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

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 реализуемой  системы разработки

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  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.
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.