Курсовая. Курсовая 46 (1). Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения
 Скачать 2.54 Mb.
|
2.2 Характеристика работы добывающих и нагнетательных скважинВ реальных условиях подача и высота подъема жидкости скважинными насосами отличаются от паспортной. Фактическая подача скважинных насосов зависит от режима работы, конструкции и технического состояния, величины пластового и забойного давлений, коэффициента продуктивности скважин, физико-химических свойств откачиваемой жидкости, газового фактора, растворимости газа и т.д. При прочих равных условиях подача насосов зависит от объема газа, попадающего вместе с нефтью в насос и снижающего его коэффициент подачи. Газосодержание нефти снижают путем увеличения давления у приема насоса, т.е. увеличивают погружение насоса под динамический уровень. Рациональную глубину погружения определяют с помощью программы «Насос». В условиях Орьебашского месторождения согласно рекомендаций последнего проекта разработки динамический уровень в скважинах оборудованных установками ЭЦН не превышает 400м, установками ШГН – 650м. Среднее забойное давление в добывающих скважинах терригенной толщи – 5,0 МПа. По эксплуатационному фонду постоянно проводятся ГТМ по оптимизации технологических показателей режимов скважин в процессе разработки месторождения. Фактическая текущая обводненность незначительно ниже расчетной (78,5% против 81,2% по массе). Такое отличие фактических показателей от расчетных объясняется несколькими причинами. 1. Фактические темпы добычи нефти ниже расчетных в виду большой неоднородности пластов. 2.Отставание темпов разбуривания месторождения от запроектиро-ванного. В соответствии с руководящими документами по разработке Орьебашского месторождения эксплуатационный фонд скважин должен составлять 276, нагнетательный – 71. Т.о. на 01.01.2017г. на Орьебашском месторождении по ТТНК не достаточно 11 добывающей и 4 нагнетательных скважин. 2.3 Характеристика текущего состояния разработки Орьебашевского месторожденияЭффективность системы разработки определяется: принятой системой поддержания пластового давления; плотностью сетки скважин; соотношением интенсивности закачки в нагнетательных и отбором в добывающих скважинах; способом эксплуатации. На Орьебашском нефтяном месторождении создана система разработки, позволяющая в течение последних трех лет (2013-2016гг.) поддерживать достигнутый объем добычи нефти на уровне 211 тыс.тн. нефти в год, что составляет 0,01% от начальных извлекаемых запасов. Всего с начала разработки добыто около 15 млн.т. нефти или 32% от начальных балансовых запасов, при обводненности 68 %. Критерии отбора скважин кандидатов для увеличения нефтедобычи. 1. Уменьшение нефтиотдачи, при добыче скважине; 2. Увеличение обводнености; 3. Падение давления;
Дебит скважин до обработки:  (2.1)где k- проницаемость пласта, h- толщина пласта, μпл- вязкость пластовой продукции, Rк –радиус контура питания, rc – радиус скважины      Дебит скважин по жидкости до обработки:       Дебит скважин по нефти до обработки:       Таблица 13 Дебит скважин до обработки:
Преимуществами сложившейся системы разработки являются в целом интенсивное воздействие на залежи, эффективный механизированный способ эксплуатации. Недостатками являются неравномерный и не полный охват воздействием залежей, отставание в выработке малопродуктивных залежей в тонких пластах, недостаточное воздействие на каждый пласт. Разработка месторождения происходит при относительно стабильном, в последние три года, отборе жидкости. За 2016 год отобрано около 1 млн.м3 жидкости в пластовых условиях. Дебит по жидкости на 01.01.2017г. составляет 15,5 т/сут, давление нагнетания воды 14,5 МПа, дебит по нефти 3,1 т/сут. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 2002г. – 924,653 тыс.т., что составляет 1,58% от балансовых запасов. Среднее пластовое давление по картам изобар составляет 10,7 МПа.  | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||