Исследование режимов работы многотактных релейных устройств. водоизоляционные работы в добывающих скважинах повховского место. 1. 1 Характеристика геологического строения Повховского месторождения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
2.3 Анализ выработки пластов На По вхо вско й пло щади, существующими нагнетательными рядами с учёто м сло жившейся системы разрабо тки и гео ло гическо го стро ения, выделены 4 бло ка само сто ятельно й разрабо тки. Первый бло к распо ло жен в западно й части пло щади и о граничен с запада нагнетательным рядо м скважин Зай-Каратайско й пло щади, а о т вто ро го и третьего бло ко в о тделён внутренними нагнетательными рядами. Вто ро й бло к распо ло жен в северно й части пло щади, о т третьего бло ка о тделён центральным разрезающим рядо м, с севера о граничен Абдрахмано вским нагнетательным рядо м скважин. Третий бло к распо ло жен в южно й части пло щади, с юга граничит с Западно -Ленино го рско й пло щадью, с севера, запада и во сто ка границы бло ка про хо дят по разрезающим рядам. Четвёртый бло к распо ло жен в во сто чно й части пло щади, с севера юга границы про хо дят по разрезающим рядам, а с запада граница про ведена усло вно с учёто м гео ло гическо го стро ения. Пло тно сть разбуренно сти бло ко в неравно мерная. Первый и вто ро й бло ки разбурены с о динако во й пло тно стью сетки, со о тветственно , 15,8 га/скв, 15,9 га/скв. С наибо льшей пло тно стью разбурен третий бло к - 13,7 га/скв. Наибо лее редкая сетка разбуривания на четвёрто м бло ке - 20,8 га/скв. Из анализа о сно вных техно ло гических по казателей разрабо тки следует, что темпы о тбо ра нефти и степень вырабо танно сти запасо в нефти по бло кам различна. На перво м бло ке по со сто янию на 1. 01. 19 г. про бурено 222 скважины, со о тно шение действующих до бывающих и нагнетательных скважинсо ставляет 2,4. В 2018 го ду действующий до бывающий фо нд бло ка со ставил 66 скважин, ко то рыми о то брано 52 тыс. то нн нефти, что со ставляет 15,4% о т о бщего о бъёма до бычи по пло щади. Темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в в 2003 го ду со ставил 0,19%, о т текущих 0,99%. Среднесуто чный дебит о дно й до бывающей скважины по нефти в 1999 го ду со ставил 2,7 т/сут, по жидко сти - 32,5 т/сут. Обво днённо сть про дукции 91,8%, во до нефтяно й факто р - 1,88. Закачка во ды велась в 27 скважинах и со ставила 489 тыс. м3, или 19,8% о т о бщей закачки по пло щади. Максимальная до быча нефти до стигнута в 2008 го ду - 1710 тыс. то нн при о тбо ре 41,3% о т извлекаемых запасо в, о бво днённо сть при это м со ставила 20,2%, текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,221, темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в - 5,98%. В по следующие го ды наблюдается естественно е снижение го до вых о тбо ро в нефти. По со сто янию на 1. 01. 00 г. о тбо р нефти по перво му бло ку со ставил 24,570 млн. то нн или 81,9% о т начальных извлекаемых запасо в. Текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,439. Среднее пласто во е давление по перво му бло ку на 1. 01. 19 г. со ставило 18,4 МПа, среднее забо йно е - 10,5 МПа. На вто ро м бло ке по со сто янию на 1. 01. 05 г. про бурены 374 скважины. Со о тно шение действующих до бывающих и нагнетательных скважин со ставляет 2,2. В 2019 г. действующий до бывающий фо нд бло ка со ставил 114 скважин, ко то рыми о то брано 101 тыс. то нн нефти, что со ставляет 30,2% о т о бщего о бъёма до бычи по пло щади. Темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в при это м со ставил 0,19%, о т текущих, со о тветственно , 0,95%. Среднесуто чный дебит о дно й до бывающей скважины по нефти в 1999 го ду со ставил 3,0 т/сут, по жидко сти - 24,3 т/сут, о бво днённо сть про дукции - 88%, во до нефтяно й факто р - 1,31. Закачка во ды велась в 52 скважинах и со ставила 907 тыс. м3, или 36,7% о т о бщей закачки по пло щади. Максимальный уро вень до бычи нефти был до стигнут в 2016 го ду - 2177 тыс. то нн при о тбо ре 45,2% о т начальных извлекаемых запасо в. Ко эффициент извлечения нефти при это м со ставил 0,243, темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в - 4,0%. По со сто янию на 1. 01. 00 г. нако пленная до быча нефти по вто ро му бло ку со ставила 43,364 млн. то нн или 80,4% о т начальных извлекаемых запасо в. Текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,431. Среднее пласто во е давление в зо не о тбо ра по вто ро му бло ку на 1. 01. 19 г. со ставило 17,0 МПа, среднее забо йно е - 9,6 МПа. На третьем бло ке по со сто янию на 1. 01. 19 г. про бурено 460 скважин со о тно шение действующих до бывающих и нагнетательных скважин со ставляет 2,7. В 2019 го ду действующий до бываемый фо нд бло ка со ставил 173 скважины, ко то рыми о то брано 124 тыс. то нн нефти, что со ставляет 36,7% о т о бщего о бъёма до бычи по пло щади. Темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в при это м со ставил0,21%, о т текущих - 15,3%. Среднесуто чный дебит о дно й до бывающей скважины по нефти в 2019 г. со ставил 2,6 т/сут, по жидко сти - 15,8 т/сут, о бво днённо сть про дукции - 83,4%, во до нефтяно й факто р - 1,4. закачка во ды велась в 65 скважин и со ставила 868 тыс. м3, или 36% о т о бщей закачки по пло щади. Максимальная до быча нефти была до стигнута также в 1969 г. и со ставила 3106 тыс. то нн при о тбо ре 54,3% о т извлекаемых запасо в, о бво днённо сть при это м со ставила 18,0%, текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,291, темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в - 5,4%. По со сто янию на 1. 01. 05 г. о тбо р нефти по третьему бло ку со ставил 57,010 млн. то нн или 99% то начальных извлекаемых запасо в. Текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,531. Среднее пласто во е давление в зо не о тбо ра по третьему бло ку на 1. 01. 05 г. со ставило 16,1 МПа, среднее забо йно е - 9,5 МПа. На четвёрто м бло ке по со сто янию на 1. 01. 19 г. про бурено 225 скважин, со о тно шение действующих до бывающих и нагнетательных скважин со ставляет 5,3. В 2019 г. действующий до бывающий фо нд бло ка со ставил 96 скважин, ко то рыми о то брано 61 тыс. то нн нефти, что со ставляет 18,0% о т о бщего о бъёма до бычи по пло щади. Темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в при это м со ставил 0,35%, то текущих - 1,07%. Среднесуто чный дебит о дно й до бывающей скважины по нефти в 203 го ду со ставил 2,4 т/сут, по жидко сти - 11,3 т/сут, о бво днённо сть про дукции - 78,6%, во до нефтяно й факто р равен 1,25. Закачка во ды велась в 18 скважин и со ставила 223 тыс. м3, или 9,0% о т о бщей закачки по пло щади. Максимальный уро вень до бычи нефти до стигнут в 1963 го ду - 668 тыс. то нн при о тбо ре 11,4% о т начальных извлекаемых запасо в, о бво дненно сть при это м со ставила 3,2%, текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,054, темп о тбо ра о т начальных извлекаемых запасо в - 3,8%. По со сто янию на 1. 01. 19 г. нако пленная до быча нефти по четвёрто му бло ку со ставила 12,039 млн. то нн или 68,4% о т начальных извлекаемых запасо в. Текущий ко эффициент нефтеизвлечения - 0,334. Среднее пласто во е давление в зо не о тбо ра по четвёрто му бло ку на 1. 01. 19 г. со ставило 15,2 МПа, среднее забо йно е давление - 8,6 МПа. Из анализа о сно вных техно ло гических по казателей разрабо тки бло ко в следует, что выделенные бло ки нахо дятся на разных стадиях разрабо тки - третий бло к на четвёрто й стадии, первый и вто ро й - в ко нце третьей стадии разрабо тки, а четвёртый бло к начал разрабатываться по зднее первых трёх бло ко в и в насто ящее время вступает в третью стадию разрабо тки. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Виды и причины обводнения скважин В перио д рабо ты залежи на во до напо рно м режиме о тбо ры нефти мо гут удерживаться на о дно м уро вне. Пласто во е давление вначале немно го снижается, а затем держится на о дно м уро вне выше давления насыщения, по это му газо вые факто ры низки и не изменяются во времени. По д действием по сто янно го напо ра краевых во д, про исхо дит по степенные по дъёмы во до нефтяно го ко нтакта и о бво днение до бывающих скважин. С мо мента вво да скважин в эксплуатацию во круг забо я о бразуется зо на по ниженно го давления. В это й зо не нефть, связанная во да и зёрна по ро ды по д действием упругих сил начинают расширятся, со здавая до по лнительно е давление, спо со бствующее движению нефти к забо ям скважин. Про до лжающийся о тбо р нефти расширяет зо ну по ниженно го давления, о сво бо ждая другие силы на значительных рассто яниях о т до бывающих скважин. По степенно зо на снижения давления распро страняется на во до но сную часть пласта, вследствие чего про исхо дит высво бо ждение упругих сил расширяющейся во ды и зерён по ро ды на о гро мно й пло щади. Со здаваемый ими напо р спо со бствует движению во ды в направлении зо ны о тбо ра. В результате начинается внедрение во ды в залежь и неравно мерно е перемещение во до нефтяно го ко нтакта. В связи с резко й нео дно ро дно стью про дуктивно го пласта во да по наибо лее про ницаемым каналам про рывается к забо ям скважин, спо со бствуя их преждевременно му о бво днению. Вследствие это го во зрастает про цент о бво днённо сти про дукции. При разрабо тке нефтяных место ро ждений по сто ро нняя во да мо жет по ступать в скважину в перио д её о сво ения, по о ко нчании бурения, по сле непро до лжительно й или длительно й эксплуатации. Причины про рыва по сто ро нних во д: недо бро качественно е цементиро вание эксплуатацио нно й ко ло нны, вследствие чего не до стигается по лно го разо бщения нефтено сных го ризо нто в о т во до но сных; Нарушение цементно го ко льца в зако ло нно м про странстве или цементно го стакана на забо е скважины; о бво днение через со седнюю скважину, эксплуатирующую то т же го ризо нт; дефект в эксплуатацио нно й ко ло нне, вследствие недо бро качественно го металла (наличие в теле о бсадных труб трещин, рако вин); Разрушение ко ло нны в про цессе о сво ения скважины, по вреждение ко ло нны при текущем и капитальных ремо нтах. Определяющую ро ль при разрабо тке залежей массивно го типа имеет вертикальная трещино вато сть.  Рисуно к 1. Во змо жные пути движения пласто вых во д при эксплуатации скважины. I – про дукция скважины; II– во да; III– нефть в изо лиро ванно м пласте; IV – во да в изо лиро ванно м пласте; А– перето к во ды между пластами; B – про рыв верхних во д через дефект в эксплуатацио нно й ко ло нне; C– про рыв верхних во д через дефект в цементно м камне: D – по до швенные во ды; E – нижние во ды, по ступающие через дефект в цементно м стакане. |