курсовой проект. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения
 Скачать 2.64 Mb.
|
|
3.6. Анализ проведенных ремонтно-изоляционных работ Проектом предусмотрено проведение 122 РИР. По состоянию на 1.01.2013г. выполнено 29 скважино-операций по ремонтно-изоляционным работам, из них 19 скважин успешных. РИРы проводились как на высокообводненном действующем, так и простаивающем фонде добывающих скважин. В эксплуатацию из бездействия введено 22 скважины. Успешность и эффективность РИР оценим по степени их сложности. Выделяются три группы РИР. Первая группа. РИР проводились по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в 6-ти скважинах №№ 7255, 2763, 7219, 2790, 2918 и 7148. Негерметичность колонны наблюдалась в интервалах от 1000 до 1800 м. В 3-х скважинах работы проведены успешно после однократной или двухкратной закачек ВУС в объеме 8 м3 с последующим докреплением цементным раствором в объеме 3 м3. В качестве примера на рис.5.6 и таблицы 5.3 приведены результаты работ на скважине №7219. Т  аблица 5.3Технологические показатели работы скважины №7219    Рис. 5.6 Динамика технологических показателей скважины №7219 Вторая группа. РИР с изоляцией всех обводненных перфорированных интервалов одновременно, проводились в 18 скважинах. В этих скважинах с одним, двумя или тремя интервалами перфорации после ГИС на источник обводнения проводились работы по закачке ВУС или гелеобразующих составов одновременно во все интервалы перфорации в объеме от 6 до 20 м3. После этого шло докрепление цементным раствором в объеме от 1.5 до 3 м3 с последующей реперфорацией или дострелом нефтесодержащих интервалов. Положительные результаты достигнуты при проведении РИР в 13 скважинах (72,2 %) . В качестве примера на рисунках 5.7. и 5.8 и таблицах 5.4 и 5.5 приведены результаты работ на скважинах №№ 2864 и 7145.  Рис. 5.7 Динамика технологических показателей скважины №2864 Таблица 5.4 Технологические показатели работы скважины №2864    Рис. 5.8 Динамика технологических показателей скважины №7145 Таблица 5.5 Технологические показатели работы скважины №7145  Третья группа. РИР в 5 скважинах установка «экранов», с отсыпкой песком определенных интервалов перфорации, установкой цементного моста, перфорацией специальных отверстий и закачкой в них ВУС в объемах от 4 до 12 м3, с последующим докреплением цементом в объеме 1-3 м3. РИР заканчивались реперфорацией и (или) дострелом нефтесодержащих интервалов. Положительные результаты достигнуты при проведении РИР в 3-х скважинах (60 %). Максимальная эффективность от РИР достигнута в 2012 году: успешность работ составила 75 % (15 скважин из 20). В целом успешность работ по РИР составила 65 %. Накопленная дополнительная добыча нефти от применения методов по ограничению водопритока на 01.01.2013 г. достигла 32,2 тыс. т. (с учетом переходящего эффекта) (рис. 5.4). По некоторым скважинам эффект продолжается и в настоящее время (т.е. более 4-х лет)32. В настоящее время по объекту ЮВ1 82% бездействующего добывающего фонда остановлено по причине высокой обводненности, 39% действующих добывающих скважин работают с обводненностью выше 95%. На объекте БВ10 75% скважин остановлены с обводненностью выше 95%, все действующие добывающие скважины работают с обводненностью выше 80%. Все вышеперечисленные факты свидетельствует о необходимости дальнейшего проведения данного вида работ. 3.7. Анализ проведенных работ по гидравлическому разрыву пласта Проведено 16 ГРП (запланировано – 2), из которых 14 – успешны. Прирост дебитов нефти после проведения мероприятий составил за 2011 год 19,5 т/сут, за 2012год – 22,5 т/сут. Накопленная дополнительная добыча нефти от применения ГРП на 01.01.2013 г. достигла 61,3 тыс. т (рис. 5.4).  Рис. 5.9 Динамика дополнительной добычи нефти в результате проведения ГРП На рисунке 5.9 приведена месячная динамика дополнительной добычи нефти, полученной от проведения ГРП. На графике четко видна связь между количеством ГРП и ростом дополнительной добычи нефти, а также прослеживается длительный эффект от проведенных мероприятий33.  Рисунок 5.10. Динамика показателей работы скважин до и после проведения ГРП Динамика показателей работы скважин (приведенная к одной дате) до и после проведения ГРП приведена на рис.5.10. Из рисунка видно, что в результате гидроразрыва с прирост дебита жидкости составил 79,4 т/сут, прирост дебита нефти – 20,2 т/сут (кратность дебита нефти – 5,5), обводненность в течении 10-11 месяцев оставалась достаточной стабильной (74-76%), впоследствии начала расти (к 14-му месяцу до 80%). На протяжении 11 месяцев дебит нефти фиксировался на уровне 22-26 т/сут. К 14-му месяцу после ГТМ, снижаясь, дебит нефти все же превышал базовый более чем в 3 раза. Анализ показал, что проведение ГРП может быть достаточно эффективным даже на высокообводненном фонде скважин. В качестве примера рссмотрим результаты работ на скважине №2615. С 12.2009 г. скважина находилась в бездействующем фонде со следующими показателями (таблица 5.6): дебит жидкости – 15 т/сут, дебит нефти – 0,4 т/сут, обводненность – 97 %. ГРП проведен 12.2010 года, в результате на 01.02.2011 года на фоне снижающейся обводненности дополнительная добыча нефти составила 2,5 тыс.т, средний прирост дебита нефти – 7,4 т/сут. Таблица 5.6 Технологические показатели работы скважины №2615  Таким образом, ГРП является одной из наиболее технологически эффективных технологий интенсификации добычи нефти и может достаточно успешно применяться как на низко- и среднеобводненном, так и на высокообводненном фонде скважин. 3.8. Анализ проведенных работ по оптимизации режимов эксплуатации скважин Существует несколько методов оптимизации режима эксплуатации скважины. Для УШГН34: Изменение длины хода плунжера УШГН. Увеличение числа оборотов эл.двигателя А) смена типа эл.двигателя. Б) смена D шкива привода на меньший. В) установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов. Изменение глубины подвески УШГН. Перевод на другой вид эксплуатации. Для УЭЦН: Изменением типоразмера УЭЦН. Заглублением УЭЦН. установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов. На месторождениях ННП применяются все вышеперечисленные методов. Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН. Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт, тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост. В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбранными параметрами и расчетными характеристиками. Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform). Наибольшее превышение фактических объемов над проектными зафиксировано при проведении оптимизации режимов эксплуатации скважин (101 против 12). Эффективны 39 оптимизированных скважин (успешность составила в среднем 38,6%). Дополнительная добыча от оптимизации с учетом переходящего эффекта в период 2008-2012 гг. составила 87,1 тыс.т. Максимальный эффект получен в 2009 году (17,3 тыс.т.), в 2010 году дополнительная добыча от оптимизаций снизилась почти в 3 раза (6,3 тыс.т). Вместе с тем, по данному виду мероприятий отмечается достаточно низкая успешность (26,3-64,5%). Анализируя причины не успешности проведения оптимизаций, удалось выделить 2 основные группы скважин (из числа неуспешных): скважины с увеличением обводненности продукции после оптимизации; скважины, в которых не получен ожидаемый дебит жидкости. В качестве примера можно привести проведение оптимизации в скважине №2949, где в результате оптимизации произошло интенсивное обводнение продукции (рис. 5.12).  Рис.5.12 Динамика технологических показателей скважины №2949 До проведения оптимизации скважина №2949 работала со следующим режимом: дебит жидкости – 66 т/сут, дебит нефти – 35 т/сут., обводненность – 47%. Интервал перфорации вскрывает верхнюю пачку пласта ЮВ11, причем на нижней границе интервала перфорации отмечается уровень ВНК. После проведения оптимизации в июне 2011 г. процент воды в продукции резко увеличился и составил 84%, при этом дебит нефти снизился более чем в 2 раза (с 30 до 15 т/сут). Примером обводнения скважины за счет влияния нагнетательных скважин является скважина №2892, расположенная в первом ряду от нагнетательных скважин (рис.5.13)35. После спуска высокопроизводительного насоса (ЭЦН-200) образовавшаяся воронка депрессии вызвала прорыв закачиваемой воды предположительно от нагнетательной скважины №3139. Скважина №3139 первую половину 2011 года работала с приемистостью 300-500 м3/сут. После проведенной оптимизации в скважине №2892 обводненность составила 92%, при этом дебит нефти снизился с 50 до 5-10 т/сут.  Рис. 5.13 Схема расположения скважин Невысокая успешность проведения мероприятий по оптимизации режима работы скважин свидетельствует о необходимости более тщательного подбора скважин-кандидатов на объекте ЮВ1 Ершового месторождения. При выборе скважин в данном случае необходимо учитывать такие геолого-технологические особенности, как близость ВНК, толщину глинистой перемычки между нефте- и водонасыщенными зонами, расстояние до ближайших нагнетательных скважин и др36. В 2011-2012 гг. было проведено 5 успешных оптимизаций скважин, дополнительная добыча которых составила 29, 8 т/сут. В сентябре 2011 года оптимизация была проведена на скважинах №215 и №5025, дополнительная добыча по которым составила 7,6 т/сут и 4,8 т/сут соответственно. Скважина №5025 до проведения оптимизации работала с режимом: Qж=81м3/сут, Qн=11,3 т/сут при обводненности 83%, ЭЦН80-2100 (таблица 5.7). Таблица 5.7 Параметры работы скважины №5025 до оптимизации
При потенциале скважины (Рзаб=50атм) Qж=126 м3/сут, Qн=18 т/сут в скважину был спущен ЭЦН125-2100, после чего скважина работала с режимом: Qж=115 м3/сут, Qн=16,1 т/сут (таблица 5.8) Таблица 5.8 Параметры работы скважины №5025 после оптимизации
В феврале 2012 года оптимизация была проведена на скважинах №2781, №7219 и №5032, дополнительная добыча по которым составила 16,8 т/сут (таблица 5.9, таблица 5.10). Таблица 5.9
Таблица 5.10 Параметры работы скважин №2781, №7219 и №5032 после оптимизации
 Рисунок 5.14 Изменение дебита нефти и жидкости до и после проведения оптимизации | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||