Файл: Многопрофильный колледж профессионального образования дневник производственной практики.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 134
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В 2011 г. наблюдается прирост в действующем фонде скважин и проведенных ГТМ (перфорационные методы, оптимизация глубинно-насосного оборудования, ремонтно-изоляционные работы, гидродинамические МУН). Уровень дополнительной добычи увеличился почти в 2 раза – 11,3 тыс.т. За счет ГТМ в 2011 году получено около 16 % от годовой добычи. Остальная добыча – это работа скважин и переходящий эффект прошлых лет. Наиболее эффективными мероприятиями данного периода являются перестрелы работающих интервалов с последующим выравниванием профиля притока и ПСКО. Проведенный на скважинах верейского и башкирского объектов этот вид воздействия позволил дополнительно получить около 5 тыс.т нефти.
В 2012-2015 гг. дополнительная добыча нефти продолжает интенсивно возрастать, увеличилось количество ГТМ от 18 до 26 единиц. В этот период были введены в эксплуатацию из бурения новые скважины, которые характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Проведенные мероприятия (оптимизация, ремонтно-изоляционные работы, различного вида соляно-кислотные обработки) на новых скважинах дали значительный прирост добычи нефти от 23,6 тыс.т (2014 г.) до 56,1 тыс.т (2013 г).
В 2016 г. отмечается снижение действующего фонда скважин и проведенных ГТМ. Уровень дополнительной добычи значительно снизился по отношению к 2015 году почти в 3,5 раза – до 7,9 тыс.т. За счет ГТМ 2016 года получено более 3 % от годовой добычи по месторождению. Наиболее эффективными мероприятиями данного периода явились оптимизация насосного оборудования и БОСКО. Проведенный на скважинах верейского, башкирского и визейского объектов этот вид воздействия позволил дополнительно получить более 5 тыс.т. нефти. В конце рассматриваемого года, 13.12.2016 г., было проведено геолого-техническое мероприятие ВПП (ВУС) + ПСКО на нагнетательной скважине № 29 башкирского объекта разработки, эффект от этой операции следует принять как эффект 2017 года, т.к. фонд добывающих скважин не успел отреагировать на закачку ВУС в нагнетательную скважину. В феврале 2016 г. на визейский объект разработки был введен в эксплуатацию боковой ствол, пробуренный из скв. №103, находящейся в фонде бездействия прошлых лет, что позволило дополнительно добыть 2554 тонны нефти.
С учетом полученных фактических данных можно отметить, что дополнительная добыча нефти по видам ГТМ не находится в прямой зависимости от количества мероприятий. Стоит отметить, что технологический эффект от мероприятия зависит преимущественно от местоположения и состояния скважины, состояния ПЗП и зоны дренирования скважины на момент проведения мероприятия, а также от качества выполнения операции. Для качественного подбора скважин и снижения рисков обводнения в результате проведения ГТМ, до намечаемых мероприятий следует проводить гидродинамические исследования скважин, такие как: определение дифференциального профиля притока в скважину, определение фильтрационных характеристик призабойной зоны методом КВУ и так далее.
Охват фонда действующих добывающих скважин ГТМ, количество эффективных ГТМ и дополнительная добыча нефти приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Охват фонда действующих скважин ГТМ
| Год | Годовая добыча нефти, тыс.т | в т.ч. дополни-тельная добыча за счет ГТМ, тыс.т | Действу-ющий фонд скважин | Количество ГТМ | Количество эффективных ГТМ | Дополни-тельная добыча на 1 скв.опер., тыс.т |
| 2001 | 30.1 | 1.7 | 17 | 11 | 8 | 0.213 |
| 2002 | 45.5 | 6.2 | 17 | 11 | 9 | 0.689 |
| 2003 | 50.5 | 5.8 | 18 | 8 | 5 | 1.160 |
| 2004 | 51.2 | 6.0 | 19 | 15 | 12 | 0.500 |
| 2005 | 39.2 | 7.2 | 18 | 7 | 4 | 1.800 |
| 2006 | 38.4 | 12.0 | 18 | 11 | 10 | 1.200 |
| 2007 | 35.4 | 10.6 | 17 | 5 | 4 | 2.650 |
| 2008 | 43.2 | 5.8 | 25 | 5 | 2 | 2.900 |
| 2009 | 47.9 | 3.9 | 22 | 10 | 8 | 0.488 |
| 2010 | 42.8 | 6.6 | 23 | 9 | 9 | 0.733 |
| 2011 | 71.7 | 11.3 | 27 | 15 | 12 | 0.942 |
| 2012 | 108.1 | 28.3 | 25 | 19 | 19 | 1.489 |
| 2013 | 281.0 | 56.1 | 32 | 18 | 15 | 3.740 |
| 2014 | 323.4 | 23.6 | 34 | 22 | 18 | 1.309 |
| 2015 | 280.1 | 35.3 | 36 | 26 | 26 | 1.359 |
| 2016 | 252.4 | 7.9 | 37 | 17 | 15 | 0.527 |
| Сумма | 1813.5 | 232.8 | | 209 | 176 | |
В целом по месторождению наиболее распространенными и эффективными видами были: оптимизация, соляно-кислотные обработки (СКО и ПСКО), выравнивание профиля притока с ПСКО, ГМЩП и РИР.
Преобладающим видом воздействия, как по количеству выполненных операций, так и по дополнительно полученной добыче нефти, является оптимизация. Предпосылками для проведения данного вида работ является необходимость стабилизации и подержания уровня добычи нефти при ежегодно наблюдаемом росте обводненности и снижении дебитов нефти на месторождении.
На месторождении, за историю разработки, применялся инвариантный набор методов интенсификации добычи нефти. Таким образом, воздействие на залежи не ограничивалось только зарекомендовавшими себя эффективными видами воздействия.
Анализ эффективности применяемых методов в добывающих скважинах Патраковского месторождения по объектам разработки приведен далее.
В таблице 2 представлена эффективность физико-химических методов очистки опз.
Таблица 2 – Эффективность ГТМ по добывающему фонду скважин верейского объекта
| Вид ГТМ | кол-во ГТМ | кол-во эффекти-вных ГТМ | Параметры работы скважин | Дополни-тельная добыча нефти, т | |||||
| дебит нефти, т/сут | дебит жидкости, т/сут | обводненность % | |||||||
| до ГТМ | после ГТМ | до ГТМ | после ГТМ | до ГТМ | после ГТМ | ||||
| Физико-химические методы ОПЗ | |||||||||
| ПСКО | 11 | 9 | 4.7 | 6.3 | 9.4 | 7.2 | 50.0 | 12.4 | 9694 |
| СКО | 3 | 3 | 3.1 | 3.8 | 4.4 | 5.6 | 29.8 | 32.8 | 110 |
| БОСКО | 7 | 5 | 1.5 | 2.4 | 2.3 | 4.6 | 33.1 | 48.7 | 1149 |
| ЗПСКО | 1 | 1 | 5.2 | 6.5 | 5.4 | 6.8 | 4.2 | 4.4 | 415 |
| Итого | 22 | 18 | | | | | | | 11368 |
- 1 2 3
Обоснование и выбор технологии проведения СКО в условиях Верейского объекта Патраковского месторождения
Патраковское месторождение осложнено отложениями парафинов, смол и асфальтенов, а так же выбранный объект состоит из карбонатных пород. Учитывая перечисленные выше факторы было принято решение использовать соляно-кислотные обработки для интенсификации притока.
-
Технология проведения соляно-кислотной обработки
Процесс соляно-кислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое.
Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав, кислота вместе с продуктами реакции вымывается на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины.
Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.
Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.
Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.
Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью.