Разработка. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.76 Mb.
|
|
В 2011 году проводились следующие ГТМ: ППР – скважины №№114, 145, прирост дебита нефти – положительный. ИДН – скважины №№ 140, 132, 126, 148. Данных об эффективности проведенных мероприятий нет. Расшифровка ГТМ: ППР – планово-предупредительный ремонт - это комплекс организационно-технических мероприятий по надзору, уходу и всем видам ремонта, которые проводятся периодически по заранее составленному плану. Благодаря этому предупреждается преждевременный износ оборудования, устраняются и предупреждаются аварии, системы противопожарной защиты поддерживаются в постоянной эксплуатационной готовности. ОПЗ – обработка призабойной зоны. Ее проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, что обязательно должно быть подтверждено исследованиями. ПВЛГ – перевод на вышележащий горизонт. Oсуществляется при разработке месторождений c несколькими продуктивными пластами, разбуренными единой сеткой скважин, когда скважины, вскрывшие один из объектов, полностью выработаны, обводнены или изменилось их техническое. состояние (смятие колонн, аварии c оборудованием). Перевод скважин на вышележащие объекты производят отключением выработанного пласта (горизонта) цементированием (под давлением) чаще всего растворами тампонажного портландцемента c оставлением отвердевшего "стакана" в обсадной колонне или установкой мостовых пробок. При отсутствии качественного разобщения пластов одновременно производят восстановление герметичности затрубного пространства скважины, иногда c подъёмом цементного раствора для перекрытия вводимого в эксплуатацию объекта. После проверки герметичности эксплуатационной колонны и качества разобщения пластов осуществляют вскрытие вышележащего объекта и ввод его в эксплуатацию. Таким образом, по Красногородецкому месторождению пласту Б2 методы, способствующие очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, оказались не слишком эффективны. Наиболее эффективными мероприятиями, позволившими существенно увеличить добычу нефти по поднятию, являются планово-предупредительные ремонты. 2.3 Характеристика системы воздействия на пласт Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное. Поскольку нефть пласта Б2 высоковязкая, в проектных документах его планировалось разрабатывать с поддержанием пластового давления путем закачки термальных вод серпуховского горизонта. Это площадное заводнение с применением полимерного воздействия. Заводнение было начато в середине 2002 года. Выкопировка из карты текущих отборов пласта Б2 на 01.01.2012 года представлена на рисунке 2.2. Карта текущих отборов пласта Б2 на 01.01.2012 года  Рис. 2.2 2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи Начальное пластовое давление по пласту Б2 - 14,3 МПа. Замеры пластового давления по объектам в начальный период 1990-1991 годов отсутствуют, разбуривание пласта Б2 происходило в периоде 1992-1998 годах. Следует отметить, что все значения пластовых давлений получены путем пересчета статических и динамических уровней. В 2000 году по скв.132, 144 был начат форсированный отбор жидкости, а в 2001 году добавились еще скв.126 140 и 148. В 2002 году форсированный отбор жидкости провели на 4 скважинах (№106, 114, 130, 139), в 2003 году – на 11 скважинах (№8, 107, 109, 112, 118, 124, 136, 141, 145, 146, 154), в 2004 г. на двух скважинах (№109, 125), в 2005 г. на трех скважинах (№132, 146, 115), в 2006 году на трех скважинах (№103, 136, 143). В 2007 году форсированный отбор жидкости повторно провели на четырех скважинах (№103, 109,140,143). В период проведения массовой оптимизации работы скважин (2002-2003 года) в целом по пласту Б2 по залежи среднее пластовое давление находилось на уровне 12 МПа. Несколько большее снижение давления наблюдалось в зонах отбора – 11,3 МПа, а по данным 2007 года оно снизилось до уровня 9,1 МПа. Как следствие в скважинах с проведенной оптимизацией наблюдается снижение забойного давления, динамических и статических уровней жидкости. В середине 2002 года в пласт Б2 была начата закачка воды серпуховского горизонта в скв.126 и 135. По рекомендации проектного документа [Проект разработки Красногородецкого месторождения ОАО «Самаранефтегаз», 2003 год] закачку воды следовало начать в 1992 году и на начало 2003 года компенсация суммарного отбора жидкости должна была составить 60 %, фактически она незначительно превысила 1 %. В 2004 году под закачку переведены из добывающих скв.129, 120. Текущая компенсация отбора закачкой по пласту Б2 в 2004 году составила 44,5 %, накопленная – 21,2 %. Пластовое давление по скважинам в зонах закачки отмечалось на уровне 10,2-11,7 МПа, в зонах неохваченных заводнением на уровне – 8 -10,4 МПа. Пластовое давление в 2005 году составляло по пласту Б2 – 11,6 МПа, текущая компенсация отбора закачкой составила 51,1 %, накопленная – 26,7%. Пластовое давление в 2006 году находилось на уровне 12 МПа, текущая компенсация отбора закачкой составляла – 71,2 %, накопленная – 34,8 %. На 1.01.2008 года пластовое давление было 11,3 МПа, текущая компенсация отбора закачкой составила 50,7 %, накопленная – 37,6%. Изменение объемов закачиваемой воды оказывает влияние на пластовое давление. Так увеличение объемов закачки с 326,6 тыс. м3 до 559,5 тыс. м3 привело к повышению среднего пластового давления до 12 МПа. Уменьшение в 2007 году закачки до 449 тыс. м3 снизило пластовое давление до 11,3 МПа. Фонд нагнетательных скважин на 01.01.2012 года составляет 6 единиц. Текущая компенсация отбора закачкой - 942, 7%, накопленная – 146,2%. 2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа На 01.01.2012 года накопленная добыча нефти по пласту Б2 Красногородецкого месторождения составила 2211 тыс.т., жидкости – 8188,54 тыс.т. Накопленная закачка воды – 3717,87 тыс.м3. Степень выработки запасов пласта Б2 – 78,5 %, обводненность продукции – 94,1 %, достигнутый КИН – 0,516. Рассмотрим фонд скважин и его изменение по дебитам нефти и обводненности. 2.4.1. Характеристика фонда скважин На характеристики эксплуатации действующего добывающего фонда оказывают влияние геологические и технологические факторы. К геологическим факторам относится сложное геологическое строение объекта и низкие фильтрационно-емкостные свойства. Действующий фонд скважин по пласту Б2 представлен в таблице 2.6. Таблица 2.6. Характеристика действующего фонда
2.4.2. Анализ фонда по дебитам нефти, жидкости Распределение фонда скважин пласта Б2 по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2012 года показано в таблицах 2.7, 2.8 и на рисунках 2.3., 2.4. Таблица 2.7
Распределение фонда скважин по дебиту нефти  Рис 2.3 Максимальный дебит нефти в скважине №143 равный 23,483 т/сут. Минимальный дебит в скважине №153 равный 0,009 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 0 до 5 т/сут. Среднесуточный дебит нефти по пласту Б2 – 6,5 т/сут. Большинство скважин малодебитные. Таблица 2.8
Распределение фонда скважин по дебиту жидкости  Рис. 2.4 Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №153 со значением 1 т/cут. Максимальный дебит на объекте в скважине №107 со значением 220 т/cут. Среднесуточный дебит жидкости по пласту Б2 – 79,8 т/сут. Анализ обводнения залежи В таблице 2.9 и на рисунке 2.5 приведено распределение действующего фонда скважин по обводненности. Таблица 2.9
Распределение фонда скважин по обводненности  Рис. 2.5 Максимальная обводненность со значением 99% наблюдается в скважине № 153, а минимальная со значением 40,7% в скважине №143. Средняя обводненность по пласту составляет 85,5%. 2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Важная часть анализа процесса разработки – сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта. Оно проводится с целью выявления взаимосвяи и влияния основных факторов, выяснения причин отклонения от проекных разработок и последующего проведения ряда мероприятий, сближающих проектные и фактические показатели. Динамика изменения проектных и фактических показателей разработки проанализирована за 2007-2011 год. В таблице 2.10 приведены показатели проекта разработки и фактические данные. Как видно из таблицы, проектные показатели немного превышают фактические. Добыча нефти с 2007 года не достигает проектного уровня. Во многом это связано тем, что фактическая обводненность каждый год на несколько процентов превышает проектную, а темп отбора, напротив, не достигает проектных величин. Добыча жидкости из пласта с 2007 года превышает проектные показатели. По проекту в 2007 и 2009 годах планировалось выбытие добывающих скважин, что не было выполнено. Фонд добывающих скважин в 2008, 2010 и 2011 годах отстает от проектных показателей на 2-3 единицы. Фонд нагнетательных скважин с 2008 года отстает от проектного. Средний дебит по нефти в 2007-2011 годах незначительно меньше проектного. Приемистость нагнетательных скважин до 2009 года была ниже проектной, в 2010 и 2011 годах – выше. Фактический коэффициент нефтеизвлечения во все года практически совпадает с проектным. Столь малые расхождения фактических величин с проектными обуславливается внедрением нового проектного документа по месторождению в 2008 году. До этого времени (особенно в 2003-2004 гг) наблюдалось невыполнение проектных показателей. Так, например, в 2003 г. по месторождению отобрано нефти на 13% меньше, чем было запланировано, жидкости – на 10%, в 2004 г., соответственно, на 8% и 13% меньше проектного уровня. Таблица 2.10 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами 2.6.1.Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин. Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||