При. курсовой проект Вайтиев Е.В. 2. 1. геологический раздел 4
 Скачать 0.61 Mb.
|
|
Скважины (202, 209, 213, 219, 221, 230, 234, 236, 301, 227, 214, 223) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи находится в оптимальной области (0,8-1,2), забойное давление близко к оптимальному значению. Скважины (217, 231) работают в периодическом режиме 12/12. Таблица 8 - Рекомендации по замене насосов.
Анализ режима работы скважин на Арланском месторождении (бобриковская залежь) показал, что 11 (33%) скважин работаю с отклонениями от оптимальных режимов. Скважины (64, 65, 102, 203, 207, 220, 222, 229, 235, 68, 228, 206) работают с забойным давлением равным или превышающим оптимальное забойное давление, но коэффициент подачи насоса у них (1,3-1,9) больше оптимального коэффициента подачи насоса (0,8-1,2). На таких скважинах можно порекомендовать произвести замену насоса на насос с большей производительностью Скважины 64, 102,203, оборудованные насосами ЭЦН выходят из строя из – за наличия АСПО и механических примесей в скважинах. Скважины 65, 207,220 работают с отклонениями от оптимальных режимов из – за снижения динамического уровня. Скважины 222,229,235,68,228,206 выходят из строя из–за низкого пластового давления, низкой продуктивности (низкой проницаемости, большой расчлененности). Все скважины работают с низкими Н дин и низким К прод. Для всех данных скважин характерно 1. Большая глубина подвески, большая кривизна скважин (нагрузка на ГНО). 2. Низкое Рпл, низкий Ндин. Выпадение отложений парафина (ЭЦН-60 это своего рода депарафинизация). 3 Высокий газовый фактор (свободный газ на приеме насоса, более 10%. С ЭЦН спускаем газосепаратор) 2.3 Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификацию добычи нефти на данном месторождении За 2020 года на Бобриковском объекте проведено 23 ГТМ. Таблица 9 - Результаты проведения ГТМ в нефтяных скважинах Арланского месторождения
На скважине № 851 проведены работы по радиальному бурению на карбонатном коллекторе. Радиальными каналами в количестве 2 штук по 100 м вскрыт пласт Бш, в интервалах 1466,0-1466,03 и 1463-1463,03 м в направлениях юг и юго-восток, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом ДН-9010 в V-35 м3. Начальный прирост нефти составил 3,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. При выводе на режим прирост нефти составил 4,7 т/сут. На скважине № 2143 также проведены работы по радиальному бурению. Пласт вскрыт радиальными каналами в количестве 4 штук по 100 м в интервалах 1476,0-1476,03 и 1478,50-1478,53 м в направлениях восток и юго-запад, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-40 м3. Начальный прирост нефти составил 5,1 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Прирост достигнут, эффект продолжается. На скважине №854 проведен ГРП с пропантом. Закачка геля в объеме 142,1 м3+проппанта 33 т при давлении Р=320-160-117 атм. Плановый прирост нефти 6,0 т/сут не достигнут, начальный прирост составил 3,7 т/сут. Причиной недостижения планового прироста является прорыв трещины в водонасыщенные пласты по разрезу, для уточнения источника обводнения необходимо проведение исследований. На скважине №72 пробурен боковой ствол до турнейских отложений, вскрыт пласт в интервалах 1557,0-1572,5 м зарядами ЗПКТ-63Н-ГП и обработан кислотным составом НПС-К в объеме 25 м3. При запуске скважины 31.05.2016 дебит нефти составил 8,4 т/сут, плановый показатель 8 т/сут. Начальный дебит жидкости составил 12 м3/сут, обводненность 30 %. Скважина №878 поглощающая в бездействии на фаменских отложениях. По результатам ИННК решено изолировать пласт Фм и вскрыть вышележащий Т. Проведена изоляция цементом в интервале 1526,0- 1558,0 м и дострел Бш зарядами ЗПК-102-СМ в интервалах: 1507,0-1510,0м; 1513,0-1518,0м с последующей обработкой кислотным составом НПС-К в объеме 15 м³. Режим работы скважины после мероприятия: Qж=7,8 м³/сут, Qнеф=3,4 т/сут, обводненность 52,0%; с Ндин=913 м. Начальный прирост нефти составил 3,4 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Средний прирост 3,4 т/сут. На скважине № 2358 проведены работы по радиальному бурению. Пласт вскрыт радиальными каналами в количестве 4 штук по 100 м в интервале 1531,0-1531,0 м и в количестве 2 штук по 100 м в интервале 1533,95-1533,98 м в направлениях запад и северо-запад, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-40 м3. Начальный прирост нефти составил 5,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Прирост достигнут, эффект продолжается. Средний прирост 6,3 т/сут. На скважине № 914 проведена реперфорация пласта пласта Т. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=10,7 м³/сут, Qнеф=9,1 т/сут, обводненность 6,1%; с Ндин=1174 м, Рзаб=4,69 МПа. Пласт перестрелян зарядами ЗПК-102-АТМ-03 в интервалах: 1517,5-1519,0 м; 1522,0-1524,0м; 1525,0-1530,0м; 1532,0-1536,0м c последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-40 м3. Режим работы скважины после мероприятия: Qж=15,2 м³/сут, Qнеф=12,1 т/сут, обводненность 12,7%; с Ндин=1138 м. Начальный прирост нефти составил 3,0 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Средний прирост 2,3 т/сут Прирост достигнут, эффект продолжается. Скважина №886 поглощающая, в бездействии на фаменских отложениях. По данным ИННК выделены нефтенасыщенные коллектора на Бш. Проведена изоляция Фм цементом в интервале 1461,0 - 1620,0 м и дострел Бш зарядами ЗКПО-ПП-АТМ-36СГП в интервалах: 1429,0-1431,0м; 1433,0-1437,0м; 1439,0-1442,0м; 1444,0-1445,0м с последующей обработкой кислотным составом НПС-К в объеме 15 м³ при Р=13МПа. Режим работы скважины после мероприятия РИР: Qж=7,5 м³/сут, Qнеф=1,2 т/сут, обводненность 81,6%; с Ндин=830 м, Рзаб=7,2МПа. Начальный прирост нефти составил 3,0 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. На скважине № 982 проведены работы по радиальному бурению. Пласт вскрыт радиальными каналами в количестве 4 штук по 100 м в интервалах 1518,0-1518,03 и 1521,5-1521,53 м, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-40 м3. Режим работы скважины после мероприятия РБ: Qж=14,5 м³/сут, Qнеф=8,7 т/сут, обводненность 34,7%; с Ндин=915 м, Рзаб=6,8МПа. Начальный прирост нефти составил 5,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. На скважине № 880 также проведены работы по радиальному бурению. Пласт вскрыт радиальными каналами в количестве 4 штук по 100 м в интервалах 1464,2-1464,23 и 1472,5-1472,53 м, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-40 м3. Режим работы скважины после мероприятия РБ: Qж=16,7 м³/сут, Qнеф=11,7 т/сут, обводненность 23%; с Ндин=1112 м, Рзаб=4,56 МПа. Начальный прирост нефти составил 5,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. На скважине № 852 проведены работы по радиальному бурению. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=5,5 м³/сут, Qнеф=3,5 т/сут, обводненность 22,7 %; с Ндин=1266 м, Рзаб=3,51МПа. Пласт вскрыт радиальными каналами в количестве 2 штук по 100 м в интервале 1554,5 м и в количестве 2 штук по 100 м на глубине 1556,0 м, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-40 м3 при Р=11/9,6 МПа. Начальный прирост нефти составил 5,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=16,4 м³/сут, Qнеф=8,6 т/сут, обводненность 36,6 %; с Ндин=1450 м, Рзаб=2,14 МПа. На скважине № 853 проведены работы по радиальному бурению. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=8,3м³/сут, Qнеф=5,7т/сут, обводненность 16,7 %; с Ндин=1297 м, Рзаб=3,54МПа. Пласт вскрыт радиальными каналами в количестве 2 штук по 100 м в интервале 1513,0-1513,03 м и в количестве 2 штук по 100 м в интервале 1517,0-1517,03 м, с последующей обработкой ПЗП кислотным составом НПС-К в V-45 м3 при Р=0 МПа. Начальный прирост нефти составил 5,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=14,0 м³/сут, Qнеф=10,7 т/сут, обводненность 15,8 %; с Ндин=1029 м, Рзаб=6,47МПа. На скважине № 879 проведены работы по радиальному бурению. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=5,2 м³/сут, Qнеф=3,6т/сут, обводненность 23 %; с Ндин=1348 м, Рзаб=2,76 МПа. Пласт вскрыт радиальными каналами на глубине 1430,0 м (2 канала), 1434,4 м (2 канала), с последующей кислотной обработкой НПС-К в V=50 м3 при Рзак=0,0 МПа. Свабирование. Смена объема 24 м3 (пл. 1,18 г/см3) 24 м3 при Р=0,0 МПа (циркул. нет). Начальный прирост нефти составил 1,2 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=8,5 м³/сут, Qнеф=5,3 т/сут, обводненность 30 %; с Ндин=1348 м, Рзаб=3,75МПа. Причина недостижения: снижение продуктивности при проведении заключительных работ после освоения: Qжид по сваб.=16 м3/сут при Нд=970 м, Qжид.факт.=10 м3/сут при Нд=1241/1,99 м/МПа (смена объема жидкостью пл. 1,18 г/см3 в V=24,0 м3 при Р=0,0 МПа (циркул. нет). На скважине № 884 проведены работы по радиальному бурению. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=7,5м³/сут, Qнеф=5,6 т/сут, обводненность 18,4 %; с Ндин=1026 м, Рзаб=4,44 МПа. Пласт вскрыт радиальными каналами на глубине 1415,4-1415,43 м (2 канала по 100 м в направлении 160 и 340 град), 1408,0-1408,03 м (2 канала по 100 м в направлении 0 и 180 град), с последующей кислотной обработкой НПС-К в V=40 м3 при Рзак=0,0 МПа. Свабирование. Смена объема 24 м3 (пл. 1,18 г/см3) при Р=0,0 МПа (циркуляции нет). Начальный прирост нефти составил 5,0 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=14,0 м³/сут, Qнеф=9,6 т/сут, обводненность 25 %; с Ндин=1008 м, Рзаб=5,03 МПа. На скважине № 135 проведена реперфорация пласта пласта Т. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=10,7 м³/сут, Qнеф=9,1 т/сут, обводненность 6,1%; с Ндин=1174 м, Рзаб=4,69 МПа. Пласт перестрелян зарядами ЗПК-102-АТМ-03 в интервалах: 1541-1545; 1536-1539; 1532-1534; и 1526-1531 м с последующей обработкой кислотным составом НПС-К в V-45 м3 при Р=5/1,5МПа. Начальный прирост нефти составил 3,3 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=9,5 м³/сут, Qнеф=5,0 т/сут, обводненность 40,4 %; с Ндин=856 м, Рзаб=5,03 МПа. Успешность от мероприятия от 110%. Скважине № 1052 горизонтальная для эксплуатации турнейских отложений, скважина малодебитная. В октябре 2016 г в связи с ухудшением фильтрационных свойств проведена обработка призабойной зоны пласта кислотным составом НПС-К в V-55 м3 при Р=0 МПа. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=4,3 м³/сут, Qнеф=2,8 т/сут, обводненность 21,9%; с Ндин=1299 м, Рзаб=3,93 МПа. Начальный прирост нефти составил 2,9 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=9,3 м³/сут, Qнеф=5,8 т/сут, обводненность 31,5 %; с Ндин=1005 м, Рзаб=6,07 МПа. Успешность от мероприятия 96,7%. На скважине № 913 в связи с ухудшением фильтрационных свойств проведена обработка призабойной зоны пласта кислотным составом НПС-К в V-50м3 при Р=0 МПа. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=5,1 м³/сут, Qнеф=3,4 т/сут, обводненность 19,9%; с Ндин=1226 м, Рзаб=4,09 МПа. Начальный прирост нефти составил 3,2 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=10,8 м³/сут, Qнеф=6,6 т/сут, обводненность 25,7 %; с Ндин=1181 м, Рзаб=6,07 МПа. Успешность от мероприятия 107%. На скважине № 97 проведен КГРП с закреплением пропантом. В скважине проведена реперфорация пласта с ГМЩП, выполнен КГРП в V-60 м3 с закреплением пропантом 8 т. Начальный прирост нефти составил 6,3 т/сут при плановом 6,0 т/сут. На скважине № 1017 проведена реперфорация пласта пласта Т. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=6,5 м³/сут, Qнеф=3,7 т/сут, обводненность 31%; с Ндин=1502 м, Рзаб=1,16 МПа. Пласт перестрелян зарядами ЗПК-102-АТМ-03 в интервалах: 1539-1543; 1544-1546 и 1547-1552 м с последующей обработкой кислотным составом НПС-К в V-50 м3 при Р=0МПа. Начальный прирост нефти составил 3,5 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=11,5 м³/сут, Qнеф=7,2 т/сут, обводненность 23,9 %; с Ндин=1169 м, Рзаб=4,46 МПа. Успешность от мероприятия от 116,7 %. На скважине № 1137 проведен дострел кровли турнейского пласта. Пласт перестрелян зарядами ЗПК-102-АТМ-03 в интервалах: 1539-1543; 1544-1546 и 1547-1552 м с последующей обработкой кислотным составом НПС-К в V-50 м3 при Р=0МПа. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=9,2 м³/сут, Qнеф=7,5 т/сут, обводненность 25,7%; с Ндин=1211 м. Начальный прирост нефти составил 6,8 т/сут, при плановом 5,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=21,1 м³/сут, Qнеф=14,3 т/сут, обводненность 25,7 %; с Ндин=1142 м. На скважине № 711 проведена реперфорация пласта пласта Т. Режим работы скважины до мероприятия: Qж=3,3 м³/сут, Qнеф=2,5 т/сут, обводненность 6,9%; с Ндин=1494 м, Рзаб=1,16 МПа. Пласт перестрелян зарядами ЗПК-102-АТМ-03 в интервалах: 1536,5-1544 и 1548-1553 м с последующей обработкой кислотным составом НПС-К в V-45 м3 при Р=0МПа. Начальный прирост нефти составил 3,1 т/сут, при плановом 3,0 т/сут. Текущий режим работы скважины: Qж=8,2 м³/сут, Qнеф=5,6 т/сут, обводненность 25,1%; с Ндин= 1267м. 2.4 Состояние выработки запасов нефти Объект (Бобриковская) – введен в эксплуатацию в июле 2001 года. Эксплуатационное разбуривание объекта проводилось с 2001 г. по 2007 г. По состоянию на 01.01.2017 г. из залежи добыто 2975,4 тыс.т нефти (42,8 % от НИЗ), 3195,5 тыс.т жидкости и 174 млн.м3 попутного газа, закачано 3528,6 тыс.м3 воды. Текущий КИН равен 0,222 (в пределах ЛУ). 2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки Добыча нефти в 2011-2014 гг. превышала проектный уровень на 16,4 - 48,7 %. В 2015 г. добыча нефти выше проектного значения на 68,5 %, что выше допустимых значений (27%). Причиной этого служат большие фактические дебиты скважин по нефти и большее количество добывающих скважин (на 2 ед.). Добыча нефти и жидкости в 2016 г. ниже проектного уровня на 9,4 и 2,1 % соответственно, что так же объясняется меньшей продуктивностью скважин по нефти (9,1 %) и жидкости (3,1 %) (табл. 2.3). Средняя обводненность добываемой продукции выше проектной (проект – 13,2%, факт – 18,4%). Годовая закачка за рассматриваемый период выше проектной на 4,4 % за счет большего действующего фонда нагнетательных скважин (на 1 ед.). Накопленная компенсация отборов жидкости в 2016 г. ниже проектной на 2 %.По состоянию на 01.01.2017 г. прогнозный КИН составляет 0,222 д.ед. при проектном 0,194 д.ед. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2016 г. равно 17,1 МПа, за период отборов снизилось на 4,0 МПа или 19% (начальное 21,1 МПа) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||