Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»

 

    Низкий  уровень добычи из девонских отложений  обусловлен тем, что они характеризуются  низкой продуктивностью, практически  не разбурены и эксплуатируются без поддержания пластового давления.

    Среднесуточный  дебит нефти одной добывающей скважины в 2008 г. составил 2,2 т/сут, т.е уменьшился за год на 0,1 т/с.

    С начала разработки по всем месторождениям добыто 142726 т. тн нефти, в т.ч. по девонским  отложениям 2306 т. тн, нижнему карбону  – 114060 т.тн, турнейскому ярусу- 1180 т.тн, среднему карбону 25180 т.тн нефти.

    Текущие коэффициенты использования запасов, утвержденных ЦКЗ РФ, по объектам разработки приведены в таблице 5.: 

    Таблица 5

 

    Различия  в использовании запасов по объектам связаны с разной степенью продуктивности, разбуренности и освоения системы  заводнения.

    Попутно с нефтью за отчетный год отобрано 9937,7  т.м³ воды. 

    Распределение добытой воды по горизонтам  приведено  в таблице 6:

    Таблица 6

 

    Наибольший  прирост  обводненности произошел  по Кармановскому  месторождению, что обусловлено вскрытием новыми скважинами пласта СIIo-III с водонефтяным контактом. 

    Суточная добыча жидкости на 1.01.2009 г.составила 34854 м³/с. За год добыто 13324,8  т.тн жидкости, что выше уровня 2008 г. на 1205,9  т.тн, что объясняется вводом в эксплуатацию скважин, находящихся в б/д, вводом скважин из бурения и проведением ГТМ.

    Все месторождения кроме Кармановского  разрабатываются с поддержанием пластового давления. Для закачки используются пресные воды Буйского и Таныпского  водозаборов, промысловые сточные воды,  а также высокоминерализованные воды глубокозалегающих горизонтов.

    Действующий фонд нагнетательных скважин на 1.01.2009 г. составил  524 ед., в т.ч. по девону-4, по нижнему карбону 365, по среднему карбону- 154, по турнею-1.

    За  отчетный год закачено 12738 тыс.м³ воды, что выше объема закачки 2008 г. на   836  тыс.м³.Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 76,4 м³/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 102,0 % ,с начала разработки  110,1 %.

    2.3. Показатели разработки месторождений

    Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (средне-годовую) и  суммарную добычу жидкости (нефти  и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текучей добычи воды к текущей добычи жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор, текущую и накопленную  закачку воды, пластовое и забойное давление, текущий газовый фактор, средний дебит добывающих скважин, производительность труда, капитальные вложения, плата за кредит, возврат кредита и обязательном соблюдении правил по охране недр.

    Поэтому из всех возможных систем разработки нужно выбрать такую систему, при которой месторождение разбуривалось бы минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим, однако, получение заданных темпов добычи нефти, высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капиталовложениях и минимальной себестоимости нефти.

    2.4. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и

    пластов характеристика их продуктивности и  режимов

    На  Кузбаевском нефтяном месторождении  проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Это замеры дебитов  добывающих скважин и определение содержания воды, текущий газовый фактор, замеры приемистости нагнетательных скважин, замеры забойных и пластовых давлений, статических и динамических уровней, расчеты забойных давлений по замеренным динамическим уровням, расчеты коэффициентов продуктивности через статические и динамические уровни.

    Помимо  этих исследований проводится снятие профилей отдачи по нагнетательным скважинам и притока в добывающих.Обработка результатов РГД свидетельствует, что по  пласту СII коэффициент охвата заводнением равен 0,57.

    Совместно со снятием профилей приемистости и  отдачи производятся замеры температуры по стволу скважин.В таблице 7 приводятся количество измерений и средние значения замеренных параметров.

    Таблица 7

    Примечание: В числителе – по среднему карбону.

    В знаменателе – по терригенным  отложениям нижнего карбона.

    Так начальное пластовое давление по отложениям среднего карбона 8,7 МПа, нижнего  – 13,6 МПа.Давление насыщения 3,3 МПа  и 7,6 МПа соответственно.Средние величины забойных давлений в добывающих скважинах нижнего карбона 5,5-6,5 МПа (по залежам), а в нагнетальных 26,5-27,0 МПа. По среднему карбону величины забойных давлений 2,0-5,6 МПа.

    Как следует из результатов проведенных  исследований, эксплуатация залежей нефти по отложениям нижнего карбона ведется при оптимальных депрессиях. По отложениям среднего карбона на некоторых участках забойное давление в добывающих скважинах значительно ниже давления насыщения. По этим залежам необходимо усилить заводнение коллекторов.

    Так средняя величина коэффициента охвата пласта СII заводнением 0,6. При заводнении пластов, залегающих ниже пласта СII коэффициенты охвата заводнением колеблются  от 0,6 до 1, что косвенно свидетельствует об эффективности  разукрупнения отложений нижнего карбона.

    3.Анализ разработки Кузбаевского месторождения

    3.1.Сведения о разработке месторождения

    Основным  эксплуатационным объектом Кузбаевского месторождения является пласт СII, промышленная разработка которого была начата в 1974 году.

    Согласно  технологической схеме разработка СII ведется по правильной треугольной  сетке 400х400 м с законтурным и  внутриконтурным заводнением.

    В этом же году были введены в разработку залежи нефти в пластах ДФ 2 (скв. № 3072) и ДФ2 +ДФ3 (скв. № 2905). В скв. 3072 пласт обводнился после добычи всего 6 т нефти, а скв. 2905 проработала 1,5 года и после добычи 1755 т нефти  и передана в ППД.

    В 1976 года была начата пробная эксплуатация пластов среднего карбона (пласты К2, В2, Бш), однако эта эксплуатация проводится до сих пор единичными скважинами.

    Начиная с 1979 года также единичными скважинами начинается разработка залежей в пластах СII, СВ  и СВIo, а также пласта Д1 (в единственной скважине 131 Танып).

    В настоящее время на меторождении проводится эксплуатация отложений  среднего карбона (пласты К2, К4, В1, В2, и  Бш), терригенной толщи нижнего  карбона (пласты СII, СIВ, СВ, СВIo, СВI) и девона Д1.

    3.2. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов

    Кузбаевское месторождение введено в разработку в 1973 г. разбуриванием песчаников тульского и бобриковского горизонтов (СП, СIВ, СВ, СВIо)  по равномерной треугольной сетке 400х400м согласно технологической схеме 1973г.

    Согласно  уточненной технологической схеме  1978 г. плотность сетки скважин в зоне разбуривания 14,8 га/скв. и 19,3 га/скв. – в зоне контура нефтеносности.

    Причем  закачка ведется в основном по  СП терригенной толще нижнего  карбона.

    Система заводнения по ТТНК – комбинированная. Закачка воды ведется как в  очаговые внутриконтурные скважины, так и в приконтурные и законтурные скважины.

    Способ  эксплуатации – механизированный. В зависимости от продуктивности скважины эксплуатируются штанговыми или электропогружными насосами. УЭЦН оборудовано 32% скважин месторождения.

      Основную долю фонда составляют  скважины с обводненностью продукции более 90% и дебитом нефти менее 5 т/сут.

    3.3. Характеристика технологических показателей разработки

    Достижение  максимального уровня добычи нефти  объясняется завершением разбуривания и организацией заводнения. Дальнейшее усиление заводнения позволило сохранить высокие темпы отбора до 1986 г..

    В дальнейшем обводнение добываемой продукции  и в связи с этим отключение  добывающих скважин привело к падению уровней и темпов отбора. Для месторождения характерны высокие темпы отборов от остаточных запасов – 10,6 %. Причиной этого является наличие одного продуктивного  пласта с хорошими коллекторскими свойствами. В связи с чем отдельные участки залежей выработаны.  Существующая система разработки для этих участков неэффективна (практически циркуляция воды).

    Отложения среднего карбона разрабатываются единичными скважинами. На 2009 год действует 24 скважины, на долю которых приходится 318,378 тыс. т добываемой нефти, что составляет 5,5 % от начальных балансовых запасов и 27,7 % от начальных извлекаемых запасов. Скважины малодебитные, средний дебит по нефти на 1 скважину составил 1,1 т/сут., по жидкости 1,8 т/сут., при обводненности 39,5 % (весовая). Закачка воды проводится только по одной скважине, приемистость которой составляет 52 м³/сут..

    Из  пластов нижнего карбона извлечено 17913, 591 тыс. тн нефти, что составляет 37 % от начальных балансовых запасов и 79,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущая обводненность продукции 82,2 % (весовая). Годовая добыча нефти составила 299,262 тыс. тн нефти, что составляет 1,3 % от начальных извлекаемых запасов или 7,4 % от остаточных.