Главная страница

Отчет по практике. практика. 1 общие сведения о промысловом объекте


Скачать 144.51 Kb.
Название1 общие сведения о промысловом объекте
АнкорОтчет по практике
Дата07.12.2022
Размер144.51 Kb.
Формат файлаdocx
Имя файлапрактика.docx
ТипРеферат
#833464
страница4 из 5
1   2   3   4   5



Рисунок 4.1 – Распределение МУН по количеству участков.

Из рисунка 4.1 видно, что наиболее применяемой технологией является закачка гидрофобного эмульсионного раствора. По данным НГДУ «Елховнефть» эта технология является наиболее удобной для применения в условиях данного объекта.



Рисунок 4.2 – Распределение МУН по среднесуточному приросту дебита.

Из гистограммы 4.2 видно что наибольший суточный прирост дала технология ГЭР. Прирост составил 4,9 т/сут. Меньший прирост дали технологии: Биополимер «Кастан» (4,3 т/сут), ПГК (4,1т/сут), КПС (3,9 т/сут), Микробиологическое воздействие (3,8т/сут).

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей нефти, на поздней стадии разработки, существует проблема обводнения продукции при неполной выработке запасов.

Для повышения нефтеотдачи пласта применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи.

На нагнетательных скважинах проводились ниже перечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и потокоотклонение:

1. ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена в 3 скважины, дополнительная добыча по участкам составила 1255 т нефти, прирост составил 3,4 т/сут (при плане 3,4т/сут). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 15283 т.

2. КПС – капсулированная полимерная система была проведена на 6 скважинах. Дополнительная добыча составила 1523 т нефти (11818 т с переходящими участками). Прирост составил 3,9 т/сут. Удельная эффективность 254 т/участок.

3. Сшитая полимерная система (СПС) закачена на 6 скважинах, дополнительно добыто по ним 1676 т нефти. Дополнительная добыча в 2009 году с учетом переходящего эффекта составила 18954 тонн нефти, прирост составил 3,5 т/сут (при плане 3,6т/сут).

4. Закачка гидрофобной эмульсии (ГЭР) на 10 скважинах позволила добыть дополнительно 5833 т нефти, с учетом переходящего эффекта- 44347 т нефти. Прирост на 1 участок составил 583 т нефти. Удельная эффективность 4,9 т/сут.

5. Закачка щелочной полимерной композиции (ЩПК) проведена на 3 скважинах. Дополнительно добыто 4434 т нефти (14784 т с переходящими участками). Прирост на 1 участок составил 1478 т нефти. Удельная эффективность 3,2 т/сут (при плане 3,2т/сут), успешность 100%.

6. Закачка ГЕОС-К (осадко-гелеобразующая суспензионная композиция) на 2 скважинах позволила добыть дополнительно 1665 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 833 т. Удельная эффективность 4,6 т/сут (при плане 3,5т/сут).

7. Закачка низкомодульного жидкого стекла производилась на 2 скважинах. Дополнительно добыто 1764 т нефти. Удельная эффективность 3,2т/сут.

8. Закачка биополимера «Ксантан» проводилась на 4 скважинах. Дополнительно добыто 2051 т нефти (с переходящими -2324 т). Удельная эффективность 4,3 т/сут.

9. Закачка ВДС (волокнисто-дисперсной системы) проводилась на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1484 т нефти (с переходящими -17395 т).

10. Технология закачки ПГК (полимерно-глинистой композиии) применена на 3 скважинах. Дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 3936 т, удельная эффективность 4,1 т/сут (при плане 3,9 т/сут).

11. Микробиологическое воздействие (МБВ) применили на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1239 т нефти, удельная эффективность 3,8 т/сут (при плане 2,1 т/сут). Прирост на 1 скважину составил 413 т.

12. ГЭС-М закачена в 2 скважины (№ 3552, 1353) , дополнительная добыча нефти по ним в 2009 году составила 949т, прирост 2,7 т/сут.

13. Закачка низкоконцентрированного полимерного состава (НКПС)проведена на 3 скважинах. Дополнительно добыто 568 т нефти . Прирост на 1 участок составил 189 т нефти. Удельная эффективность 2,4 т/сут .

Всегометоды применялись на 50 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча от реагирования добывающих скважин составила 28377 т нефти. Удельная эффективность составила 567,5 тонн на 1 скважину или 4,5 т/сут (при плане 3,6 т/сут).

5 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА НАГНЕТАТЕЛЬНОМ ФОНДЕ СКВАЖИН НА РАСМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ
Для повышения нефтеотдачи пласта на Ново-Елховском месторождении применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи. [15]
На нагнетательных скважинах проводились ниже перечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и потокоотклонение:

1. ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена в 3 скважины (№ 6879, 7267, 7185), дополнительная добыча по участкам составила 1255 т нефти, прирост составил 3,4 т/сут (при плане 3,4т/сут). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 15283 т.

2. КПС – капсулированная полимерная система была проведена на 6 скважинах. Дополнительная добыча составила 1523 т нефти (11818 т с переходящими участками). Прирост составил 3,9 т/сут. Удельная эффективность 254 т/участок.

3. Сшитая полимерная система (СПС) закачена на 6 скважинах, дополнительно добыто по ним 1676 т нефти. Дополнительная добыча в 2009 году с учетом переходящего эффекта составила 18954 тонн нефти, прирост составил 3,5 т/сут (при плане 3,6т/сут).

4. Закачка гидрофобной эмульсии (ГЭР) на 10 скважинах позволила добыть дополнительно 5833 т нефти, с учетом переходящего эффекта- 44347 т нефти. Прирост на 1 участок составил 583 т нефти. Удельная эффективность 4,9 т/сут.

5. Закачка щелочной полимерной композиции (ЩПК) проведена на 3 скважинах. Дополнительно добыто 4434 т нефти (14784 т с переходящими участками). Прирост на 1 участок составил 1478 т нефти. Удельная эффективность 3,2 т/сут (при плане 3,2т/сут), успешность 100%.

6. Закачка ГЕОС-К (осадко-гелеобразующая суспензионная композиция) на 2 скважинах позволила добыть дополнительно 1665 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 833 т. Удельная эффективность 4,6 т/сут (при плане 3,5т/сут).

7. Закачка низкомодульного жидкого стекла производилась на 2 скважинах. Дополнительно добыто 1764 т нефти. Удельная эффективность 3,2т/сут.

8. Закачка биополимера «Ксантан» проводилась на 4 скважинах. Дополнительно добыто 2051 т нефти (с переходящими -2324 т). Удельная эффективность 4,3 т/сут.

9. Закачка ВДС (волокнисто-дисперсной системы) проводилась на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1484 т нефти (с переходящими -17395 т).

10. Технология закачки ПГК (полимерно-глинистой композиии) применена на 3 скважинах. Дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 3936 т, удельная эффективность 4,1 т/сут (при плане 3,9 т/сут).

11. Микробиологическое воздействие (МБВ) применили на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1239 т нефти, удельная эффективность 3,8 т/сут (при плане 2,1 т/сут). Прирост на 1 скважину составил 413 т.

12. ГЭС-М закачена в 2 скважины (№ 3552, 1353), дополнительная добыча нефти по ним в 2009 году составила 949т, прирост 2,7 т/сут.

Всего методы применялись на 50 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча от реагирования добывающих скважин составила 28377 т нефти. Удельная эффективность составила 567,5 тонн на 1 скважину или 4,5 т/сут (при плане 3,6 т/сут).

6 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ

Призабойная зона скважин (ПЗС) – наиболее уязвимое место системы пласт-скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на призабойную зону скважин с целью повышения дебитов скважин. [11]

Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и для газовых залежей.  В основе этих методов воздействия на призабойную зону скважин, лежит принцип искусственного увеличения проводимости пор, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами. К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол.

Для обработки скважин применяют соляную, серную и фтористоводородную кислоты и др. Основная задача кислотной обработки – образование глубоко проникающих в пласт каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенным нефтью и газом участками пласта.

Таблица 6.1 - Динамика изменения коэффициента продуктивности

Номер скважины

технология

Коэффициент продуктивности, т/(сутЧатм)

дата проведения

Удельная эффективность ГРП, 1/м







до ГРП

после ГРП







4271

ПАКС

0,01

0,87

01.07.2012 г

14,65

4652

КСМД

0,06

1,29

18.05.2012 г

2,50

7802

КСМД

0,18

3,34

02.07.2012 г

4,22

4610

ПАКС

0,02

2,10

01.04.2010 г

16,15

4628

ЦНСКО

0,03

1,63

20.05.2010 г

9,37

4651

ДН-9010

1,60

1,95

25.03.2010

0,06

7650

ПАКС

0,09

1,61

22.10.2010 г

1,75

7829

ПАКС

0,25

1,96

01.01.2009 г

0,71

7848

СНПХ-9010

0,27

2,18

13.03.2009 г

0,81

4280

НСКВ

0,31

2,01

10.01.2007 г

0,65

4580

ГСКВ

0,08

0,91

20.02.2007 г

1,62

7541

КНН

0,43

1,10

20.06.2008 г

0,52

Как видно из таблицы 6.1 можно сделать вывод о высокой эффективности проведенных технологии. Были использованы следующие технологии: ПАКС, КСМД, ЦНСКО, КНН, ГСКВ, НСКВ, СНПХ-9010, ДН-9010.

Наибольшая удельная эффективность была получена в скважине 4610 и составила 16,15 (1/м), коэффициент продуктивности изменился на 2,08 (т/сут*атм).

7 ПРИЧИНЫ РЕМОНТОВ СКВАЖИН НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ

В результате длительной эксплуатации нефтяных или газовых скважин возникает потребность в их ремонте. [17]

Ремонт нефтяных скважин может подразумевать замену насосно-компрессорных труб, починку или замену спуско-подъемных механизмов, очистку обвалившихся частей  ствола, его промывку  и прочие необходимые мероприятия. Такие операции бывают текущими и капитальными.

Для первых характерен плановый порядок проведения (промывка, прочистка и так далее), а для вторых – масштабная замена используемого оборудования, устранение значительных  неисправностей, процедура вторичного бурения, а также углубление или расширение скважинного ствола. Оборудование для капитального ремонта скважин применяется специальное, и перед началом рабочего процесса его необходимо предварительно подготовить. Также на этапе подготовки проводятся исследования  ствола и сбор необходимой разрешительной документации.

Основные причины проведения ПРС на Ново-Елховском месторождении является образование АСПО и отказ насоссов. Около 28 процессов всех ремонтных работ приходиться на отказ насосов.

Таблица 7.1 - Виды проводимых ремонтов и их число

Гидроабразивный износ клапанных узлов

1

Пpoчие отлoжeния нa пpиeмe нacоса

5

Извлечение подземного оборудования

11

Внедрение насосного способа

10

Спуск насоса после КРС

4

Оптимизaция рaбoты сквaжины

5

Изнoc нacoca

3
1   2   3   4   5


написать администратору сайта