Отчет по практике по добыче нефти и газа

Согласно сложившейся  системы, пласты АС 12-2, ACi2-3(i), ACi2-3(2)> ACi2-3(3) объединены в один объект разработки - АС12.

Пласт ЮСо рассматривается  как самостоятельный объект.

 Обоснование  расчетных вариантов разработки

Объект  АС 12 эксплуатируется с 2003 года, находится на первой стадии разработки. Утвержденная трёхрядная система разработки находится в стадии формирования. Возможные направления увеличения эффективности:

• переход к более жесткой системе разработки;
• применение очагово-избирательного заводнения;
• уплотнение сетки скважин путем бурения дополнительных скважин;

- уплотнение сетки скважин путем бурения горизонтальных боковых стволов 
(возможно на более поздней стадии - после обводнения скважин первых рядов, так как 
технология эксплуатации многоствольных скважин пока не может считаться надежно 
освоенной);

- комбинации из нескольких направлений.

В итоге, целесообразным представляется рассмотреть следующие  варианты разработки объекта ACi2:

Вариант 1 (реализуемый) - трехрядная система разработки с размещением  скважин по равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, с  проведением системного ГРП на стадии строительства скважин.

Вариант 2 - однорядная система разработки с размещением  скважин по равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, с проведением системного ГРП на стадии строительства скважин. Рассмотрение однорядной системы разработки в качестве более жесткой вызвано тем, что на значительной части объекта происходит или завершено формитование разрезающих рядов.

Вариант 3 - трехрядная система разработки с размещением  скважин по равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, на участках со слабой гидродинамической связью между скважинами применение очагово-избирательного заводнения и уплотнение сетки, проведение системного ГРП на стадии строительства скважин.

 Основные  исходные характеристики расчетных  вариантов разработки приведены  в табл. 5.1

Вариант 4 - в дополнение к варианту 3 - бурение из обводнившихся  скважин горизонтальных боковых стволов в районы со слабой выработкой запасов нефти.

На  объекте ЮС₀ пробная эксплуатация не проводилась. Граница залежи проведена условно - по окружности радиусом 1.15 км вокруг скважины 7063р. Изученность пласта крайне низкая, расчетная модель условная.

В связи с этим, на данной стадии признано возможным оценку КИН провести по одному варианту -разработка четырьмя горизонтальными добывающими скважинами на естественном режиме, длина горизонтального участка скважины -500м и одной наклонно направленной (рис. 5.1).

Разработка объекта  ЮС₀ является опытно-промышленный, в наклонно-направленной скважине предполагается отбор керна, проведение геофизических и гидродинамических исследований. По результатам эксплуатации скважины предполагается оценить эффективность применения ГРП в данных геологических условиях. Расчетное давление на забое добывающих скважин - 14 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

Для   объекта   АС12  рассмотрено   четыре   варианта  разработки,   отличающиеся

системой расположения и  плотностью сетки скважин.

Вариант   1   (реализуемый).   Трехрядная   система  разработки   с   размещением

скважин по равномерной  квадратной сетке с плотностью 25  га/скв с проведением

системного ГРП на стадии строительства скважин.

Проектный эксплуатационный фонд - 331 скважин, в том числе добывающих -

229, нагнетательных - 79, резервных - 23.

Максимальный  уровень добычи нефти - 745 тыс.т (2008 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 1491.5 тыс.т (2019 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 1856.2 тыс.т (2014 г.)

Накопленная добыча нефти - 10899 тыс.т

Вариант   2.   Однорядная   система   разработки   с   размещением   скважин   по

равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв с  проведением системного ГРП на

стадии строительства  скважин.

Проектный эксплуатационный фонд - 323 скважин, в том числе добывающих -

153, нагнетательных - 155, резервных - 15.

Максимальный  уровень добычи нефти - 740.9 тыс.т (2007 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 1693 тыс.т (2019 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 2039.2 тыс.т (2017 г.)

Накопленная добыча нефти - 9634 тыс.т

Таким образом, на примере моделирования разработки по варианту 2 показана не

эффективность в данных условиях равномерных систем, даже жестких.

Вариант   3.   При   проектировании   неравномерной   системы   разработки,   на

разбуренной  части  объекта пробуренных  скважин  оказалось  недостаточно,  как  для

создания очагов, так и для добычи нефти. В связи  с этим в варианте 3 назначены  к

бурению дополнительные уплотняющие скважины. Очаговые скважины размещались на

тех   участках   ПАТ,   где   по   фактическим   данным   и   результатам   моделирования

происходило снижение пластового давления. Добывающие скважины размещались на

участках   с   избыточным   пластовым   давлением   и   участках,   где   прогнозировалась

повышенная нефтенасыщенность  к концу разработки.

Таким  образом,  в  варианте  3  рассмотрена  трехрядная  система разработки  с

размещением скважин  по равномерной квадратной сетке  с плотностью 25 га/скв, на частках со слабой гидродинамической связью между скважинами применение очагово-

избирательного  заводнения и уплотнение сетки, проведение системного ГРП на стадии

строительства скважин.

Проектный эксплуатационный фонд - 404 скважин, в том числе добывающих -

255, нагнетательных - 123, резервных - 26.

Максимальный  уровень добычи нефти - 807.8 тыс.т (2009 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 1993.9 тыс.т (2014 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 2544.3 тыс.т (2014 г.)

             Накопленная добыча нефти                                               - 12195 тыс.т

            Вариант 4. В дополнение к варианту 3 - бурение из обводнившихся скважин горизонтальных  боковых  стволов  в  районы  со  слабой  выработкой  запасов  нефти.

             Количество боковых стволов определено исходя из величины рентабельной добычи нефти на один боковой ствол равной 15 тыс. т/бс

            Проектный эксплуатационный фонд - 404 скважин, в том числе добывающих -255, нагнетательных - 123, резервных - 26. Количество скважин с горизонтальными боковыми стволами - 52.

Максимальный  уровень добычи нефти - 821.8 тыс.т (2009 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 2314.3 тыс.т (2018 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 2864 тыс.т (2014 г.)

            Накопленная добыча нефти                                                  - 1297 тыс.т

 

 

 

 

 

7.ЗАПАСЫ  НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА.

Запасы углеводородов  Западно-Чигоринского месторождения  подсчитаны ТО СургутНИПИнефть в 2006 году и утверждены ГКЗ «Роснедра» (протокол №1280 от 03.11.2006) по пластам ACi₂ и ЮС₀, в количестве:

- начальные геологические запасы нефти:     42023 тыс.т (категории ВС1),

9290 тыс.т. (категория  С2);

- начальные извлекаемые запасы нефти:        13249 тыс.т (категории ВС1),

2156 тыс.т. (категория  С2).

Коэффициенты  извлечения нефти: 0.315 (категории ВС 1),

0.232 (категория  С2).

По состоянию  на 01.01.2006 в горизонте АС12 сосредоточено 96% геологических запасов нефти. По сравнению с принятыми при проектировании, запасы горизонта сокращены в 2.3 раза. При этом, запасы категорий ВС1 практически не изменились, а запасы категории С2 сократились в 8.1 раза. Основные причины списания запасов категории С2:

• сокращение площади с 217199 тыс.м² до 61914 тыс.м² (в 3.5 раза);
• уменьшение нефтенасыщенной толщины с 4.5 м до 2.6 (в 1.7 раза);
• уменьшение нефтенасыщенности с 55% до 45% (в 1.2 раза).

По категориям BCi площадь нефтеносносности увеличилась с 48554 тыс.м   до

/Л

79575 тыс.м² (в 1.6 раза), нефтенасыщенная  толщина уменьшилась с 10.7 м до 6.8 м (в 1.6 раза).

Коэффициент извлечения нефти  увеличен с 0.22 до 0.325 по категориям ВС] и до 0.232 по категории С2.

В итоге извлекаемые  запасы по категориям BCi увеличились с 8631 тыс.т до 12996 тыс.т (в 1.5 раза), по категории С 2 уменьшились с 16472 тыс.т до 2156 тыс.т (в 7.6 раза).

По пласту ЮСо  не принципиально изменены граница  распространения запасов категории С1i и подсчетные параметры.

Залежи нефти  Ачимовской толщи и пласта ЮС2 отнесены к Ай-Пимскому месторождению.

По состоянию  на 01.01.2006 изученность горизонта  АС12 высокая - доля запасов категории BC1 составляет 81%. Баженовские отложения практически не изучены, не смотря на то, что на государственный баланс поставлены по категории C1.

8.ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ ОПЕРАТОРОВ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА.

 

1.На операторов по добыче нефти и газа возлагаются обязанности по обеспечению бесперебойной работы скважины и групповых сборных пунктов, а именно: обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов; участие в работе по очистке от парафина подъемных труб, выкидных линий и коллекторов; участие в монтаже и демонтаже наземного оборудования.

2.К работе в качестве операторов добычи нефти и газа (ДНГ) допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение и инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний. Операторы должны иметь квалифицированную группу по электробезопасности.

3.Оператор не реже, чем каждые шесть месяцев работы, должен проходить периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже одного раза в год - проверку знаний.

4.При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда, оператор должен пройти внеочередной инструктаж.

5.Внеочередную проверку знаний правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти:

-при   введении   в  действие   новых  правил   и   норм   безопасности, инструкций по безопасному ведению работ;

-при изменении производственного процесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;

-в случае выявления нарушений требования правил безопасности и инструкций, которые могли привести или привели к травме или аварии;

-по  требованию  органов   государственного  надзора в случае обнаружения недостаточных знаний;

-при переводе на другую работу или перерыве в работе более шести месяцев.

6.Перевозка рабочих на место работы и обратно осуществляется в пассажирских автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях. Запрещается стоять в кузове или сидеть на бортах автомобиля, во время движения вскакивать на автомобиль или спрыгивать с него на ходу. При перевозке людей в кузове назначается старший, указания которого обязаны выполнять все.

7.Запрещается проезд на тракторах, трубоукладчиках, бульдозерах, в кузове бортовых автомобилей - самосвалах, на прицепах и цистернах, на автомобилях, оборудованных для перевозки длинномерных грузов, в кузовах автомобилей при транспортировании в них огнеопасных и ядовитых веществ или грузов, превышающих высоту борта, а также на других самоходных машинах.

8.Оператор должен иметь все полагающееся ему по нормам и правилам защитные средства, обеспечивающие безопасность работы, и во время работы, обязан пользоваться ими.

9.При выполнении работ на пожароопасных и взрывоопасных объектах оператор обязан пользоваться инструментом из цветного металла, омедненным или обильно смазанным солидолом или другой консистентной смазкой.

10.Применение открытого огня и курение вблизи скважин, в насосных и на других взрыво- и пожароопасных объектах - запрещается.

11.Работы на неисправном оборудовании и механизмах, при снятых или неисправных ограждениях, а также пользование неисправными инструментами, приспособлениями и непригодными средствами защиты -запрещается.

12.Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой помощи при несчастных случаях.

13.При несчастном случае очевидец должен немедленно сообщить об этом руководителю работ (мастеру, начальнику цеха);

14.За невыполнение требований настоящей инструкции оператор несет ответственность в установленном законом порядке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РЕЖИМ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.

 

Под установленным  технологическим режимом работы скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим  проектным документом, на данный период, отборов нефти, жидкости и газа и  соблюдение условий надежной эксплуатации оборудования скважин.

Технологический режим скважин обеспечивает регулирование  процесса разработки и характеризуется  следующими основными параметрами:

-пластовым, забойным и устьевым давлением;

-дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

-типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески, и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.)

Как правило, материалы  по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный  анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером  и главным геологом нефтедобывающего предприятия.