Проектная работа по Самотлорскому месторождению. Самолоторское. Реферат дипломная

• Название: Реферат дипломная
• Анкор: Проектная работа по Самотлорскому месторождению
• Дата: 29.05.2022
• Размер: 3.51 Mb.
• Имя файла: Самолоторское.docx
• Тип: Реферат; #554958
• страница: 9 из 24

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1. Определение технологической эффективности мероприятий по ОПЗ скважин выполненных по объектам Самотлорского месторождения

Всего по анализируемому участку в 2015 году было проведено 235 скважино-операций по кислотной обработке призабойной зоны (рисунок 13), из которых 56 операций проводились сразу на двух объектах, и пять операций сразу на трех объектах разработки.
120 0,7

100
80
60
40
20
0

АВ1(1- АВ1(3 АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ8 БВ10 БВ16- ЮВ1

0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0

Кол-во Коэффициент

Рисунок 13 - Распределение количества операций ОПЗ и коэффициента успешности по объектам разработки анализируемого участка
Согласно критериям экономической эффективности мероприятия, кислотная обработка призабойной зоны скважины оценивалась успешной, если ее проведение приводило к дополнительной добыче нефти в 700 т.

На рисунке 14 представлено распределение дополнительной добычи нефти (тыс. т), полученной в результате проведения ГТМ в 2015 году по объектам разработки.


1
Проведение данного комплекса мероприятий позволило дополнительно добыть 100 тыс. тонн нефти, наибольший вклад в дополнительную добычу нефти внесли объекты АВ_2-3 и АВ ^1-2, на которые приходится более половины дополнительной добычи –29,6 тыс. т и 28,1 тыс. т соответственно или 57,7 % от общей дополнительной добычи.

АВ1(1-2 28,1

АВ1(3) 16,0

АВ2-3 29,6

0,2

11,1

1,7

0,2

Рисунок 14 - Распределение дополнительной добычи нефти (тыс.т) по объектам разработки анализируемого участка
На рисунке 15 представлено распределение удельной дополнительной добычи нефти (тыс.т/скв) по объектам разработки. Согласно полученным результатам наибольшие значения удельной дополнительной добычи нефти на одну скважину –1393,3 и 481,6 т/скв., получены в результате проведедения ОПЗ на объектах ЮВ₁ и БВ₁₀ соответственно. В среднем по всем объектам разработки удельная дополнительная добыча составила 425,5 т нефти на одну скважино-операцию.

БВ16-22 0,09

ЮВ1 1,39

БВ10 0,48


БВ8 0,21

АВ6-8 0,08

АВ4-5 0,23
АВ2-3 0,37

АВ1(1-2) 0,29
АВ1(3) 0,23

Рисунок 15 - Распределение удельной дополнительной добычи нефти (тыс.т) по объектам разработки анализируемого участка
Как показано на рисунке 16 продолжительность эффекта по объектам разработки после проведения ГТМ варьируется от 3,6 (объект БВ_16-22) до 8,6 месяцев (объект АВ_6-8), и в среднем составляет 5,3 месяца. Среднегодовой прирост дебита нефти по объектам изменяется от 0,29 т/сут. (объект АВ_6-8) до 7,1 т/сут. (объект ЮВ₁) и в среднем составляет 2,6 т/сут.

В таблице 9 представлены сводные показатели эффективности применения ОПЗ для ЦДО СНГ по объектам разработки.

10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0

АВ1(1-2) АВ1(3) АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ8 БВ10 БВ16-22 ЮВ1
Продолжительность эффекта,мес. Среднегодовой прирост дебита нефти,т/сут.

Рисунок 16 - Продолжительность эффекта и среднегодовой прирост дебита нефти (т/сут.) по объектам разработки анализируемого участка
Таблица 9 - Параметры проведения ОПЗ по скважинам объектов разработки анализируемого участка

Объект	Кол-во	Среднегод. прирост нефт т/сут	Доп. добыча нефти тыс. т	Удельн. доп. добыча нефти, тыс. т/скв.	Коэффициент успешности,%
АВ11–2	96	2,9	28,1	292,4	0,33
АВ13	69	1,59	16,0	231,3	0,36
АВ2–3	79	1,98	29,6	375,5	0,49
АВ4–5	15	1,08	3,5	231,8	0,6
АВ6–8	2	0,29	0,16	79,1	0,0
БВ8	8	1,93	1,7	211,8	0,38
БВ10	23	2,58	11,1	481,6	0,44
БВ16–22	2	0,61	0,2	91,5	0,0
ЮВ1	7	7,08	9,8	1393,3	0,43
ИТОГО	235	2,6	100,2	425,5	0,4

1
Объект АВ ^1-2


1
На объекте АВ ^1-2 было проведено 96 скважино-операций по ОПЗ. Из них 33 обработки проводились совместно на двух объектах (АВ ^1-2, АВ ³) и четыре

1 1

совместно на трех объектах (АВ ^1-2, АВ ³ и АВ

). Дополнительная добыча

1 1 2-3


1
нефти от проведения ОПЗ на скважинах объекта АВ ^1-2 составила 28,1 тыс. тонн, удельная дополнительная добыча нефти составила 292,4 тонны на одну скважино-операцию. Среднегодовой прирост дебита нефти в результате проведения данных мероприятий составил 2,19 т/сут. Коэффициент успешности мероприятия составил 0,33. Средняя продолжительность эффекта – 4,4 месяца.


1
Объект АВ ³


1

1
На объекте АВ ³ было проведено 69 обработок призабойной зоны. Из них 32 мероприятия были проведены совместно с объектом АВ ^1-2 , 13 обработок совместно с объектом АВ_2-3. Кроме того, пять операций ОПЗ проводились

одновременно на трех объектах: четыре обработки совместно с АВ

1-2 _{и АВ}

и одна операция совместно с АВ_2-3 и АВ_4-5.

1 2-3,

Дополнительная добыча нефти составила 16 тыс. т, удельная дополнительная добыча нефти составила 231,3 тонны на одну скважино- операцию. Средняя продолжительность эффекта – 4,8 месяца. Коэффициент успешности мероприятия составил 0,36. Среднегодовой прирост дебита нефти в результате проведения данных мероприятий составил 1,6 т/сут.

Объект АВ_2-3


2-3
На объекте АВ ³ было проведено 79 обработок призабойной зоны. Из

них одна операция проводилась совместно с объектами АВ ³ и АВ .Кроме

1 4-5

и
того, четыре операции было проведено совместно с двумя объектами АВ

1-2

1

АВ ³, четыре операции совместно с объектом АВ

и 13 операций с объектом

1


1
АВ ³.

4-5
Дополнительная добыча в целом составила 29,6 тысяч тонн, а удельная

добыча 375 тонн на одну скважино-операцию. Среднегодовой прирост дебита нефти в результате проведения данного мероприятия составил 2 т/сут. Коэффициент успешности проведения мероприятий составил 0,49. Средняя продолжительность эффекта составляет 6,2 месяца.

Объект АВ_4-5

Всего на объекте АВ_4-5 было проведено 15 обработок призабойной зоны. Из них девять операций проводилось совместно с объектом АВ_2-3 и одна операция совместно с объектом АВ_6-8. Кроме того, одна операция была

проведена совместно с объектами АВ ³ и АВ

1 2-3.

Дополнительная добыча составила 3,5 тысячи тонн, а удельная дополнительная добыча 231,8 тонн с одной скважино-операции. Среднегодовой прирост дебита нефти в результате проведения данного мероприятия составил 1,1 т/сут. Средний коэффициент успешности мероприятий составил 0,6. Средняя продолжительность эффекта составляет 7,1 месяца.

Объект АВ_6-8

На объекте АВ_6-8 было проведено 2 обработки призабойной зоны, одна из которых проводилась совместно с объектом АВ_4-5. Дополнительная добыча нефти составила 0,16 тысячи тонн, а удельная дополнительная добыча 79,1 тонн с одной скважины. Среднегодовой прирост дебита нефти в результате проведения данного мероприятия составил 0,29 т/сут. Оба мероприятия признаны неуспешными. Средняя продолжительность эффекта составляет 8,8 месяца.

Объект БВ₈


8
Всего на объекте БВ₈ было проведено восемь обработок призабойной зоны. Из них одна операция была проведена на пласте БВ ⁰ и четыре операции


8
на пласте БВ ^1-3. кроме этого, три операции было проведено одновременно на двух пластах БВ ⁰ и БВ ^1-3.

8 8

В целом по объекту дополнительная добыча составила 1,7 тысячи тонн, со средней удельной дополнительной добычей 211,75 тонн на одну скважину.

Среднегодовой прирост дебита нефти по объекту БВ₈ составляет 1,9 т/сут. Коэффициент успешности в целом по объекту БВ₈ составил 0,37. Средняя продолжительность эффекта – 3,6 месяца.

Объект БВ₁₀

На объекте БВ₁₀ было проведено 23 обработки призабойной зоны. Одна из операций проводилась совместно пластом БВ₁₉. Дополнительная добыча нефти по данным мероприятиям составила 11,1 тыс. т, удельная добыча нефти – 481,6 т/скв. Среднегодовой прирост дебита нефти – 2,6 т/сут. Коэффициент успешности равен 0,43. Средняя продолжительность эффекта – 6,1 месяца.

Объект БВ_16-12

На объекте БВ_16-12 было проведено две обработки призабойной зоны. Одна из ОПЗ проводилась одновременно на два пласта БВ₁₉ и БВ₂₀ . Кроме этого, одна из ОПЗ была проведена совместно с объектом БВ₁₀. Удельная добыча нефти составила 91,5 тонн на одну скважину.

Общая дополнительная добыча нефти по двум мероприятиям составила

183 тыс. тонн. Среднегодовой прирост дебита нефти – 0,61 т/сут. Обе обработки призабойной зоны пласта, проведенные на объекте БВ_16-22, признаны неуспешными.

Объект ЮВ₁

На объекте ЮВ₁ было проведено семь обработок призабойной зоны. Ни одна из операций не проводилась совместно с другими объектами.

Дополнительная добыча нефти по данным мероприятиям составила 9,7 тыс. т, удельная доп. добыча нефти – 1393,3 т/скв. Среднегодовой прирост дебита нефти – 7,1 т/сут. Коэффициент успешности равен 0,43. Средняя продолжительность эффекта составила 6,5 месяцев.
3.2. Определение темпов падения основных показателей ОПЗ скважин по объектам разработки Самотлорского месторождения за период 2013 по 01.01.2016 года

В данной части работы использовались показатели по проведенным в период с 2013 по 2015 годы геолого-технологическим мероприятиям по каждому виду ГТМ и объекту разработки в отдельности.

Основной проблемой при определении темпов падения ГТМ является тот факт, что на скважинах после проведения анализируемого вида ГТМ проводилось множество других ГТМ, которые оказывают влияние на поведение дебитов нефти, жидкости и обводненности, тем самым искажая эффект от проведения анализируемого вида ГТМ.

Для более корректной оценки темпов падения ГТМ необходимо разделить эффект от проведения анализируемого ГТМ и эффект от влияния ГТМ проводимых в отчетный период времени после анализируемого вида ГТМ. В связи с этим в данной работе темпы падения основных технологических показателей определялись для двух групп скважин.

К первой относятся скважины, на которых после проведения анализируемого вида ГТМ не проводилось никаких последующих геолого- технологических мероприятий.

Ко второй группе относятся скважины, на которых после проведения анализируемого вида ГТМ проводилось последующие геолого-технологических мероприятия.

Для осредненной оценки темпов падения основных технологических показателей работы скважин, после проведения ГТМ динамика их работы приводится к одной дате. Данная процедура позволяет распознавать общие тенденции изменения основных технологических показателей в «общем ключе».

По приведенным данным рассчитываются интегрированные среднемесячные показатели дебита нефти и жидкости как отношение суммарной добычи нефти по всем скважинам за месяц к количеству дней добычи всех скважин.

Темп падения дебитов нефти и жидкости рассчитывается по следующей формуле:

K_i

^qiбазовый<sup> qi

qi</sup>базовый

^100 , % (1)

где: K_i– изменение дебита нефти на i-й месяц после проведения ГТМ в процентах

qⁱ_{базовый}– базовый фактический или экспоненциальный дебит нефти на i-й месяц послепроведения ГТМ

qⁱ– фактический или экспоненциальный дебит нефти на i-й месяц после проведения ГТМ.


1
Объект АВ ^1-2

1

1
Всего в период с 2013 по 2015 год включительно на объекте АВ ^1-2 было проведено 204 мероприятия ОПЗ. Динамика среднемесячной суточной добычи нефти и жидкости, действующего фонда скважин для ОПЗ, выполненных на объекте АВ ^1-2 представлена на рисунке 3.5–3.7.

Темпы падения дебита нефти и жидкости после ОПЗ, проведенныхв2013годубезвлиянияпоследующихГТМ


1
На объекте АВ ^1-2 из 31 скважины, на которых в 2013 году проводились ОПЗ, 31 скважина отработала один год, 29 скважин отработали два года, 28 скважин отработали три года.

Темпы падения дебита нефти и жидкости после ОПЗ, проведенных в2013годубезвлиянияпоследующихГТМ.


1
Для мероприятий ОПЗ, проведенных в 2013 году без влияния последующих ГТМ на объекте АВ ^1-2, темпы падения дебита нефти и жидкости через год составляют соответственно 36,6% и 36,4%, через два года – соответственно 20,1 % и 14,2%. Через три года темпы падения дебита нефти составляют 10,9%, темпы роста дебита жидкости составляют 19,5%.

Темпы падения дебита нефти и жидкости после ОПЗ, проведенных в2014годубезвлиянияпоследующихГТМ.


1
На объекте АВ ^1-2 из 71 скважины, на которых в 2014 году проводились ОПЗ, 63 скважины отработали один год, 58 скважин отработало два года, и только шесть скважин отработали три года и более.


1
Для мероприятий ОПЗ, проведенных в 2014 году на объекте АВ ^1-2 без влияния последующих ГТМ, темпы падения дебита нефти и жидкости через год составляют соответственно 44,7% и 21,3%, через два года - соответственно 15% и 5,5%, через три года - соответственно 20% и 4,7%.

Темпы падения дебита нефти и жидкости после ОПЗ, проведенных в2015годубезвлиянияпоследующихГТМ


1
На объекте АВ ^1-2 из 102 скважин, на которых в 2015 году проводились ОПЗ, 97 скважин отработало один год, семь скважин отработали два года и более.


1
Для мероприятий ОПЗ, проведенных в 2015 году на объекте АВ ^1-2 без влияния последующих ГТМ, темпы падения дебита нефти и жидкости за год составляют соответственно 27% и 5,6%. Через два года после проведения мероприятий ОПЗ без влияния последующих ГТМ темпы падения дебита нефти и жидкости за год составляют соответственно 22,9% и 4,5%.

11 33
10 30

Последующие ГТМ, Среднемесячная суточная добыча нефти,жидкости*100,т/сут
9 27
8 24

Фонд скважин
7 21
6 18
5 15
4 12
3 9
2 6
1 3
0 0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

Месяцы
ПВР ОПЗ

Оптимизация Перевод в ППД

ГРП Среднемес .Суточн.Добыча нефти*100,т/с ут

Среднемес .Суточн.Добыча жидкос ти*100,т/с ут Дейс твующий текущий фонд Дейс твующий фонд на начало ГТМ


1
Рисунок 17 - Объект АВ ^1-2. Динамика среднемесячной суточной добычи нефти и жидкости, действующего фонда скважин для ОПЗ, выполненных в 2012 году по анализируемому участку
240 8
210 7

Сренемесячная суточная добыча нефти,жидкости*10,т/сут, Фонд скважин
180 6

Последующие ГТМ
150 5
120 4
90 3
60 2
30 1
0 0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35

Месяцы
ОПЗ Оптимизация

ПВР Перевод в ППД

ГРП Среднемес .Суточн.Добыча нефти*10,т/с ут

Дейс твующий текущий фонд Дейс твующий фонд на начало ГТМ Среднемес .Суточн.Добыча жидкос ти*10,т/с ут

1
Рисунок 17 - Объект АВ ^1-2. Динамика среднемесячной суточной добычи нефти и жидкости, действующего фонда скважин для ОПЗ, выполненных в 2013 году по анализируемому участку

26
24


Среднемесячная суточная добыча нефти,жидкости*100,т/сут, Последущие ГТМ
22
20
18

16
14
12
10

8
6
4

2
0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Месяцы

104
96

88
80

Фонд скважин
72

64
56
48
40

32
24
16

8
0

Перевод в ППД ГРП

ОПЗ Оптимизация

Среднемес .Суточн.Дебит нефти*100,т/с ут Среднемес .Суточн.Дебит жидкос ти*100,т/с ут Дейс твующий текущий фонд Дейс твующий фонд на начало ГТМ

1
Рисунок 19 - Объект АВ ^1-2. Динамика среднемесячной суточной добычи нефти и жидкости, действующего фонда скважин для ОПЗ, выполненных в 2014 году по анализируемому участку.