НИР-Соколов С.А. озбу-2н92. Отчет по научноисследовательской работе (проектная деятельность) направление 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 1.76 Mb.
|
 Рисунок – 8 Карта текущих отборов на башкирском ярусе Гремихинского месторождения по состоянию на 01.01.2022г.  Рисунок – 9 Карта изобар на башкирском ярусе Гремихинского месторождения по состоянию на 01.01.2022г. Таким образом, участки анализа выделялись на основании карт изобар, карт текущих отборов, текущих извлекаемых запасов нефти, при сходной проницаемостной характеристики области, при низком пластовом давлении района, динамики показателей уровня добычи жидкости, нефти и обводненности скважин. По выделенным участкам предлагается рассмотреть мероприятия по регулированию приемистости на нагнетательном фонде скважин – повышение приемистости за счет проведения технологии обработки призабойной зоны соляно-кислотной обработки, которая позволит повысить приемистость и перераспределить направление фильтрационных потоков в нагнетательных скважинах с карбонатными коллекторами порового и порово-трещиноватого типов. На рассматриваемом участке происходит падение пластового давления, рост обводненности и снижение компенсации. Из это следует, что произошла кольматация интервалов либо закачиваемая вода прорывается через высокообводненные интервалы. Проанализировав приемистость нагнетательных скважин, выявили скважины, по которым последний год происходит снижение приемистости, т.е. пласт стал принимать меньше закачиваемой воды. Это нагнетательные скважины 209, 869. 3.8 Технология проведения соляно-кислотной обработки на Гремихинском месторождении Технологический процесс не требует создания специального оборудования и производится на базе существующей системы заводнения и выполняется с помощью оборудования, применяемого при капитальном ремонте скважин. Для проведения работ необходимы следующие технические средства и материалы: Насосный агрегат ЦА-320 для приготовления и закачки эмульсии – 3ед. Емкость на 20-50м3 для накопления эмульсии на основе ЭКС-ЭМ – 1ед. Емкость на 20-50м3 для пластовой воды – 1ед. Автоцистерна для доставки пластовой воды – 1ед. Подготовка нагнетательной скважины к закачке кислоты осуществляется в следующей последовательности: 1) проверить состояние устьевой арматуры, при необходимости осуществить ремонт или замену задвижек; 2) провести ревизию водоводов и опрессовать их на давление, в 1.5 раза превышающее рабочее. Проверить состояние ствола скважины и НКТ, при необходимости обеспечить герметичность ствола и провести промывку НКТ растворителем; 3) выполнить замеры давления нагнетания и приемистости, провести гидродинамические и геофизические исследования, предусмотренные программой работ (КПД, профиль приемистости и т.д.); 4) провести замеры и уточнения дебита и обводненности добываемой жидкости в нефтяных скважинах рассматриваемого участка. Порядок проведения работ: Перед ОПЗ на скважине необходимо провести ГИС с целью определения профиля приемистости и исключения заколонных перетоков и не герметичности эксплуатационной колонны. При наличии заколонных перетоков и не герметичности колонны ОПЗ не проводится. Промывка скважины до забоя технической водой. Спуск НКТ до отметки нижнего интервала перфорации и пакера на глубину 30-50м выше интервала перфорации. Определить начальную приемистость скважины от ЦА-320. Завести на скважину необходимое количество химреагентов и спецоборудования. Процесс закачки кислоты: При открытом затрубе закачать 12% кислоту в НКТ. Посадить пакер. Закачать 12% кислоту. Продавить 12% кислоту в пласт пластовой водой. Выдержать скважину 4 часа под давлением. Сорвать пакер. Пуск скважины под закачку воды. По результатам проведения соляно-кислотной обработки предполагаем, что в нагнетательных скважинах произошло повышение приемистости за счет очистки забоя от загрязнений. Предполагается, что приемистость восстановится до первоначального уровня. 3.9 Расчет технологических показателей при проведении БСКО на Гремихинском месторождении Для оценки технологической эффективности использовались статистические методы прогнозирования показателей разработки и конечной нефтеотдачи. В качестве статистических методов используются характеристики вытеснения, представляющие эмпирические зависимости между значениями отбора нефти, воды и жидкости. По полученным зависимостям производится прогноз добычи нефти, жидкости и воды по базовому варианту, т.е. без применения МУН. В соответствии с «Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» (С.А.Жданов, А. Т. Горбунов и др. «РД 153—39.1–004–96.» М.: РМНТК Нефтеотдача,1996. -87 с.) за прирост коэффициента нефтеотдачи принимается дополнительная добыча нефти, получаемая как разность между фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной), определяемой по характеристикам вытеснения. Точность оценки технологической эффективности по характеристикам вытеснения зависит от соблюдения технологии разработки объекта после применения метода, которая должна быть такой же, как и до применения, а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция. Также на точность определения дополнительной добычи нефти влияет точность замера дебита жидкости скважин и определения обводненности их продукции. Оценка ожидаемого технологического эффекта основывается на предположении, что на данном участке эффективность будет достигнута в результате увеличения объёмов добычи нефти. Расчет добычи нефти производим по методике Казакова А.А. Методика оценки и прогнозирования эффективности ГТМ, основанная на использовании коэффициентов падения дебита. Для проведения расчетов необходима информация о помесячной добыче нефти и чисел дней эксплуатации скважины за 6-12 месяцев до ГТМ и весь фактический период после ГТМ. Расчет производится на основании использования данных по массе подобных мероприятий с использованием среднего коэффициента изменения дебита и ожидаемого технологического эффекта мероприятия. Под технологическим эффектом ГТМ подразумевается дополнительная добыча нефти за время эксплуатации скважины на повышенном дебите, т.е. когда дебит при условии проведения ГТМ выше базового – «классическая» схема - и для нее такой подход следует считать правильным. В этом случае рассчитывается дополнительная добыча нефти за период положительного эффекта. Когда же дебит при проведении ГТМ с самого начала ниже базового (фактический эффект отрицателен) предлагается рассчитать потери нефти при эксплуатации скважины за весь период. При этом общий эффект от ГТМ будет равен конечному эффекту (накопленная добыча) и общие потери нужно разделить на фактические (без проведения ГТМ) и ожидаемые. В том случае, если ожидаемые потери меньше фактических (т.е. проведение ГТМ позволяет существенно снизить темп падения дебита скважины) мероприятие может оказаться экономически эффективным. Технологическая эффективность определяется по приросту дебита нефти по очагу добывающих скважин, по формуле:
где:  - прирост дебита нефти (превышение фактического дебита над базовым), т/сут; - фактический дебит нефти (средний за месяц), т/сут; - базовый дебит нефти (средний за 6-12 месяцев), т/сут.Средняя добыча нефти при проведении ГТМ за месяц положительного эффекта равна:
где:  - коэффициент эксплуатации скважин; - дебит скважины до ГТМ; - коэффициент падения дебитов до ГТМ.Продолжительность эксплуатации скважины до предела рентабельности равна:
где:  - продолжительность эксплуатации скважины на повышенном дебите (период положительного эффекта); - дебит скважины после ГТМ; - коэффициент падения дебитов до ГТМ. - коэффициент падения дебитов после ГТМ.Суммарный объем дополнительно добытой нефти за весь период продолжительности эффекта определялся как сумма превышений фактической добычи над базовой по каждой скважине:
Средняя добыча нефти при проведении ГТМ в месяц положительного эффекта равна:  тПродолжительность эксплуатации скважины до предела рентабельности равна:  мес.Средний период эксплуатации скважины на повышенном дебите для всех реагирующих скважин составил 22 месяца. Суммарный объем дополнительно добытой нефти за весь период:  тВыводы по разделу Из всего вышеизложенного относительно текущего состояния разработки месторождения в целом можно сделать следующие выводы: – состояние разработки в целом удовлетворительное; – реализованная система разработки достаточно эффективна; – основные проектные решения выполняются. В результате внедрения проекта будут вовлечены в разработку не дренируемые запасы башкирского объекта разработки Гремихинского месторождения за счет перераспределения фильтрационных потоков, что приведет к снижению текущей обводненности добываемой продукции и более полной выработке пластов. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Проведенный анализ геолого-промыслового материала Гремихинском месторождения, позволил установить, что продуктивные пласты имеют сложное геологическое строение. Вследствие геологической неоднородности продуктивных пластов, повышенной вязкости нефти и другим причинам произошла опережающая выработка активных запасов нефти при неполном извлечении нефти из низкопроницаемых зон и пропластков. Приоритетной задачей в данных геолого-геофизических условиях является подключение в разработку имеющихся низкопроницаемых пропластков, содержащих основные остаточные запасы нефти. В целом по месторождению фактические годовые отборы нефти соответствуют проектным в технологической схеме. Накопленная добыча нефти составляет 3910,4 тыс. т (54% от НИЗ). Текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,203. Однако нефтеизвлечение по месторождению в целом производится не равномерно. Система ППД на месторождении работает удовлетворительно, что привело к преждевременному падению пластового давления. Форсированная добыча нефти привела к образованию промытых зон в коллекторах. Поэтому, с целью предупреждения раннего обводнения скважин, необходимо проведение комплексных, мероприятий, направленных на обеспечение утвержденного коэффициента нефтеотдачи - 0,375. Без применения новых эффективных методов ВПП на нагнетательных скважинах невозможно добиться положительного результата по изоляции воды на добывающих скважинах. В данной работе рассматривается снижение продуктивности нагнетательных скважин и пути ее повышения. Осуществлен подбор нагнетательных скважин для проведения ОПЗ и рассчитан технологический и экономический эффекты по планируемым мероприятиям. Получен высокий технологический и экономический. За счет планируемых мероприятий добыча нефти составила 4530,4 т. Эффект от предложенных мероприятий будет длиться 22 месяца. Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти составит 37 669,132 тыс.руб. На основании полученных технико-экономических результатов, проектируемый вариант рекомендуется к внедрению на башкирском объекте Гремихинского нефтяного месторождения. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела. - М.: Удмуртский государственный университет, 2004г.- 374 с. 2. В.И. Кудинов, Сучков Б.М. «Новые технолгии повышения добычи нефти». 3. В.И. Кудинов, В. А. Савельев, Е. И. Богомольный, Б. М. Сучков Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть». – «Нефянное хозяйство» 1997 г. 4. Савельев В. А., Шайхутдинов Р. Т., Тимеркаев М. М., Голубев Р. Г., Научное обоснование и сопровождение разработки трудноизвлекаемых запасов нефти горизонтальными стволами. Сборник докладов VIII Международной конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 21-22 октября) – М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004 5. РД-08-200-98 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 6. Ш.К. Гиматудинов Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (Проектирование разработки). М: «Недра», 1983 г. 7. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения УР ОАО «УНПП НИПИнефть» Ижевск, 2022г. 8. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика.- М.: Недра, 1993.-416 с. 9. Справочник по добыче нефти. Под ред. Уразакова К.Р.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 200.-374с. 10. РД 153-39-007-96, Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, ВНИИ, Москва, 1996. 11. Патент №2097536.Способы разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи. Кудинов В.И.,Богомольный Е.И., Дацик М.И.,Шайхутдинов Р.Т.,Просвирин А.А. 12. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин»: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2001. – 543с. 13. ФНиП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». 14. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1983. 15. Лекционный материал С.Ю Борхович. 16. Лекционный материал А.Я Волков. 17. Борхович С.Ю., Л.П Сафронова. Методическое пособие по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения. Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2022г. 18. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Епифанова Н.П., Лындин В.Н. Под редакцией Дунаева В.Ф. -М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. 19. Отчет «Технологическая схема разработки Черновского месторождения», УКО «ТатНИПИнефть», геологические фонды ОАО «Белкамнефть», Ижевск, 1989 г. 20. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения: Отчет / УКО «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1992 г. 21. Авторский надзор за разработкой Черновского месторождения: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1996 г. 22. Анализ разработки и уточнение технологических показателей по разрабатываемым месторождениям ГП «Удмуртторф» на лицензионный период: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1998 г. 23. Отчет «Технико-экономическое обоснование месторождений Удмуртского конкурсного участка недр на условиях СРП. Черновское месторождение», «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 2000 г. 24. Авторский надзор за разработкой Черновского месторождения, «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 2001 г. 25. Авторский надзор за реализацией проектных решений по Черновскому месторождению нефти Удмуртской Республики ОАО, «УНППНИПИнефть». Ижевск, 2004 г. 26. «Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов Черновского нефтяного месторождения в Удмуртской Республике». ОАО «УНПП НИПИнефть», Ижевск, 2005 г. 27. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Москва, 2000 г. 28. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Геологические модели (часть 1). Фильтрационные модели (часть 2). ОАО «ВНИИОЭНГ», Москва, 2003 г. 29. РД 153–39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. Москва, 1996 г. |
