ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 22
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Слайд 1. ТЕМА РАБОТЫ
Слайд 2. Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение - расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа и частично в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Входит в состав Варьеганского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение (ТНКМ) было открыто в 1975 году, введено в разработку в 1978 году.
Текущий КИН по месторождению составляет 0,38.
Слайд 3. На слайде представлен геологический разрез Тагринского месторождения.
Геологический разрез – сечение участка земной коры вертикальной плоскостью с изображением на нем геологических факторов, характеризующих взаимное расположение слоев горных пород и условия их обводнения.
Геологи используют этот способ для интерпретации данных по полезным ископаемым. Благодаря схеме они могут оценить предположительные размеры месторождений, рентабельность их разработки.
Слайд 4. В настоящее время в разработке находится 17 объектов: БВ1, БВ2, БВ3, БВ41, БВ42, БВ5, БВ6, БВ70, БВ71, БВ8, БВ9, БВ10, БВ11, БВ12-14, Ач, ЮВ11, ЮВ12.
Основные этапы разработки:
1 этап – приблизительно с 1979 по 1985 гг, 2 этап – приблизительно с 1986 по 1998 гг, 3 этап – с 1998 г по настоящее время.
Слайд 5. Как видно по данным слайда, наиболее эффективными по нефтедобыче являются объекты БВ6, БВ8, БВ9, БВ12-14 и Ач. Именно их мы и будем анализировать по технологической эффективности геолого-технологических мероприятий
Слайд 6. ГТМ - комплекс мероприятий, проводимый в (на) скважинах для оптимизации разработки месторождения, поддержания проектных уровней добычи углеводородного сырья и/или интенсификации добычи с целью увеличения коэффициентов извлечения углеводородов.
Слайд 7. Из методов интенсификации добычи на Тагринском месторождении испытаны такие как:
-
ГРП; -
Оптимизация; -
Вывод из бездействия; -
Ликв. Аварии; -
РИР; -
ОПЗ-ГКО; -
Ввод новых скважин.
Слайды с 8 по 12. На данных слайдах показаны показатели количества и эффективности проведения ГТМ на объектах БВ6, БВ8, БВ9, БВ12-14 и Ач.
Слайд 13. По результатам данных с прошлых слайдов суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ за период 2014 – 2018 гг. составила 417,834 тыс.т, что выше проектной на 22.1%.
Наиболее эффективным методом из всех оказался ГРП. Гидроразрыв был выполнен на 70 добывающих скважинах, в том числе: на объекте Ач – 33 скважин, на БВ12-14 – 3 скважины, на пласте БВ11 – 5 скважин, на пласте БВ9 – 28 скважин, на пласте ЮВ11 – 1 скважина.
Результаты испытаний следует признать успешными, так как:
- в среднем дебит нефти после ГРП возрастает в 27,1 раза;
- в ряде случаев до ГРП скважины вообще не могли быть освоены;
- получены положительные результаты применения гидроразрыва пласта на скважинах объекта Ач (средний начальный дебит нефти 49,9 т/сут);
- получены хорошие дебиты нефти на низкопродуктивных объектах, таких как БВ11 (33,8 т/сут), БВ12-14 (57,2 т/сут), ЮВ12 (47,9 т/сут).