отчет по практике. 1 Отчет по практике. 1. Общие сведения о площади
 Скачать 0.99 Mb.
|
|
В таблице 19 приведено распределение порывов на высоконапорных водоводах сточной воды по видам внутреннего покрытия трубы. Таблица 19
По годам строительства водоводов сточной воды порывность представлена в таблице 20 Таблица 20
Анализ показывает тенденцию сохранения порывности на водоводах сточной воды из МПТ построенных в 1994 – 1995 гг. Большинство отказов произошло по причине внутренней и наружней коррозии трубопроводов (диагр.12). В таблицах 21, 21.1., 21,2 даются сведения по удельной порывности водоводов по видам агентов закачки и категориям трубопроводов . Динамика удельной порывности водоводов показана также на диаграмме №15. Таблица 21
Табл.21.1
Таблица 21.2
7. Методы увеличения производительности скважин. . НГДУ «Джалильнефть» разрабатывает северные площади Ромашкинского месторождения. В эксплуатации находятся пять девонских площадей и две залежи бобриковского горизонта. Кроме того, мы эксплуатируем возвратным фондом скважин залежи нефти, где продуктивный пласт представлен карбонатными коллекторами турнейского яруса. Несмотря на разные даты ввода их в промышленную разработку, все площади и залежи находятся на поздней стадии разработки. В связи с опережающей выработкой запасов нефти девонских отложений к настоящему времени произошло значительное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы маловязкой девонской нефти сравнялись по величине с остаточными извлекаемыми запасами вязкой нефти верхних горизонтов. Эти факторы объективно способствуют падению добычи нефти. В этих условиях основным резервом поддержания высокого уровня добычи нефти являются трудноизвлекаемые запасы, доля которых непрерывно растет и составляет 63%.. Для обеспечения стабильной добычи нефти и поддержания ее на достигнутом уровне наиболее актуальным на сегодняшний день является применение различных МУН. Годовая добыча нефти за счет всех МУН по НГДУ «Джалильнефть» составляет 2,38 млн.т или более 50% от общей годовой добычи. За счет гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи дополнительно добывается 1,73 млн. т нефти или более 37% от общей. Из гидродинамических методов 63% приходится на нестационарное заводнение. В управлении ежегодно более чем на 300 скважинах проводятся работы по применению физико-химических МУН. При этом применяется порядка 20 технологий, из 36 разрешенных в ОАО «Татнефть». Все физико-химические МУН направлены на решение задач по улучшению охвата пластов вытеснением, улучшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта и на сокращение отбора попутной воды. С каждым годом дополнительная добыча нефти за счет третичных МУН по НГДУ увеличивалась и в 2008 году составила более 650 тыс. т. Надо отметить, что увеличение дополнительной добычи на фоне снижения количества скважин с 2004 года связана с началом применения технологии ГРП. В 2010 году планируется дополнительно добыть 680 тыс. т нефти. При этом по инвест программе запланировано проведение МУН на 393 скважинах. Удельная дополнительная добыча нефти на одну обработку по третичным методам распределяется следующим образом: по потокоотклоняющим технологиям - 61%, по водоизоляционным технологиям - 20%, обработкам призабойной зоны пласта - 19%. В НГДУ «Джалильнефть» широко применяются потокоотклоняющие и профилевыравнивающие технологии охватывающие ежегодно 80-90 нагнетательных скважин. Но возникают и некоторые сложности. Это отсутствие «свободных» участков из-за продолжающегося эффекта от ранее проведенных мероприятий, малое количество эффективных технологий для скважин с малой и средней приемистостью, и, как следствие, сокращение общего количества скважин кандидатов для применения различных технологий. В связи с недостаточностью бригад, не все скважины возможно подготовить к закачке реагента силами ТРС. Поэтому часть скважин приходится готовить к закачке лишь исследуя безподходным методом. При подготовке скважин силами ТРС, на большинстве из них необходимо защищать эксплуатационные колонны от давления пакерами. Но к сожалению не всегда в наличии бывают необходимые пакера для различных видов э/к и толщин стенок. На объектах разработки нашего НГДУ наиболее эффективными являютсяь такие технологии как КПС, СПС, ГЭС-М, ГЭР, ВУКСЖ, ЩПК и ВДС. Средняя успешность по всем потокоотклоняющим технологиям составляет 83,5%. Отделом разработки проводятся работы по исключение малоэффективных и опробование новых технологий. Так в программу 2010 года включены технологии НМЖС и Микробиологическое воздействие которые предназначены для скважин со средней и малой приемистостью. Заново включили технологию КПС по которому в прошлые года получали хороший эффект. В этом году из 14 разрешенных технологий были выбраны 6 наиболее эффективных и в данный момент успешно применяющихся (ВДС, ВУКСЖ, ЩПК, ГЭС-М, ГЭР и Ксантан). За последние годы увеличились объемы работ по стимуляции пластов. Соответственно выросла и доля дополнительной добычи нефти. Если до 2004 года дополнительная добыча за счет ОПЗ составляла 25-30% от всей добычи физикохимических МУН, то за последние годы выросла до 47%. Все применяемые технологии стимуляции направлены на восстановление коллекторских свойств призабойной зоны пластов, ухудшающихся в процессе эксплуатации скважин в силу различных причин (АСПО, кольматация, отложение солей, и т.д.). Также методы стимуляции необходимы для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, так как в разрезе терригенных отложений содержится довольно большое количество малопроницаемых, со значительным содержанием глинистого материала пропластков. Наиболее эффективными технологиями ОПЗ в НГДУ являются такие технологии, как КРК, «Миапром». А из применяемых при ПРС – СТГГ-80, депрессионные методы перфораций, ИХВ и ДВО. Среднесуточный эффект на 1 скважину по ним составляет от 1,0 до 2,4 т. Средняя успешность технологий 73,5%. В 2009 году заново начали применять ОПЗ растворителями. Это технологии «Миапром» и КРК (среднесуточный прирост в 2007 году составлял 1,8-2,5т в 2009 году 2,0-2,4 т), которые были исключены из инвестиционной программы 2008 года после оптимизации управлением инвестиций. При ПРС проводятся работы по депрессионной перфорации, СТГГ-80, ИХВ, ГИО. Хорошие результаты получили после применения нового метода ДВО (депрессионно-волновая обработка) на Сармановской площади. Приборы показывают, что на некоторых скважинах, после проведения ДВО даже происходит образование локальных трещин. При применении технологий ОПЗ также возникают свои сложности. На сегодняшний день, из-за отсутствия приемистости, на многих добывающих скважинах, объемы работ по обработке призабойной зоны различными кислотными составами и растворителями ограничены. Поэтому увеличиваются объемы работ, выполняемые при ПРС, без закачки различных реагентов в пласты. Технологии ДП+ТИМ, СТГГ-80, ИХВ, ГИО в основном применяются на простаивающем фонде скважин, поэтому не по всем скважинам достигается необходимый по инвестиционным условиям прирост дебита. Как видно в таблице среди неуспешных есть скважины по которым прирост по жидкости получен но из-за увеличения процента обводненности приросты по нефти незначительные. Также есть скважины где выросли забойные давления, по которым предлагается увеличить отбор. После проведения предложенных мероприятий они должны перейти в список успешных. Технологии КРК, «Миапром», ЦНСКО, СНПХ-9030 проводились в основном на работающем фонде скважин. По первым трем технологиям количество неуспешных скважин незначительное. Низкая эффективность получена по технологии СНПХ-9030. Это произошло по нескольким причинам. На скважинах 28101 и 14421 после закачки реагента получили затрубную циркуляцию с нижних пластов. Остальные скважины долгое время не запускались в работу. По ним время с момента закачки реагента до запуска скважины составляет в среднем 12 суток. Это связано с долгим освоением скважин до необходимого значения рн после закачки. Другой причиной низкой успешности технологии является рост процента обводненнсти скважин после закачки реагента. По этой причине на этих скважинах при необходимом приросте нефти в среднем 1,3 т/сут получили 0,5 т/сут. Также необходимо отметить что технология СНПХ-9030 применяется на скважинах, которые имеют плохие коллекторские свойства по пористости, проницаемости, глинистости и где применение других технологий не возможно. Следовательно и эффективность данной технологии ниже чем у других. Особенно успешным и эффективным методом увеличения охвата разработкой в НГДУ «Джалилнефть» является ГРП. Среднесуточный прирост добычи нефти по данной технологии составляет 5,1 т. Всего с 2004 года ГРП проведен на 73 скважинах, суммарная дополнительная добыча нефти составляет порядка 213 тыс.т. Но область применения этого метода ограничен множеством критериев подбора скважин. По этой причине ГРП в основном применяется на скважинах Сармановской площади, разрез которых представлен лишь пластом До кыновского горизонта. Не смотря на трудности подбора, в 2013 году и в последующие годы планируется увеличить количество ГРП до 59 скважинах. В последние годы, происходит снижение количества и эффективности методов, направленных на селективную изоляцию притока воды в добывающие скважины (прирост дебита нефти составляет от 1,0 до 2,0 т/сут при успешности от 40 до 73%). В период до 2004 года в НГДУ технологии ВИР проводились на более чем в ста скважинах. При этом применялось 5-6 технологий которые имели прирост 1,8-2,0 т/сут. В последние два года применяются всего лишь две технологии, при этом средний прирост нефти упал до 1,4 т/сут, а количество скважин до 30. Это в первую очередь связано с уменьшением количества методов водоизоляции. По этой же причине доля дополнительной добычи от технологий ВИР снизилась с 20-25% до 8%. На данном этапе на вооружении остались всего лишь две технологии изоляции водопритока – СНПХ-9633 и СПС-Д. К тому же эти технологии мы применяем только на скважинах, продуктивные пласты которых представлены отложениями бобриковского горизонта. При этом для терригенных отложений девона эффективные технологии водоизоляции отсутствуют. В 2009 году не попала в список разрешенных технология «гипан+цемент», которая применялась и на девонских скважинах с неплохим результатом. Так на скв.№22293 Сармановской площади получили прирост нефти более 13 т/сут. В список разрешенных 2010 года не попала технология СПС-Д по которой среднесуточный прирост по 7 скважинам 2009 года составляет 2,0 т. Хотя в следующем году планируется применение технологии СНПХ-9633 и двух новых технологий - ГКС (гелеобразующая композиция с улучшенными структурно-механическими свойствами) и КФС (карбомидоформальдегидная смола) которая предназначена для изоляции вод на скважинах с ВНЗ, этого количества технологий, на наш взгляд, недостаточно. Необходимо провести анализ и возобновить применение «старых» технологий таких как МСГС, ВУС, Гипан+цемент, СПС-Д по которым получали положительный результат. Одним из направлений повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов являются горизонтальные технологии. И в связи с увеличением числа пробуренных горизонтальных скважин возникают новые задачи. Из пробуренных в НГДУ 24 горизонтальных скважин, на сегодняшний день уже на 2 скважинах необходимо провести ОПЗ и на 6 скважинах - ВИР. Поэтому сегодня необходимо применять технологии стимуляции и ограничения водопритока в горизонтальном стволе, принципиально отличающиеся от традиционных. Подводя итоги анализа эффективности применяемых в НГДУ «Джалильнефть» технологий, для выполнения растущего с каждым годом плана по МУН необходимо: Обобщать и анализировать опыт ранее проведенных мероприятий и постоянно совершенствовать подбор методов под конкретные геолого-физические параметры пластов. Не снижать достигнутых результатов по эффективности технологий. Увеличить количество эффективных технологий ПНП по нагнетательным скважинам с низкой приемистостью и добывающим скважинам с отсутствием приемистости. Для выполнения растущего плана по добычи нефти необходимо производить работы по ПНП не менее чем на 400 скважинах и использовать при этом лишь эффективные для наших площадей технологии. Увеличить количество бригад ТРС для своевременной подготовки скважин к проведению ПНП. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||