	225	212	228	209	230	208	233	207	229
6	Ввод нагнетательных скважин, шт.	1	1	0	0	0	0	0	0	3	0
7	Выбытие нагнетательных скважин, шт.	0	0	0	0	2	0	3	0	2	0
8	Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	66	62	66	66	64	66	61	66	62	66
9	Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	57	58	58	60	58	60	56	62	57	62
10	Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.	30.0	30.8	30.0	30.8	30.1	29.2	30.1	26.4	30.1	27.4
11	Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, %	94.1	94.5	94.3	94.9	94.5	94.8	94.7	94.5	94.8	94.7
12	Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.	1.77	1.69	1.70	1.56	1.65	1.51	1.60	1.46	1.55	1.46
13	Средняя приемистость нагнетательных скважин по воде, м3/сут.	101.6	110.0	100.6	104.9	97.6	103.9	98.9	96.1	100.1	86.5
14	Добыча жидкости, всего, тыс.т	2217.3	2393.6	2208.3	2449.2	2181.1	2330.4	2172.7	2136.0	2162.4	2190.2
15	Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т	70473.4	70676.2	72681.7	73125.4	74862.8	75455.8	77035.5	77591.8	79197.9	79782.1
16	Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	9586.3	9586.4	9711.6	9710.5	9831.3	9830.8	9946.9	9948.5	10058.5	10065.7
17	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0.338	0.340	0.342	0.344	0.347	0.349	0.351	0.353	0.355	0.357
18	Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %	84.2	76.8	85.3	77.8	86.4	78.7	87.4	79.7	88.4	80.6
19	Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов, %	1.2	1.1	1.1	1.0	1.1	1.0	1.0	0.9	1.0	0.9
20	Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов, %	6.8	4.3	7.0	4.3	7.2	4.3	7.4	4.4	7.8	4.6
21	Закачка воды, тыс.м3/год	1938	2096	1988	2130	1962	2037	1954	1899	1943	1807
22	Закачка воды с начала разработки, тыс. м3	60508.6	60666.8	62496.5	62796.6	64458.8	64834.0	66412.4	66732.8	68355.8	68540.2
23	Компенсация отбора текущая, %	97.0	98.4	100.0	97.9	100.0	98.3	100.0	100.0	100.0	93.0
24	Компенсация отбора с начала разработки, %	91.9	92.7	92.1	92.9	92.3	93.0	92.5	93.2	92.7	93.2
25	Годовая добыча растворенного газа, млн. м3	1.297	1.348	1.240	1.282	1.185	1.231	1.144	1.185	1.105	1.169
26	Добыча растворенного газа с начала разработки, млн. м3	124.5	124.6	125.7	125.8	126.9	127.1	128.1	128.3	129.2	129.4