Курсовая Ярактинское месторождение. курсовая. Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
Таблица 3 - Основные результаты исследования нефти ярактинского горизонта (скв. № 243)
Таблица 4 Компонентный состав газа и нефти однократная сепарация при 20 0С и атмосферном давлении
Анализ состояния разработки Ярактинского месторождения Ярактинское месторождение находится на первой стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме. В настоящее время на нефтяной части залежи формируется система ППД путем закачки воды и опытные работы по организации сайклинг-процесса на газовой части залежи. По состоянию на 01.01.2022 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м3 растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м3 свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата (Рис.3). В 2021 г. добыча нефти составила 3472,8 тыс.т, жидкости – 3847,8 тыс.т, растворенного газа – 575,1 млн.м3. Из газовой шапки добыто свободного газа – 1019,8млн.м3, конденсата – 198,3 тыс.т. Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно. Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м3/сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %. Темп отбора газа от НГЗ составляет 2,28%[18]. В 2015 г. на месторождении начата закачка воды в ярактинский горизонт с целью ППД. На 01.01.2022 г. всего закачано воды в пласт 8231,4 тыс.м3, за 2021 г. закачано 4792,7 тыс.м3 воды. Приемистость нагнетательных скважин составляет 544,8 м3/сут. Текущая компенсация составляет 180,0%, накопленная 103,5%. В 2016 г. на месторождении начата закачка газа в газовую шапку через скважину № 19. На 01.01.2022 г. всего закачано сухого газа – 2027,1 млн.м3, за 2021 г. закачано газа 923,7 млн.м3. Приемистость газонагнетательных скважин составляет 757,0 тыс.м3/сут. Таким образом, на месторождении реализуются основные проектные решения действующих проектных документов.   Рис.3 График разработки Ярактинского месторождения 2.2 Структура фонда скважин и анализ показателей их эксплуатации По состоянию на 01.01.2022 г. на месторождении пробурено 191 скважина, в т.ч. добывающих нефтяных – 127, водонагнетательных – 30, добывающих газовых – 5, газонагнетательных – 4, водозаборных – 13, ликвидировано – 12. Проектное количество скважин (без учёта водозаборных) – 424 шт. Фонд реализован на 45,0%. В нефтяном фонде числятся 127 скважины (без ликвидированных), из которых 95 скважин действующие, в бездействии – 14 скважин, в освоении – 17 скважин, пьезометрические – 1. Доля бездействующего фонда скважин составляет 11,0% от добывающего фонда (Рис.4). Характеристика пробуренного фонда скважин приведена в таблице 5.  Рис.4 Структура фонда скважин по состоянию на 01.01.2022 г. Ярактинского месторождения Добыча нефти осуществляется фонтанным (8 скважин) и механизированным способом: 84 скважины оборудованы УЭЦН. Среднегодовой дебит по нефти за 2021 г. составил 126,2 т/сут, по жидкости – 142,5 т/сут, средняя обводненность продукции действующего фонда составила 10,8%. За период 2014-2021 гг. пробурена 41 горизонтальная скважина (с длиной ствола от 300 до 500 м): Таблица 5 Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2022 г. Ярактинского месторождения
В 2021 году средний дебит по нефти по горизонтальным скважинам составил 177,9 т/сут., по жидкости – 194,7 т/сут., обводненность 8,6%. Дебиты нефти изменяются от 21,9 (скв. № 292) до 444,9 т/сут (скв. № 296). Средние дебиты вертикальных и наклонно-направленных скважин по нефти изменялись от 4,7 до 333,3 т/сут, составляя в среднем 111,8 т/сут, по жидкости – 126,9 т/сут., обводненность – 11,8%. В нагнетательном фонде числится 30 скважин, из которых под закачкой - 28 скважин, в бездействии – 2 скважины (№ 5, 700). Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2021 г. составила 544,8 тыс.м3. На газоконденсатной части месторождения в газовом фонде числятся 8 скважин, из которых 2 скважины действующие газодобывающие (скв.№15, 18) и 2 скважины находятся в ожидании освоения (скв.№22, 50) и 4 скважины действующие газонагнетательные (скв.№ 19, 301, 304, 305). Добыча конденсата и газа из газовой шапки Ярактинского месторождения началась в сентябре 2016 г. скважиной № 15. В газонасыщенной части пласта на 01.01.2022 г. эксплуатируются три газовые скважины № 1, 15, 18. В освоении после бурения находятся скважины № 22, 50. Закачка газа ведется в скважины № 19, 301, 304, 305. Средний дебит газодобывающих скважин (№№ 15, 18) составляет 165,7 тыс.м3/сут, приемистость газонагнетательных скважин составляет в среднем 757,0 тыс.м3/сут. В действующем добывающем фонде по состоянию на 01.01.2022 г. находится 95 скважины (или 74,8 % добывающего эксплуатационного фонда); бὀльшая часть фонда скважин, дающих продукцию (87 скважины, или 91,6 %), эксплуатируется механизированным способом с применением УЭЦН, 8 - на фонтане[18]. Технологическая часть 3.1 Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов Тепловые методы В основе данных методов лежит искусственное повышение температурного режима в стволах скважин и в призабойной зоне. Основная область использования данных методов – добыча парафинистой и смолистой нефти, имеющей повышенную вязкость. В связи с тем, что посредством воздействия на нефтяные залежи тепловыми методами вязкость нефти существенно понижается, т.е. она становится более жидкой, а также расплавляется парафин и смолистые вещества, которые осели на стенках скважины в ходе ее эксплуатации, увеличиваются объемы ее добычи. К тепловым методам относятся: - воздействие на пласт паром и теплом; - горение внутри пласта; - использование горячей воды для вытеснения нефти; - пароциклическая обработка скважин. Газовые методы Основным инструментом газовых методов является воздух, который нагнетается в пласт. Методы имеют преимущества, которые заключаются в применении относительно дешевого агента (воздуха), а также природной энергетики пласта (повышенной пластовой температуры более 600-700). Газовые методы включают в себя использование: - воздуха, который закачивается в пласт; - углеводородный газ, которым оказывают воздействие на пласт; - двуокись углерода, воздействующей на пласт; - азот, дымовые газы и другие вещества, которыми оказывают воздействие на пласт. Химические методы Данные методы базируются на заводнении. Таким образом, основным компонентом является вода с примесью химических реагентов. На сегодняшний день на практике применяется свыше 30 технологий повышения нефтеотдачи путем химического воздействия. Химические способы используются с целью дополнительной добычи нефти из пластов, которые характеризуются сильным истощением, заводнением, а также из тех, которые имеют рассеянную и нерегулярную нефтенасыщенность. Химические методы для вытеснения нефти из пласта используют: - водные растворы ПАВ, в том числе и пенные системы; - полимерные растворы; - щелочные растворы; - кислоты; - композиции химических реагентов, в том числе и мицеллярные растворы; - микробиологическое воздействие. Гидродинамические методы Посредством данных методов возможно текущую добычу нефти сделать более интенсивной, значительно повысить степень извлечения полезного ископаемого, а также снизить количество воды, которая прокачивается через пласты, и уменьшить текущую обводненность добываемой жидкости. К гидродинамическим методам относятся: - интегрированные технологии; - включение в разработку недренируемых запасов; - использование барьерного заводнения на газонефтяных месторождениях; - циклическое заводнение; - форсированный отбор жидкости; - ступенчато-термальное заводнение. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||