БНП. Анализ эффективности применения грп для разработки низкопроницаемых пластов горизонтальными скважинами
 Скачать 1.37 Mb.
|
1 2 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений им. В.И. Кудинова Отчет по производственной практике, научно-исследовательская работа на тему: «Анализ эффективности применения ГРП для разработки низкопроницаемых пластов горизонтальными скважинами» Сроки проведения практики: с «21» марта 2022 г. по «15» мая 2022 г. на предприятии ООО “Башнефть-Добыча» Студент группы ЗСС-21.05.06-41 Калиев Алексей Федорович Р  уководитель практики от кафедры:ст. преподаватель кафедры ГНГ Истомина Наталья Григорьевна Руководитель практики от предприятия: Зам.начальника ЮЦДНГ-1 УДНГ АГМ Мансуров Дмитрий Зинурович М.П. Результаты защиты отчета ____________________________________ Ижевск, 2022
Введение Добыча и переработка нефти играет ключевую роль в развитии Российской Федерации. Наша страна, как обладательница чрезвычайно больших запасов нефти, является одним из крупнейших экспортеров этого сырья на мировой рынок. Нефтяная отрасль является важнейшей составляющей социально-экономического развития России. Из нефти вырабатываются различные жидкие топлива: бензины, реактивное топливо, керосин, дизельное топливо, мазут. Попутный нефтяной газ используется для получения тепловой или электрической энергии, а так же применяется как ценное сырье в нефтегазохимии. Продукты нефтехимии- полимерные материалы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты и многое другое широко применяются во всех отраслях народного хозяйства. С 21.03.2021 года по 15.03.2021 года я проходил производственную практику в УДНГ Южарланского ЦДНГ №1 в должности оператора по добыче нефти и газа. Целью производственной практики, научно-исследовательской является закрепление теоретических и практических знаний по дисциплинам, полученных при изучении и приобретение научно-исследовательских навыков, практического участия в научно-исследовательской работе коллективов исследователей, сбор анализ и обобщение научного материала. Задачами научно-исследовательской работы являются: - закрепление и развитие теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин; - развитие и накопление специальных навыков, изучение и участие в разработке организационно-методических и нормативных документов для выполнения научно-исследовательских работ; - понимание общей логики исследовательской работы и использование того адаптированного инструментария, который принят в современных научных исследованиях; - ознакомление с содержанием основных работ и исследований, выполняемых в научном коллективе по месту прохождения практики; - проведение прикладных научных исследований по проблемам нефтегазовой отрасли, оценка возможного использования достижений научно-технического прогресса в нефтегазовом производстве; - инициирование создания, разработки и проведения экспериментальной проверки инновационных технологий нефтегазового производства; - разработка и обоснование технических, технологических, техникоэкономических, социально-психологических и других необходимых показателей, характеризующих технологические процессы, объекты, системы, проекты, нефтегазовые организации; - совершенствование и разработка методов анализа информации по технологическим процессам и работе технических устройств в области нефтедобычи; - создание новых и совершенствование методики моделирования и расчетов, необходимых при проектировании технологических процессов и технических устройств в отрасли; - совершенствование и разработка новых методик экспериментальных исследований физических процессов нефтегазового производства и технических устройств; - осуществление сбора, обработки, анализа и систематизации научно- технической информации по теме исследования, выбор методик и средств решения задачи; - непосредственное участие в рабочем процессе научного коллектива с выполнением должностных обязанностей. Теоретическая часть 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения Фактическое начало своей истории Гареевское месторождение берет в 1982 г. после того на Нефтекамской площади пробурена скв. 19НЕФ в своде сейсмического поднятия, которая стала перовооткрывательницей Гареевского месторождения в отложениях среднего и нижнего карбона. На рис.1 приведена обзорная карта района расположения Гареевского нефтяного месторождения В 1983 г. Гареевское месторождение введено в разработку, и началось интенсивное бурение эксплуатационных скважин. В результате бурения скв. 111НЕФ и 118НЕФ была выявлена залежь нефти на Тульской структуре в песчаниках пласта C1tl.2. В 1994 г. поисковыми скв. 121НЕФ и 123НЕФ на Западно-Милашинской и Рябиновской структурах выявлены новые залежи нефти пласта C1tl.2. В 2003 г. была пробурена оценочная скв. 196НЕФ в своде Ново-Милашинского сейсмического объекта (район скв. 121НЕФ) за пределами лицензионного участка, которая подтвердила наличие нефти в песчаниках пласта C1tl.2. При опробовании через колонну получен приток нефти дебитом 10,3 т/сут. В 2006 г. скв. 9203 впервые на месторождении установлена промышленная нефтеносность в песчаниках пласта C1tl.4. По состоянию на 01.01.2021 г. на Гареевском месторождении пробурены 132 скважины.  Рисунок 1. - Обзорная карта района расположения Гареевского нефтяного месторождения Стратиграфия В геологическом строении Гареевского месторождения принимают участие отложения кашировской толщи, девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем, общая вскрытая мощность которых составляет 2050 м. Типовой геолого-геофизический разрез Гареевского месторождения представлен в графическом приложении 2.1. Ниже приводится описание стратиграфии продуктивных горизонтов, подробное описание разреза приводится в работе [40]. Тульский горизонт С1tl Отложения тульского горизонта представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. На Гареевском месторождении распространены пласты C1tl.2, C1tl.3, C1tl.4, C1tl.5. Наибольшее площадное распространение имеют пласты C1tl.2, C1tl.3, они объединены в один единый продуктивный пласт C1tl.2. Пласты C1tl.4 и C1tl.5 имеют линзовидное строение, пласт C1tl.4 нефтенасыщен в скв. 9203, где установлена залежь нефти. Толщина горизонта 25 ‑ 35 м. Верейский горизонт С2vr Представлен переслаиванием аргиллитов и известняков с подчиненными прослоями мергелей, реже алевролитов. Терригенные породы в основном преобладают в верхней части разреза, которые имеют темно-серую и коричневато-серую окраску. Известняки пелитоморфные, прослоями органогенно-обломочные, пористо-кавернозные, нефтенасыщенные. В разрезе верейского горизонта выделяются четыре пласта известняков (C2vr.1, C2vr.2, C2vr.3, C2vr.4), из которых продуктивными на Гареевском месторождении являются пласты C2vr.3 и C2vr.4. Толщина горизонта 45 – 50 м. Каширский горизонт С2ks Отложения каширского горизонта сложены известняками светло-серыми и коричневато-серыми, кристаллическими, неравномерно доломитизированными, переходящими в доломит, мелкопористыми, участками сульфатизированными, прослоями органогенно-обломочными, пористо-кавернозными, нефтенасыщенными. В разрезе горизонта выделяются четыре пласта коллекторов: C2ks.1, C2ks.2, C2ks.3, C2ks.4, разделенные плотными глинистыми карбонатными породами. Пласт C2ks.4 сложен органогенно-детритусовыми известняками, по подошве пласта отбивается кровля верейского горизонта. На Гареевском месторождении нефтеносными являются пласты C2ks.2.1, C2ks.2.2 и C2ks.4 Толщина горизонта 75 ‑ 80 м. Промышленно-нефтеносными на Гареевском месторождении являются карбонатные породы каширского (пласты C2ks.2.1, C2ks.2.2, C2ks.4) и верейского (пласты C2vr.3, C2vr.4) горизонтов среднего карбона, вскрытые на глубине соответственно 990 и 1010 м, а также терригенные отложения тульского горизонта (пласты C1tl.2 и C1tl.4) нижнего карбона, вскрытые на глубинах 1350 и 1493 м. По состоянию на 01.01.2021 г. на месторождении пробурено 132 скважины, из них нефтяных – 64 (в т.ч. действующих - 41, в бездействии – 23), нагнетательных – 18 (в т.ч. действующих - 15, в бездействии – 3), консервации – восемь, ликвидированных – 24, контрольных – 16, водозаборных – две (все действующие). По состоянию на 01.01.2021 г. накопленная добыча нефти составляет 2302 тыс.т Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет 77,8%, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН)– 0,317. Накопленная добыча жидкости составляет 10105 тыс.т. Накопленная добыча растворенного газа составляет 19 млн м3. Использование растворенного газа в 2020 г. составило 99,7%. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1987 г. – 207,1 тыс.т. при темпе отбора от НИЗ – 7,1 % и обводненности 47,7 %. В 2020 г. добыча нефти составила 16 тыс.т, жидкости – 150,5 тыс.т, текущая обводненность добываемой продукции – 89,4%. Среднегодовой дебит скважин по нефти – 1,6 т/сут, по жидкости – 15,3 т/сут. Закачка воды на месторождении начата в 1985 г. Накопленная закачка воды составляет 6768 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой – 64 %.В 2020 г. закачано 97,4 тыс.м3 воды, текущая компенсация составляет 63,4%, средняя приемистость нагнетательных скважин – 36,2 м3/сут. Отклонения уровней добычи нефти в период 2017-2019 гг. находятся в пределах допустимых (±40%) значений (в 2016 г. – 8,0%, в 2017 г. – 2,0%, в 2018 г. – 6,4%, в 2019 г. – 9,4%). В 2020 г. отклонение составило 46,1%. Превышение допустимого отклонения (недостижение уровней) в 2020 г. обусловлено ограничением ОПЕК+ 1.2 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении Таблица 1 Распределение скважин осложненного фонда по объектам эксплуатации
По тульскому горизонту пластовые нефти изучены по 11 пробам пласта C1tl.2 из восьми скважин. Плотность пластовой нефти составила в среднем 881 кг/м3, плотность дегазированной нефти 890 кг/м3, давление насыщения 6,2 МПа, газосодержание 14,4 м3/т, вязкость в пластовых условиях 15,9 мПа.с. Исследования поверхностной нефти тульского горизонта проводились по 16 пробам из 10 скважин. Плотность нефти по пробам, отобранным в поверхностных условиях, составляет в среднем 889 кг/м3. Вязкость нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 31,9 мПа·с. Нефти тяжелые, сернистые, парафинистые, высокосмолистые. Промышленно-нефтеносными на Гареевском месторождении являются карбонатные породы каширского (пласты C2ks.2.1, C2ks.2.2, C2ks.4) и верейского (пласты C2vr.3, C2vr.4) горизонтов среднего карбона, вскрытые на глубине соответственно 990 и 1010 м, а также терригенные отложения тульского горизонта (пласты C1tl.2 и C1tl.4) нижнего карбона, вскрытые на глубинах 1350 и 1493 м 1.3. Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения Гареевское нефтяное месторождение открыто в 1982 г. в результате поисково-разведочного бурения, введено в разработку в 1983 г. Промышленные запасы нефти сосредоточены в карбонатах каширского (пласты C2ks.2.1, C2ks.2.2, C2ks.4) и верейского (пласты C2vr.3, C2vr.4) горизонтов среднего карбона и в терригенных отложениях тульского горизонта (пласты C1tl.2, C1tl.4) нижнего карбона. Объекты находятся на разных стадиях разработки. Залежи нефти частично совпадают в плане. Разработка ведется механизированным способом, организована система ППД. По состоянию на 01.01.2021 г. на месторождении пробурено 132 скважины, из них нефтяных – 64 (в т.ч. действующих - 41, в бездействии – 23), нагнетательных – 18 (в т.ч. действующих - 15, в бездействии – 3), консервации – восемь, ликвидированных – 24, контрольных – 16, водозаборных – две (все действующие). Характеристика фонда скважин Гареевского месторождения приведена в таблице 3.2. На рисунке 3.1 приведено распределение добывающего фонда скважин по состоянию на 01.01.2021 г.  Рисунок 2 – Распределение добывающего фонда скважин по состоянию на 01.01.2021 г. Таблица 2 Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2021 г. Гареевского месторождения
Месторождение практически полностью разбурено. Фонд добывающих скважин низкодебитный, высокообводненный, в бездействующем фонде 23 скважины (35,9% от эксплуатационного фонда). Основная причина бездействия – высокая обводненность и ограничения добычи ОПЕК+ (табл.3) Таблица 3 Скважины с ограничением добычи по ОПЕК+ в 2020 г.
Распределение добывающих скважин по дебитам и обводненности в целом по Гареевскому месторождению приведено на рисунках 3 и 4.  Рисунок 3 – Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и жидкости Н  а 01.01.2021 г. с дебитом нефти менее 0,5 т/сут работают 85,4% скважин (35 скв.), с дебитом от 0,5 до 3 т/сут – 4,9% скважин (две скв.), с дебитом от 3 до 5 т/сут – 2,4% скважин (одна скв.), с дебитом от 5 до 10 т/сут – 2,4% (одна скв.), с дебитом более 10 т/сут – 4,9% скважин (две скв.). Средний дебит скважин месторождения за 2020 г. по нефти – 1,6 т/сут, по жидкости – 14,7 т/сут т.Рисунок 4 – Распределение действующего фонда скважин по обводненности По месторождению шесть скважин (14,6% действующего фонда) работают с обводненностью менее 20%, с обводненностью от 20% до 40% – четыре скважин (9,8%), пять скважин (12,2%) работают с обводненностью от 40 до 80%, с обводненностью от 80 до 95% – 15 скважин (36,6%) и продукция 11 скважин (26,8%) обводнена более 95%. Средняя обводненность скважин в 2020 г. составила 89%. Всего за 2020 г. добыча нефти составила 16 тыс. т, жидкости 144,6 тыс. т, темп отбора от НИЗ – 0,55 %, от ТИЗ – 2,48 %. Текущий ВНФ - 8,1 т/т, накопленный - 3,4 т/т. По состоянию на 01.01.2021 г. накопленная добыча нефти составляет 2302 тыс. т, жидкости 10105 тыс. т, отбор от НИЗ (от запасов принятых для проектирования) – 78,6 %. Текущий КИН – 0,317, при принятом для проектированиям – 0,408. В 1985 г. на месторождении начата закачка воды с целью ППД. На 01.01.2021 г. всего закачано воды в пласт 6768 тыс.м3, за 2020 г. закачано 97,4 тыс.м3 воды. Приемистость нагнетательных скважин составляет 36,2 м3/сут. Текущая компенсация составляет 63,4%, накопленная 64%. Основные технологические показатели разработки по объектам разработки Гареевского месторождения приведены в таблице 7. Таблица 1 – Основные технологические показатели разработки по объектам разработки Гареевского месторождения
Основная доля накопленной добычи нефти приходится на объект C1tl – 69,7 %, который содержит 57,1 % начальных геологических и 66 % извлекаемых запасов месторождения (категория АВ1). На 01.01.2021 г. большую часть текущей добычи обеспечивает объект C1tl– 67 %. Графически распределения начальных геологических запасов и накопленной добычи нефти по объектам месторождения приведены на рисунке 3.4.  Рисунок 5– Распределение геологических, извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи нефти по объектам Гареевского месторождения Г  рафики разработки и показатели эксплуатации месторождения приведены на рисунках 3.5 – 3.6.Рисунок 6 – Динамика добычи нефти, жидкости, закачки, действующего фонда и обводненности скважин Гареевского месторождения  Рисунок 7 – Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности добываемой продукции скважин Гареевского месторождения 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||