Файл: Отчет по учебной практике, технологичекой альМансури каррар студент группы о21. 03. 01. 0122.docx
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 59
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.2 Фонд скважин
Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности По состоянию на 1.01.10 г. по залежам 301-303 пробурено 679 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д1 и С1вв) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено в эксплуатацию 6 нефтяных скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины - 5,6 т/сут по нефти, 7,9 т/сут по жидкости, обводнённость 29,3%. C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161. В отчетном году по скважинам верей - башкир - серпуховских отложений добыто 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302-303. Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/сут, по жидкости 7,1 т/сут.
Анализ выработки пластов По состоянию на 1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. м3 воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 73%. В 2009 г. с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. м3 воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24 т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 7,2 и 5,7 МПа. В продуктивные пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г. равен 29. Динамика основных показателей разработки Динамика основных показателей разработки залежей 302-303 приведены в табл. 8. Таблица 8. Состояние разработки залежей 302, 303
на рис. 2.1-Динамика добычи нефти и жидкости показана
Рис. 2.1. Динамика добычи нефти и жидкости
Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 2.2
Рис. 2.2. Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ,
темпа отбора от ТИЗ Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и % от НБЗ показаны на рис. 2.3.
Рис. 2.3. Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и % от НБЗ
2.3 Методы интенсификации и добычи нефти на данном месторождении
На Ромашкинском месторождении в достаточно большом объеме применяют прогрессивные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Они подразделяются на две группы: гидродинамические и третичные. В первую группу входят нестационарное заводнение, с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор жидкости, ввод недренируемых запасов. Причем, превалирующее значение имеют гидродинамические методы.
Нестационарное заводненне нашло широкое применение на месторождении. По состоянию на 1.01.1995 г. под циклическим воздействием находилось 80,3% скважин нагнетательного фонда. Объем закачки в эти скважины в 1994 г. составил 73,0% общей закачки по объекту. За счет циклической закачки воды с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте в 1994 г. дополнительно добыто 1,8 млн. т нефти, ограничена добыча попутной воды на 8,7 млн. т и одновременно на 47,0 млн.м3 ограничена непроизводительная и малоэффективная закачка воды. Эта технология внедрялась с целью регулировать закачку воды и отбор жидкости по отдельным блокам самостоятельной разработки.
Всего за время применения нестационарного заводнения на месторождении дополнительно добыто 18,1 млн. т нефти. Одновременно снижен отбор попутной воды на 57 млн. т и ограничена непроизводительная и малоэффективная закачка воды на 213 млн. м3.
На форсированном режиме в настоящее время работают 398 девонских и 26 бобриковских скважин, а всего на этом режиме перебывала 1591 скважина. По действующим скважинам отбор жидкости увеличен в 1,56 раз при практически неизменной или даже несколько (в 2 раза) уменьшенной обводненности нефти. За счет форсированного отбора ежегодно добывают около 430 тыс. т нефти, а всего с начала применения метода добыто 7,7 млн. т нефти. Причины сравнительно небольшого объема внедрения форсированного отбора жидкости связаны с отсутствием геологo-физических критериев подбора скважин и участков для эффективного форсирования, а также увеличением энергетических затрат на добычу высокообводненной продукции в условиях рыночной экономики при отсутствии налоговых льгот на истощение недр и одинаковом налогообложении высокопродуктивных малообводненных объектов и истощенных, высокообводненных пластов. Также этому способствует нерешенность целого ряда технических проблем, связанных с реализацией отборов больших объемов попутной воды и увеличением экологической нагрузки на регион.
Ввод недренируемых запасов. Ввиду сложности геологического строения и применения на начальном этапе освоения месторождения неоптимальных систем разработки, объем недренируемых запасов здесь оказался весьма большим (37% НИЗ). Благодаря непрерывному совершенствованию применяемых систем разработки (бурению дополнительных скважин, оптимизации размеров эксплуатационных объектов и плотности сетки скважин, совершенствованию систем заводнения, оптимизации давления нагнетания и на забое добывающих скважин) на месторождении было введено в разработку более 650 млн.т недренируемых запасов, за счет чего уже добыто 294 млн.т нефти, в т. ч. 5 млн.т в 1994 г., что составляет 38,5% общей добычи по горизонту Д1.
За счет широкого применения гидродинамических МУН, контроля и регулирования процессов разработки на месторождении ежегодно добывается около 40% всей нефти. Опыт разработки показывает, что возможности гидродинамических МУН далеко еще не исчерпаны. В последние годы применению их способствует развитие техники и технологии.
Широкие возможности имеет применение гидравлического разрыва пласта (ГРП). За последние годы на Ромашкинском месторождении проведено 103 ГРП (увеличение дебита в 2,5 раза).
На месторождении проведены работы по улучшению первичного вскрытия пластов в процессе бурения, которые показали возможность увеличения дебита скважин в 2-3 раза. Проводятся широкие работы по вторичному вскрытию пластов бесперфораторным способом или с применением сверлящих перфораторов ПС-112. Последний метод особенно эффективен для вскрытия частично промытых или пластов с подошвенной водой при небольшой нефтенасыщенной толщине (до 2-3 м). Если при вскрытии таких пластов куммулятивным способом обычно получают воду либо незначительный приток нефти с большим содержанием воды, то применение ПС-112 дает возможность получать притоки нефти от 3 до 10-20 т/сут с небольшой (единицы процента) долей воды.
Широкое применение указанных методов позволяет существенно повысить эффективность применения гидродинамических МУН.
Совершенно новые возможности открываются при внедрении систем разработки с применением горизонтального бурения. Всего в объединении "Татнефть" пробурено 63 горизонтальных скважины. В среднем их дебиты оказались в 5 раз выше обычных скважин.
На месторождении достаточно широко применяют третичные МУН, которыми охвачено около 300 млн. т запасов, дополнительно добыта 12,4 млн. т нефти. Максимальная добыча в 1988-1989 гг. составила 1,0 млн. т, в 1994 г. добыто 0,64 млн. т. Работы проведены на 1867 участках с 4052 скважинами. Здесь применялось 25 МУН (78 технологий). Наибольший объем добычи нефти приходятся на закачку серной кислоты (АСК) и ПАВ (86%о). Меньше объемы добычи получены за счет закачки тринатрийфосфата (ТНФ), сернокислого глинозема (СКГ), водорастворимых полимеров, полимерно-дисперсных систем (ПДС), эфиров целлюлозы (ЭЦ).
Опыт применения третичных МУН показал, что на поздней стадии разработки для вытеснения нефти из заводненных пластов целесообразно применять ПДС, ЭЦ, полимеры, силикатные гели и микробиологические методы. Причем здесь на одну тонну закачанного реагента получено 200-1200 т нефти. Новые МУН необходимо применять в комплексе с совершенствованием заводнения и оптимизацией сетки скважин.
В области технологии разработки:
- показаны основные недостатки методов заводнения для эксплуатации неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой скважин и на основе этого уточнены принципы рациональной разработки месторождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучшение условий дренирования запасов, опережающую выработку базисных пластов;
- обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопродуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложно построенным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечивающие достижение высокой (до 50-60%) нефтеотдачи;
- показаны особенности поздней стадии разработки месторождения и рекомендованы пути обеспечения наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти, научно обоснованы системы разработки, обеспечивающие ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
- решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45%) системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПа*с) в терригенных коллекторах путем применения системы избирательного заводнения с закачкой воды в водоносные "окна" внутри пласта, применения физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения (Н3), оптимизации давления нагнетания и плотности сетки скважин;
- научно обоснована эффективная система разработки залежей высоковязкой нефти (более 60 мПа*с) в достаточно проницаемых терригенных коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах;
- доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность; технико-экономические показатели (ТЭП) разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточнены понятия резервного фондах обоснованы методы их определения, обоснован принцип и определены условия эффективности применения двустадийного разбуривания, создана