Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 160
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1 Краткая характеристика месторождения
1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика
1.4 Гидрогеологическая характеристика Соколовского месторождения
2.1 Анализ текущего состояния разработки Соколовского месторождения
2.2 Залежь нефти западного блока воронежского горизонта
2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов
2.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
3.1 Охрана окружающей среды при разработке Соколовского месторождения
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная – 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61).
Залежь нефти второго блока елецкого горизонта
С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисковая скв.36, эксплуатационные скважины 50, 60, 65, 66, 68. Эксплуатация второго блока елецко-задонской залежи Соколовского месторождения начата 7 июля 1976 г. вводом в разработку фонтанным способом добывающей скважины 36 с дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в декабре 1975 г. на глубине 2731 м и приведенное к отметке ВНК (-2634 м), составило 35,6 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление на блоке.
Через полгода давление снизилось до 22,2 МПа (замер от 12.11.1976 г.), дебит нефти – до 1,25 т/сут и скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН) с дебитом 72 т/сут безводной нефти. Отбор нефти на эту дату составил 8788 т, на 1 МПа снижения давления было отобрано 670,8 т.
В марте 1980 года в связи со снижением пластового давления до 17,9 МПа (замер от 03.1980 г), дебита нефти до 15 т/сут скважину перевели на ШГН. В мае 1983
года провели смену насосного оборудования (ШГН заменили на ЭЦН), затем через 15 дней работы вновь перевели на ШГН, через 7 дней работы вновь на ЭЦН, в марте 1984 – на ШГН.
В сентябре 2004 года в продукции скважины появилась вода удельного веса 1,2 г/см3, начальная обводненность составила 27,3%. За четыре месяца скважина полностью обводнилась, дебит нефти снизился до 0,6 т/сут. По техническим причинам скважину ликвидировали.
Всего скважиной отобрано 165,2 тыс. т нефти (67,7% всей добычи блока).
30 сентября 1980 г. фонтаном с начальным дебитом 0,13 т/сут введена в эксплуатацию добывающая скважина 50. Начальное пластовое давление, замеренное 06.07.1980 года на глубине 2819 м и приведенное к ВНК (-2634 м), составило 32,06 МПа. На дату ввода скважины 50 пластовое давление в скважине 36, согласно глубинному замеру от 05.03.1980 г., составляло 17,89 МПа. Существенную разницу в величине пластового давления по двум скважинам можно объяснить тем, что скважиной 50 вскрыты пропластки, не вовлеченные в разработку скважиной 36.
Фонтанным способом скважина 50 проработала до июня 1981 г. При работе фонтаном дебит нефти не превышал 0,03 т/сут, скважина практически простаивала. Перевод в июне 1981 г. скважины на механизированную добычу (ШГН) привел к увеличению дебита до 5-7 т/сут.
Как показано на рисунке 2.7 скважина 50 работала на фоне постоянно снижающегося пластового давления. Начиная с 1986 г., когда давление снизилось до 18-19 МПа, скважину 50 перевели в периодический режим работы с дебитом 0,1 т/сут – 0,03 т/сут. В мае 1990 года в ходе ремонтных работ на глубине 2269 м выявлено нарушение эксплуатационной колонны. В связи с нарушением эксплуатационной колонны в марте 1990 г. скважину 50 ликвидировали по техническим причинам. Всего скважиной отобрано 6,9 тыс.т нефти, что составляет 3,1% от всей добычи нефти по блоку.
На протяжении всего периода работы скважины 50, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.
Рисунок 2.7 - Динамика пластового давления по скважинам елецкой залежи 2-го блока
17 мая 1990 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 1 т/сут. введена в эксплуатацию добывающая скважина 60. Начальное пластовое давление, замеренное во время освоения 02.01.1990 г. на глубине 2750 м, в пересчете на ВНК (- 2634 м) составило 18,3 МПа, что соответствовало текущему в залежи (рис. 2.3).
В октябре 1996 г. по причине полного обводнения (99%) скважину 60 перевели в контрольный фонд, в ноябре 2002 года, скважину перевели в ППД.
Всего скважиной отобрано 880 т нефти, что составляет 0,4% добычи из блока.
21 января 1991 г. фонтаном с начальным дебитом 10,5 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию добывающая скважина 66. Скважина пробурена в своде залежи, вскрыла наиболее продуктивный разрез общей нефтенасыщенной мощностью 25,2 м. Для эксплуатации елецких отложений провели перфорацию двух нефтенасыщенных пропластков верхней части разреза в интервале 2782,4-2785,4 м и 2793-2806 м.
Начальное пластовое давление, замеренное 05.12.1990 г. на глубине 2700 м и пересчитанное на ВНК (-2634 м) составило 22,4 МПа, при среднем по залежи. Через четыре месяца работы, в мае 1991 г. в скважине 66 появилась вода (5-7%) с удельным весом 1,22 г/см3. В отдельные месяцы с целью регулирования уровня обводненности скважину эксплуатировали в периодическом режиме.
На протяжении всего периода работы скважины 66, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.
На 01.01.2012 г. скважина 66 находится в действующем фонде, работает с дебитом нефти 6,0 т/сут, жидкости 9,9% и обводненностью 39,1%. Всего скважиной отобрано 35,5 тыс.т нефти (14, 3% от всей добычи блока), 49 тыс.т жидкости.
В феврале 1992 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 5,3 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию в интервале перфорации 2835-2846 м добывающая скважина 68. Начальное пластовое давление соответствовало текущему в залежи и составляло 17,5 МПа (на ВНК – 2634 м).
В связи с низкими уровнями, уже через несколько месяцев после ввода, скважина переведена в периодический режим работы (Нд – 1600 м).
По состоянию на 01.01.2012 г. скважина 68 находится в действующем фонде, работает механизированным способом (ШГН) с дебитом нефти 5,4 т/сут, безводной нефти.
Всего скважиной 68 отобрано 36,8 тыс.т (14,8
% от всей добычи залежи) безводной нефти.
Скважина 36s2 пробурена в 2008 году с использованием части ствола скважины 36 с глубины 1997м.
При испытании в интервале 2724 – 2758 м (открытый ствол) получен приток нефти с газом. Пластовое давление, замеренное на глубине 2600 м в процессе освоения и пересчитанное на ВНК, составило 26,8 МПа, что соответствовало давлению в контрольной скважине 36 (рисунок 3.2.6).
Скважина введена в эксплуатацию в сентябре 2008 года механизированным способом с дебитом 10,6 т/сут безводной нефти. В апреле 2009 года в продукции отмечено появление воды -13,2% с удельным весом 1,22 г/см3. Обводненность скважины нарастала и в октябре 2010 года достигла 99%. В связи с полным обводнением скважину остановили. Всего скважиной отобрано 3,68 тыс.т нефти или 1,5% всей добычи блока. На 1.01.2012 года скважина находится в бездействии.
В марте 1992 года после снижения давления в залежи до 15-17 МПа в дроздовские слои елецкого горизонта организовали закачку воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. Начальная приемистость составила 80-90 м3/сут, давление закачки – 16,2 МПа. В скважину закачивали сточную воду удельного веса 1,15 г/см3.
В процессе закачки приемистость снизилась до 36 м3/сут, давление закачки увеличилось до 18,2 МПа.
Всего на 1.01.2012 г. в скважину закачано 237,7 тыс. м3 воды.
В силу высокой расчлененности разреза и ухудшенных коллекторских свойств, влияние от закачки затруднено. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях ежемесячно составляла 120-280%.
На рисунке видно, что закачка в скважину 65 отразилась на повышении и стабилизации динамических уровней в добывающей скважине 66. После дострела нижней части разреза влияние от закачки усилилось, что выразилось в дальнейшем подъеме динамического уровня в скважине 66.
В меньшей степени закачка в скважину 65 оказывает влияние на работу добывающей скважины 68. После смены насосного оборудования в скважине 68 и дострела нижней части разреза в скважине 65, добыча нефти увеличилась, что привело к снижению динамического уровня.
С целью увеличения охвата вытеснением
, в ноябре 2002 года с приемистостью 21 м3/сут переведена под нагнетание обводнившаяся низкопродуктивная скважина 60. Давление нагнетания составляло 18 МПа.
Текущую компенсацию начиная с ноября 2002 года снизили до 100-200%. Объем закачиваемой воды распределялся поровну между скважинами 60 и 65. В июне 2011 года по технологическим причинам (подготовка и проведение ГРП в скважине 54) основной объем воды (75%) закачали в скважину 65 и 25% в скважину 60. Динамические уровни в добывающих скважинах 66 и 68 не снизились, стабилизировались на глубине 1170-1270 м, в соответствии с графикми изображенными на рисунках 2.8 и 2.9.
Рисунок 2.8 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 66 по данным «шахматки»
Рисунок 2.9 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 68 по данным «шахматки»
В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта, а в скважину 60 лишь в дроздовские слои елецкого горизонта.
В феврале 2010 г по нагнетательным скважинам 60 и 65 были проведены промыслово-геофизические исследования с целью определения принимающих интервалов. По результатам комплексных исследований в скважине 60 жидкость от закачки принимают интервалы 2770-2776 м; 2790-2798 м, в лучшей степени принимает интервал 2794,4-2798 м.
В нагнетательной скважине 65 вода от закачки поступает в интервалы 2823-2827 м, 2831-2840 м, 2844-2847 м, 2861-2863,6 м, 2867-2869 м и ниже глубины дохождения прибора. Нижний интервал перфорации полностью исследованиями не охвачен. Максимальная глубина дохождения прибора – 2872 м. По механической расходометрии на точке ниже глубины дохождения прибора поступает 23,2% закачиваемой воды. По отрицательной термоаномалии можно предположить поступление воды по заколонному пространству вверх до глубины 2816 м.
По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой– 68,8%, текущая – 71,2%.
Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68.
Планировалось выработку остаточных запасов осуществлять действующими
добывающими скважинами 66, 68 и восстановленной в 2008 г. вторым стволом скважиной 36. Поддержание пластового давления вести путем закачки воды в нагнетательные скважины 60 и 65.