За период 2019-2021 гг. на месторождении проведена 22 скважино-операции ГРП (в том числе 2 - многостадийные ГРП в горизонтальных скважинах).

Анализ проведенных мероприятий представлены в (таблица 6), (Рис.5 и 6).
Таблица 6 Входные дебиты нефтяных скважин до и после ГРП

			До ГРП			После ГРП			Кратность дебита
Дата ГРП	Скв.	Пласт	Qж, м3	Qн, тн	W, %	Qж, м3	Qн, тн	W, %	жидкости	нефти
13.09.2020	530	Ya	250	-	100	250	100	-	1.0	-
18.10.2020	228	Ya	-	-	-	-	-	-	-	-
19.11.2020	719	Ya	-	-	-	0	0	0	-	-
25.11.2020	228	Ya	-	-	-	-	-	-	-	-
27.11.2020	537	Ya	15,7	11	14,9	41	51	17	2,6	1,1
07.01.2021	583	Ya	34	28	2,15	-	-	-	-	-
10.02.2021	228	Ya	-	-	-	-	-	-	-	-
04.05.2021	555	Ya	-	0	-	26	0,3	22	-	-
08.05.2021	305	Ya	270	-	-	445	-	371	1,6	-
29.06.2021	719	Ya	-	0	-	-	99	0	-	-
13.07.2021	227	Ya	-	-	-	-	-	-	-	-
20.10.2021	717	Ya	-	0	-	21,9	4,9	17	-	-
26.10.2021	284	Ya	1	1	0,5	245	17,5	168	245,0	336,7
18.11.2021	581	Ya	12	10	0,1	117	36,7	62	9,8	616,9
24.11.2021	582	Ya	-	0	-	165	26,7	101	-	-
04.12.2021	551	Ya	-	0	-	56,9	99	0	-	-
09.12.2021	104	Ya	44	34	6,1	-	-	-	-	-
12.12.2021	145	Ya	16	13	0,3	-	-	-	-	-
15.12.2021	269	Ya	-	0	-	88	88,7	8	-	-
30.12.2021	537	Ya	7	6	0,1	144	46,27	64	20,6	644,5
31.12.2021	588	Ya	-	0	-	-	-	-	-	-
31.12.2021	594	Ya	-	0	-	-	-	-	-	-

---

Рис. 5 Изменение дебита жидкости после ГРП



Рис.6 Изменение дебита нефти после ГРП

Согласно проведенному анализу дебит нефти и жидкости после ГРП существенно увеличился по некоторым скважинам, что говорит о высокой эффективности данного ГТМ в условиях Ярактинского месторождения.

3.3 Рекомендации по восстановлению продуктивности скважин

Для частичного восстановления первоначальной продуктивности скважин могут быть применены хорошо зарекомендовавшие себя методы:

− соляно-кислотные и глино-кислотные обработки;

− промывки растворами ПАВ;

− применение органических растворителей;

− депрессионные методы.

Для предотвращения прорывов воды по наиболее проницаемым слоям необходимо применение полимерных и гелевых систем.

В настоящее время в добывающих нефтяных скважинах проводятся многократные обработки ПЗС с применением закачки горячего конденсата, который добывается вместе с газом газовой шапки скважинами №№ 15, 18, 19 с целью восстановления продуктивности скважин при выпадении парафина.

Заключение

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 году, а ведено в эксплуатацию в 1998 г.

Запасы нефти по месторождению, категории С1 составляют 98 647/47 563 тыс. т, категории С2 – 12 667/6 105 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С1 составляют 8 118 млн.м3, категории С2 – 1 061 млн.м3.

По состоянию на 01.01.2022 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м3 растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м3 свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата. Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно. Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м3/сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %.

В результате проведенной работы было выявлено, что основными продуктивными горизонтами Ярактинского месторождения являются верхнетирский и ярактинские горизонты. Ярактинский горизонт литологически почти во всех скважинах месторождения представлен двумя пластами песчаников, разделенных между собой алеврито-аргиллитовой перемычкой мощностью до 7 м. Продуктивные пласты Ярактинского месторождения имеют обширные зоны замещения коллектора непроницаемыми породами, что в свою очередь вызывает сложность разработки месторождения.

---

В результате проведенного анализа разработки месторождения можно сказать, что на месторождении реализуются основные проектные решения. Месторождение разбуривается в соответствии с проектом, решения по реализации фонда скважин выполнены на 44,1%. Добывающий фонд в основном высокодебитный, добыча нефти ведется механизированным и фонтанным способом.

Основными причинами остановки добывающих скважин являются технические причины (46,7%) и их низкая продуктивность (46,7%).

Для увеличения извлечения остаточных запасов нефти и газа рекомендуется проведение таких мероприятий как ГРП и бурение горизонтальных скважин.

Для восстановления продуктивности призабойной зоны скважины рекомендуется проводить соляно-кислотные обработки, а также обработки органическими растворителями и ПАВ.

Список использованной литературы

1. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.

2. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

3. ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин. Соотношение размерностей величин, используемых в нефтепромысловой практике, в общепринятой системе и системе СИ.

4. РД-08-71-94 - Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

5. РД 07-203-98 - Инструкция о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых.

6. РД 153-39-007-96 - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

7. РД 153-39.1-004-96 - Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

8. РД 153-39.0-110-01 - Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

9. РД 39-0147035-214-86-Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр.

10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

11. Технологическая схема разработки месторождения на базе геолого-технологической модели

12. Подсчет запасов и ТЭО КИН Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2008 г.

13. Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2008 г.

---

14. Авторский надзор за реализацией дополнения к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2009.

15. Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2011 г.

16. Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2012 г.

17. Дополнение к технологической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС №5871 от 25.12.2013 г.

18. Проект пробной эксплуатации верхнетирского горизонта Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС №6109 от 16.12.2014 г.)

19. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.– М.:Феникс, 2015.

20. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Ин-Фолио, 2016.

21. https://tegaz.ru/company/press/407/ Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта

22. http://news-mining.ru/analitika/21303_povyshenie-nefteotdachi/ Методы повышения нефтеотдачи

23. https://neftegaz.ru/tech-library/tekhnologii/141812-gidravlicheskiy-razryv-plasta-grp/ Технология гидроразрыва пласта

24. https://neftok.ru/dobycha-razvedka/intensifikatsiya-dobychi-nefti.html Основные методы интенсификации добычи нефти

25.https://studwood.net/1592066/tovarovedenie/oborudovanie Оборудование для интенсификации добычи нефти

---

Смотрите также файлы

• Отчет по курсовой работе имитационное моделирование.docx

• Мой вклад в сохранение экологии на земле Автор Чемезов Михаил.pptx

• Конспект лекций по профессиональному модулю.docx

• Решение Дт 08 Кт 10 22 45700 Отражены материальные затраты Дт 08 Кт 70 35 25400 Отражены затраты на заработную плату.docx

• Контрольная работа по дисциплине Плавность хода и управляемость автомобиля как компромис при проектировании подвески.docx