Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 08.02.2015
Размер файла 1,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Настоящая дипломная работа "Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай" составлена по фактическим материалам системы капитального ремонта скважин месторождения Жетыбай.

Основной задачей моей дипломной работы является промывка скважин для удаления песчаных пробок и сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.

В данной работе кратко описаны следующие аспекты: характеристика геологического строения месторождения; свойства и состав нефти, газа и воды; запасы нефти и газа; анализ текущего состояния разработки; анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов; методы борьбы с образованием песчаных пробок; технология подземного и капитального ремонтов скважин; критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"; работы при КРС по интенсификации добычи нефти; промывка скважин для удаления песчаных пробок с технологической схемой; эффективность применяемых способов промывки скважин; экономическая часть с описанием по капитальным вложениям и эксплуатационным затратам по промыслу, охрана труда и окружающей среды.

Андатпа

"Жетібай кен орнын игеру кезінде скважинаны к?рделі ж?ндеуді? ерекшеліктері" атты дипломды? ж?мысы Жетібай кен орнында скважинаны к?рделі ж?ндеуді? на?ты материалдары бойынша ??растырыл?ан.

Мені? дипломды? ж?мысымны? негізгі ма?саты скважинаны ??м ты?ындарын жуу ар?ылы тазарту ж?не тіке жуу мен ?арсы жууды? салыстырмалы анализі.

Осы ж?мыста ?арастырыл?ан негізгі б?лімдер: кен орныны? геологиялы? ??рылысыны? сипаттамасы; м?най, газ ж?не суды? ?асиеттері мен ??рамы; кен орнын игеруді? б?гінгі та?да?ы жа?дайы; скважина фондысы ??рылымыны? анализі ж?не оларды? дебиті; скважинаны ??м ты?ынынан тазарту т?сілдері; м?най ж?не газ ?ндіру т?сілдеріні? сипаттамасы; скважинаны жер асты ж?не к?рделі ж?ндеуді? технологиясы; кен орнын к?рделі ж?не жер асты ж?ндеу кезіндегі ж?мыстарды? сапасы туралы анализ; скважинаны ??м ты?ындарын жуу ар?ылы тазарту т?сілдеріні? ?німділігі; экономикалы? б?лім; е?бекті ?ор?ау ж?не ?орша?ан ортаны ?ор?ау.

Annotation

The present degree work "Features of carrying out of major overhaul of wells during development of Zhetybai deposit" is made on actual materials of system of major overhaul of Zhetybai deposit.

The main aim of my degree work is washing of wells for removal of sandy fuses and the comparative analysis of efficiency of direct and indirect washing.

In this work briefly following aspects are described: the characteristic of a geological structure of a deposit; the properties and the structure of an oil, gas and water; oil and gas reserves; the analysis of a current condition of development; the analysis of a structure of the fund of wells and their current productivity; the ways of resisting to sandy fuses formation; the characteristic of parameters of ways of operation of a well; actions under the prevention and struggle against complications at operation of wells; the technology of underground and major overhauls of wells; the critical analysis of job quality conditions during carrying out major overhaul and underground overhaul in NGDU "Zhetybaimunaygas"; washing of wells for removal sandy fuses with the technological scheme; efficiency of applied ways of washing of wells; the part of economics describing capital investments and operational industry expenses, health safety and environment.

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения

1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

1.1.4 Запасы нефти и газа

1.2 Система разработки месторождения

1.2.1 Анализ текущего состояния разработки

1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

1.2.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

1.2.5 Борьба с образованием песчаных пробок

1.3 Техника и технология добычи нефти и газа

1.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

1.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

1.3.3 Технология подземного ремонта скважин

1.3.4 Технология капитального ремонта скважин

1.3.5 Критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

1.3.6 Работы при КРС по интенсификации добычи нефти

1.4 Специальная часть

1.4.1 Ликвидация песчаных пробок

1.4.2 Промывка скважин для удаления песчаных пробок

1.4.2.1 Прямая промывка водой

1.4.2.2 Обратная промывка водой

1.4.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

1.4.3.1 Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

1.4.4 Расчет РНМ

1.4.4.1 Исходные данные для проектировани

1.4.4.2 Схематизация формы залежи

1.4.4.3 Рациональное размещение скважин для расчетных вариантов

2. Экономическая часть

2.1 Структура нефтяных предприятий

2.2 Организационная характеристика НГДУ "Жетыбаймунайгаз" и организация основного и вспомогательного производства

2.3 Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

2.4 Технико-экономические показатели и анализ разработки месторождения Жетыбай

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Опасные и вредные факторы на предприятии

3.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

3.2.1 Указания мер безопасности при ремонте скважин 3.3

3.3 Охрана атмосферного воздуха

3.3.1 Перечень источников загрязнения

3.3.2 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ

3.4 Охрана водных ресурсов

3.5 Охрана земельных ресурсов

3.6 Охрана флоры и фауны

3.7 Промышленные отходы по НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

Заключение

Список литературы

Введение

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Нефть и газ не только наиболее дешевые виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Именно поэтому уделяется большое внимание быстрому развитию добычи нефти и газа - этих важнейших и прогрессивных отраслей народного хозяйства страны.

На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, к которым относится и месторождение Жетыбай, повысить эффективность добычи нефти можно за счет применения рациональных систем разработки месторождений, широкого внедрения совершенных методов увеличения нефтеотдачи пластов, контроля и регулирования процесса разработки.

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является капитальный ремонт скважин.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

Значительным резервом роста добычи нефти и газа является ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Это мероприятие обеспечит нашей стране дополнительно сотни тысяч тонн нефти и сотни миллионов кубических метров газа в год.

Ряд бездействующих скважин нуждается в сложных восстановительных работах, которые обычно выполняются цехами капитального ремонта.

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок.

Целью дипломного проета является промывка скважин для удаления песчаных пробок на местрождении Жетыбай и сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения

Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в состав Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Ближайшими к месторождению населенными пунктами как показано на рисунке 1, являются поселок Жетыбай - 1 км и районный центр Курык - 60 км.

В орографическом отношении район представляет собой обширное слабовсхолмленное плато, полого погружающееся в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 м до 170 м. Климат района резко континентальный. Абсолютный максимум температуры воздуха плюс 47°C, абсолютный минимум минус 35°С.

Среднегодовая температура воздуха плюс 10°С. Район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями.

Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта не более одного метра.

Крупное многопластовое, нефтегазовое месторождение Жетыбай было открыто в 1961 г.

В промышленную эксплуатацию месторождение вступило в 1969 г. В районе месторождения проходит железная дорога Актау-Жетыбай-Узень, автодорога Актау-Жетыбай-Узень протяженностью 150 км.

Эксплуатационное бурение на месторождении Жетыбай было начато после составления в 1969 г. технологической схемы разработки наиболее глубокозалегающих залежей XI, XII и XIII горизонтов [5].

На месторождении Жетыбай бурением вскрыты мезокайнозойские отложения толщиной около 3000 м, от неогеновых до триасовых как показано на рисунке 2. Установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, батского, келловейского ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов [10].

Рисунок 1 - Обзорная карта района

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез Жетыбайского месторождения

Месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания, по поверхности I продуктивного горизонта размеры ее 22Ч6 км при амплитуде 65 м как показано на рисунках 3 и 4. Структура довольно пологая, с глубиной углы падения пород на крыльях увеличиваются от 2,5? до 5?. В присводовой части структуры, в пределах довольно широкого свода обособляются два куполовидных поднятия, разделенные небольшим прогибом глубиной порядка 10м, который оказывается достаточным для контролирования ряда залежей в пределах юрского продуктивного разреза.

1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

В разрезе месторождения Жетыбай вскрыты: 1 газовая, 12 нефтяных и 13 нефтегазовых залежей [6].

В верхней части продуктивной толщи (горизонты Ю-I-VI) наряду с хорошим расчленением на горизонты, как правило, имеют развитие отдельные пласты коллекторы. В горизонтах прослеживается 3-6, иногда до 10 пластов-коллекторов, разделенных глинистыми прослоями. Иногда толщина пластов-коллекторов достигает 20-30 м, образуя песчаные пачки.

Средняя часть продуктивной толщи, приуроченная к байосскому ярусу, характеризуется преобладанием глинистых пород и имеет более сложное строение, выражающееся в частом замещении песчаных пластов глинистыми разностями. Пласты-коллекторы разобщаются не только по вертикали, но и по площади месторождения. Поэтому в отличие от верхней части разреза для этой толщи характерно наличие резервуаров, имеющих ограниченное распространение на отдельных участках структуры.

XII горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин общей толщиной от 58 м до 76 м. Средняя толщина 70 м.

Глубина залегания 2340-2425 м.

В разрезе выделены два пласта. Залежь пластовая, сводовая, нефтяная с подошвенной водой.

Коэффициент распространения - 0,95, коэффициент слияния - 0,11. Размеры нефтяной залежи XII горизонта 19,4Ч5,2 км.

Рисунок 3 - Структурная карта по кровле VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай

Масштаб 1: 25000

Рисунок 4 - Геологический разрез VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай по линии I-I

Масштаб 1: 5000

XIII горизонт отделяется от вышележащего горизонта глинистым разделом мощностью порядка 4-17 м. Горизонт представлен монолитной толщей песчано-алевролитовых пород с маломощными непроницаемыми разностями, имеющими подчиненное значение. Общая мощность горизонта 150-160 м. Глубина залегания 2410-2450 м. Коллектор хорошо выдержан по размеру и по площади и характеризуется повсеместным распространением. Залежь пластовая, сводовая, нефтегазовая с подошвенной водой. Коэффициент распространения - 1, коэффициент слияния равен - 0,11. Размеры газовой шапки 6,2Ч2 км, нефтяной части 7,5Ч3,2 км.

Горизонты, приуроченные к нижней части продуктивной толщи (XII, XIII горизонты) характеризуются развитием мощных монолитных песчаных пачек.

Глинистые породы прослеживаются в виде небольших по толщине слоев, либо в виде отдельных линз, которые не являются литологическими экранами для залежей нефти и газа. Значения пласта, характеризующего продуктивность горизонтов представляется на примере VIII горизонта в таблице 1.1.

Коллекторами в юрской продуктивной толще месторождения служат песчано-алевритовые породы. На основании установленных закономерностей изменения глинистости и песчанистости выделяются две пачки коллекторов: верхняя келловей-байосская (Ю-I - Ю-XI горизонты) и нижняя ааленская (Ю-XII, Ю-XIII горизонты). Пласты-коллекторы верхней пачки представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами, нижней пачки - преимущественно среднезернистыми песчаниками, а в Ю-XIII горизонте развиты и крупнозернистые песчаники.

Таблица 1.1 - Общие показатели VIII горизонта

№

Показатели

Ед. изм.

VIII

1

глубина залегания

м

2170

2

пористость

0,18

3

проницаемость

м2

60

4

вязкость нефти

мПа*с

1,8

5

вязкость воды

мПа*с

0,45

6

плотность нефти в пластовых условиях в поверхностных условиях

т/м5

0,739 0,849

7

плотность воды пластовой закачиваемой

т/м3

1,09 1,01

8

пластовое давление начальное текущее

МПа

21,5 21,1

9

давление насыщения нефти начальное текущее

МПа

18,9 14,6

10

газосодержание нефти

м3/т

102

11

газовый фактор

м3/т

94

12

газонасыщенность

0,48

13

нефтенасыщенность

0,58

Особенности литологического строения предопределили развитие гранулярных коллекторов порового типа, емкостные и фильтрационные свойства которых обусловлены системой межзерновых пустот размерами от 2мкм до 18,6мкм.

Изучение физических свойств и нефтенасыщенности коллекторов проводились по керну в лабораторных условиях и по ГИС. Проанализировано более 4000 образцов керна, произведена оценка пористости, нефтенасыщенности и проницаемости коллекторов более чем в 1500 скважинах.

Пористость коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним. Средние значения проницаемости пород коллекторов изменяются без какой-либо закономерности. Средние значения проницаемости, определенные по керну несколько ниже, чем по ГИС. Это объясняется различием объектов исследования: по керну проницаемость определяется небольшого образца породы, а по ГИС оценивается средняя проницаемость пласта-коллектора. Как видно из таблицы 1.2, средние значения проницаемости по основной части разреза не превышают 150Ч10-3 мкм2.

Таблица 1.2 - Характеристика параметров горизонтов

№

Горизонт

Тип коллектора

Проницаемость, Ч10-3мкм2

Пористость, доли ед.

Начальная нефтегазонасыщенность, доли ед.

1

Ю-II

Поровый

116,3

0.201

0,583

2

Ю-III

Поровый

150,2

0,204

0,560

3

Ю-IV

Поровый

133,5

0,193

0,528

4

Ю-V

Поровый

132,4

0.189

0,582

5

Ю-VI

Поровый

131,8

0,182

0,567

6

Ю-VII

Поровый

89,4

0,181

0,549

7

Ю-VIII

Поровый

81,2

0,173

0,581

8

Ю-IX

Поровый

117,6

0,170

0,607

9

Ю-X

Поровый

104,7

0.166

0,614

10

Ю-XI

Поровый

123,2

0,164

0,577

11

Ю-XII

Поровый

200,8

0,160

0,649

12

Ю-XIII

Поровый

285,7

0,165

0,672

К настоящему времени на месторождении установлено 26 залежей нефти и газа промышленных категорий [5]. Эти залежи различаются по размерам, запасам, характеру насыщения, типу ловушки. Высота залежей существенно отличаются от нескольких метров, по небольшим залежам в Ю-VII горизонте, до 111 м по залежи Ю-X горизонта как показано в таблице 1.3. Максимальными высотами, близкими к амплитуде структуры, характеризуются наиболее крупные залежи Ю-X и Ю-XII горизонтов, в то время как, залежи имеющие высоты порядка 10 м связаны с небольшими куполами, осложняющими западную и восточную части поднятия.

По типу природного резервуара большая часть залежей относится к пластовым сводовым и только залежи нефти в Ю-XIII, Ю-XII, Ю-VII и Ю-IV горизонтах являются массивными, по всей площади подстилаемые водой. Массивные залежи приурочены к небольшим осложнениям структуры, за исключением Ю-XIII и Ю-XII горизонтов, которые содержат наиболее крупные по размерам залежи нефти.

Юрские продуктивные горизонты достаточно уверенно прослеживаются по площади месторождения. Большинство горизонтов имеют толщину 50-70 м, несколько меньшими толщинами 15-30 м характеризуются Ю-II, Ю-III, Ю-IX горизонт. Исключение составляет песчаная пачка Ю-XIII горизонта толщина, которой достигает 150-160 м. Продуктивные горизонты отделяются друг от друга глинистыми пачками толщиной от 5 м до 20 м. Эффективные толщины подвержены значительным изменениям, что связано с высокой неоднородностью коллекторов, резкой изменчивостью их емкостно-фильтрационных свойств, вплоть до полного замещения непроницаемыми породами.

Таблица 1.3 - Характеристика продуктивных горизонтов

Горизонт

Залежь

Глубина залегания, м

Тип залежи

Площадь продуктивности, км2

Эффект. толщина, газ/нефть, м

Размеры залежи, км

Высота залежи, м

Положение

Характеру насыщения

Пластового резервуара

газовой

нефтяной

ГВК, м

ГНК, м

ВНК, м

Ю-I

1695-1780

газовая

пласт. сводов

67.4

8.6/-

18.5х5.2

58

-1590-1610

Ю-II

б1-б2

1765-1840

нефтегазов.

пласт. сводов

70.0

2.5/2.1

19.2х5.2

46

11

-1654

-1665

Ю-III

1-6

1785-1860

нефтегазов.

пласт. сводов

59.2

11.2/7.4

17.4х5.2

37

29

-1663

-1667-1692

Ю-IV

1-2

1825-1870

нефтяная

пласт. сводов

28.2

-/5.8

12.8х3.2

26

-1675-1695

4-5

нефтяная

массивная

15.6

-/2.5

8.4х3.0

24

-1705-1712

Ю-V

а

1865-1955

газонефтян.

пласт. сводов

46.4

3.2/3.9

15.6х5.0

25

26

-1726

-1738-1752

б1-б2

нефтяная

пласт. сводов

54.2

-/4.8

17.0х5.1

48

-1769-1781

в1-в4

нефтяная

пласт. сводов

32.7

-/5.9

13.5х 4.0

51

-1770-1777

Ю-VI

а1-а2

1950-2010

газонефтян.

пласт. сводов

37.4

3.6/5.5

15.0х 4.2

15

20

-1803

-1817-1823

б1-б3

газонефтян

пласт. сводов

17.0

3.1/7.4

11.3х3.8

17

27

-1819

-1827-1846

Ю-VII

1-6 (вост)

2000-2100

нефтяная

массивная

1.8

-/4.0

1.9х1.2

9

-1854

1-6 (центр)

нефтяная

массивная

2.1

-/3.8

2.3х1.2

9

-1853

1-6(запад)

нефтяная

массивная

5.8

-/5.5

5.0х1.6

19

-1864-1870

8-9 (вост)

нефтяная

пласт. сводов

6.7

-/6.5

3.9х2.3

24

-1923

8-9 (центр)

нефтяная

массивная

0.9

-/3.3

1.3х1.1

12

-1890-1903

Ю-VIII

а1-а3

2065-2170

газонефтян

пласт. сводов

38.5

2.8/5.8

17.0х4.4

18

36

-1932

-1947-1968

а4

нефтяная

пласт. сводов

31.3

-/1.9

17.0х4.5

52

-1972-1988

б1-б3

газонефтян

пласт. сводов

49.6

3.3/10.7

17.8х6.0

17

56

-1958

-1984-2014

Результаты детального изучения строения продуктивной толщи, статистические ряды распределения проницаемости, из которой следует, что наибольшее количество определений приходится до 150Ч10-3 мкм2 приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Статистические ряды распределения проницаемости

По данным геофизических исследований

интервалы

изменения,

*10-3 мкм2

число случаев

горизонт

?

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XIII

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

<=50

342

1415

398

1430

841

203

197 2

666

1204

475

118

25

9089

51-100

321

1199

258

977

630

111

987

288

473

168

83

13

5508

101-150

184

728

157

611

322

54

410

137

249

95

61

11

3019

151-200

105

440

98

399

214

18

222

87

137

62

53

11

1846

201-250

64

332

42

268

150

17

89

54

113

35

28

7

1199

251-300

36

242

42

159

71

6

47

22

58

26

33

12

754

>300

70

675

98

402

230

26

140

149

178

116

112

52

2248

?

1122

5031

1093

4246

2458

435

3868

1403

2412

977

488

131

23664

По данным лабораторного изучения кернов

интервалы

изменения,

*10-3 мкм2

число случаев

горизонт

?

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XIII

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

<=50

3

76

39

65

76

65

99

32

27

27

115

61

685

51-100

6

26

12

33

27

21

16

6

4

4

24

36

215

101-150

2

14

14

24

19

6

9

4

2

3

17

24

138

151-200

0

9

7

13

6

7

3

2

2

2

11

12

74

201-250

1

7

3

10

7

6

5

0

1

1

10

8

59

251-300

0

2

3

16

3

1

2

0

1

1

5

7

41

>300

2

2

9

32

14

7

9

1

2

2

20

26

126

?

14

136

87

193

152

113

143

45

39

40

202

174

1338

1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

Контроль над физико-химическими свойствами нефти в пластовых и поверхностных условиях месторождения Жетыбай выполнялся КазНИПИнефть, начиная с периода разведки до 1996 г. В 1992 г. были обобщены все материалы по исследованию свойств пластовой нефти, по результатам изучения кондиционных глубинных проб более чем в 60 скважинах, выполненных в период с 1984 по 1991 гг. За период с 1997 по 2003гг. имеется информация о составе, свойствах нефти и газа по результатам исследования глубинных проб нефти из скважин 2780 (Ю-Х) и 1318 (Ю-VIII), выполненного ЗАО "НИПИнефтегаз" в 2000 г.

Начальная оценка параметров пластовой нефти по горизонтам и зависимость между параметрами и условиями залегания были получены по результатам исследований большого количества проб, отобранных на стадии разведки и опытно промышленной эксплуатации месторождения. Особенность геологического строения месторождения отразилась на свойствах нефти. Пластовое давление над давлением насыщения было невелико, а на своде залежей давление насыщения, как правило, было равно пластовому. Известно, что в процессе разработки нефтяных месторождений в результате изменения пластового давления, пластовой температуры и внедрения в залежи вытесняющих агентов, отличающихся от пластовых по физико-химическим свойствам, нарушается термодинамическое равновесие пластовой системы. Эти изменения отражаются на свойствах добываемой нефти и газа - изменяется газонасыщенность нефти, вязкостно-плотностная характеристика, состав нефти и добываемого нефтяного газа.

За последние годы были исследованы пробы, отобранные с разных горизонтов. Сопоставление их с начальной характеристикой нефти свидетельствует о происшедших изменениях в основных свойствах дегазированных нефтей как показано в таблице 1.5. В первую очередь это касается вязкостно-плотностной характеристики и содержания асфальто-смолистых веществ.

Контроль над составом нефтяного газа проводился по пробам газа, отобранным на групповых сепарационных установках и по пробам однократного разгазирования нефти.

Газ, отбираемый на групповых сепарационных установках, представляет собой газ 1 ступени сепарации нефти и его состав характеризует товарные качества подаваемой на переработку газа как показано в таблице 1.6.

Разрез Жетыбайского месторождения подразделяется на два гидрогеологических этажа - меловой и юрский. В процессе опробования скважин пластовые воды получены из среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложений. Воды аптских и барремских горизонтов, в основном, сульфатно-натриевого типа, а воды готерив-воланжинских отложений хлор-кальциевого. Давление насыщения пластовых вод колеблется от 82 атм. до 320 атм. Приведенные напоры пластовых вод изменяются от 130 м до 190 м. На основании изучения изменения напоров вод по площади было выявлено, что движение пластовых вод осуществляется с севера на юг. В гидрогеологическом отношении выявленные залежи приурочены к единой водонапорной системе.

Таблица 1.5 - Месторождение Жетыбай. Динамика средних значений плотности, динамической вязкости, содержание а.с.в. и парафина

Гор-т

На начало разработки

Содержание,

% весовых

По состоянию на 01.01.81

Содержание,

% весовых

По состоянию на 01.01.96

Содержание,

% весовых

плотность при 20 оС, г/см3

динами ческая вязкость при 50 оС, мПа*с

плотность при 20 оС, г/см3

динами ческая вязкость

при 50 оС, мПа*с

плотность при 20 оС, г/см3

динами ческая вязкость при 50 оС, мПа*с

асф+смол

пара фина

асф+смол

пара фина

асф+смол

пара фина

III

0,8631

24,2

17.0

19,8

V

0,8698

31,2

15,7

22,0

0,8656

31,2

VI

0,8640

28,7

15,2

20,2

VIII

0,8487

12,2

14,5

21,3

0,8567

16,5

15,3

22,3

0,8626

16,5

17,0

22,0

IX

0,8434

10,4

10,1

18,6

X

0,8406

7,8

9,2

21,2

0,8438

8,3

10,1

21,0

0,8508

10,8

11,8

21,1

XI

0,8428

11,2

8,5

24,2

XII

0,8389

7,2

8,8

19,5

0,8400

7,5

9,6

22,5

0,8509

9,6

11,8

19,5

XIII

0,8320

6,0

8,3

20,1

0,8499

9,5

10,0

20,3

Продолжение таблицы 1.5

По состоянию на 01.01.2000

Содержание,

% весовых

По состоянию на 01.01.2006

Содержание,

% весовых

плотность

при 20 оС, г/см3

динамическая вязкость

при 50 оС, мПа*с

плотность

при 20 оС, г/см3

динамическая вязкость

при 50 оС, мПа*с

асф+смол

парафина

асф+смол

парафина

0,8698

19,6

17,7

19,8

0,8755

33,8

19,6

22,0

0,8769

34,4

17,7

19,8

0,8735

31,0

18,0

21,5

0,8829

35,3

16,5

19,8

0,8605

16,2

15,0

21,1

0,8654

19,1

14,7

0,8511

11,1

9,1

19,2

0,8553

14,3

13,0

20,5

0,8512

11,0

12,0

21,3

0,8477

9,5

11,0

18,1

0,8405

7,3

9,5

21,4

0,8536

8,6

9,8

0,8456

8,6

10,0

20,3

0,8436

9,2

10,2

18,0

0,8500

9,5

10,0

20,3

Таблица 1.6 - Месторождение Жетыбай. Компонентный состав нефтяного газа по групповым сепарационным установкам по состоянию на 01.07.06г.

№ ГУ

Содержание компонентов, % мольные

Удельный вес, г/л

С3+высш, г/м3

Угл. газ

азот

метан

этан

Пропан

Изобутан

Н-бутан

Изопентан

Н-пентан

Гексан+в

1

0,29

8,72

79,07

6,98

2,99

0,44

0,77

0,26

0,29

0,19

0,8940

118

2

0,45

4,42

65,62

11,34

9,10

1,83

3,70

1,07

1,34

1,13

1,1420

454

3

1,02

3,71

86,58

5,88

3,06

0,69

1,21

0,33

0,36

0,16

0,8870

141

5

0,60

3,13

70,79

12,92

8,20

1,16

2,05

0,45

0,46

0,24

1,0240

291

6

0,65

1,48

74,81

9,13

6,65

1,47

3,12

0,86

0,96

0,87

1,0410

350

7

0,88

2,78

78,93

9,71

4,71

0,77

1,25

0,36

0,36

0,25

0,9320

182

8

0,60

4,01

71,89

11,46

6,77

1,22

2,20

0,59

0,62

0,64

1,0250

293

9

0,69

4,07

68,89

12,14

7,95

1,45

2,89

0,68

0,78

0,46

1,0650

342

10

0,24

4,14

64,65

13,44

7,72

1,46

5,66

0,95

1,35

0,39

1,1390

437

11

0,18

сл

74,01

14,52

6,13

1,35

2,58

0,51

0,55

0,17

1,0010

270

12

0,25

6,13

79,48

7,14

3,95

0,74

1,16

0,36

0,45

0,34

0,9180

170

13

0,52

5,35

74,06

9,85

5,79

1,02

1,84

0,47

0,54

0,56

0,9900

248

14

0,54

2,92

70,46

11,96

7,90

1,42

2,68

0,68

0,80

0,63

1,0560

342

15

0,59

2,03

72,47

12,78

7,21

1,20

2,08

0,52

0,58

0,54

1,0200

290

16

1,10

1,73

67,62

13,44

9,05

1,64

2,97

0,80

0,93

0,72

1,1010

390

17

0,39

3,36

68,13

14,12

8,61

1,28

2,39

0,57

0,61

0,54

1,0610

331

18

1,62

2,61

65,26

13,79

9,66

1,72

3,23

0,73

0,85

0,53

1,1190

340

21

0,68

1,93

72,00

11,80

7,30

1,33

2,56

0,66

0,74

1,00

1,0490

335

22

0,64

1,50

71,27

13,21

8,44

1,31

2,30

0,54

0,54

0,25

1,0340

312

23

0,26

1,05

73,17

9,96

7,34

1,38

3,06

1,08

1,38

1,32

1,0760

398

25

0,53

3,46

71,26

11,35

7,51

1,35

2,46

0,68

0,79

0,61

1,0440

325

26

0,72

3,95

68,28

13,39

8,28

1,43

2,48

0,55

0,57

0,35

1,0570

321

27

0,26

2,54

78,44

10,44

5,75

1,04

1,88

0,59

0,72

0,34

0,9760

250

28

1,04

0,64

65,84

14,67

9,37

1,83

3,79

0,90

1,02

0,90

1,1370

437

29

0,55

2,75

68,42

13,32

8,16

1,65

2,81

0,86

0,95

0,53

1,0800

364

30

0,30

2,42

67,12

12,62

9,32

1,74

3,65

0,91

1,02

0,90

1,1190

430

1.1.4 Запасы нефти и газа

За период прошедший после утверждения запасов нефти и газа в ГКЗ СССР в 1970 г. запасы пересчитывались дважды. В 1980 г. запасы нефти и газа были пересчитаны, так как к тому времени на месторождении было пробурено более 700 скважин. Дополнительный материал позволил уточнить геологическое строение залежей. К тому же в этот период, составлялся проект разработки по месторождению и для него были необходимы новые сведения о залежах и запасах. В 1981 г. запасы были утверждены на ЦКЗ Миннефтепрома. нефть скважина промывка пробка

В 1992 г. была произведена переоценка запасов нефти и газа, когда на месторождении было пробурено уже более 1200 скважин, информация по которым в ряде случаев привела к заметным изменениям эффективных толщин и других подсчетных параметров. Новые данные по опробованию и эксплуатации скважин уточнили представление о распределении нефти и газа в продуктивном разрезе. Однако основная цель пересчета запасов нефти заключалась в изучении их структуры по параметрам, влияющим на выработку запасов нефти. Запасы нефти и газа были утверждены в 1995 г. в ЦКЗ Государственной холдинговой компании "Мунайгаз" (протокол №5 от 13 марта 1995 г.), которые находятся в настоящее время на балансе ОАО "Мангистаумунайгаз" и приведены в таблице 1.9. Запасы нефти утверждены по промышленной категории (А, В, С1). В таблице 1.7 представлены запасы свободного газа и газа газовых шапок.

Наиболее важной характеристикой структуры запасов нефти, определяющих рациональную разработку месторождения является проницаемость, так как с этим параметром связана продуктивность коллекторов, а следовательно и участие запасов в выработке. В работе обоснованы три диапазона проницаемости коллекторов, к которым приурочены запасы нефти: менее 50Ч10-3 мкм2 (трудноизвлекаемые), 50-300Ч10-3 мкм2 (активные), и более 300Ч10-3 мкм2 (высокопродуктивные). В таблице 1.8 приведена структура запасов нефти по проницаемости, из которой видно, что четверть запасов нефти содержится в низкопроницаемых коллекторах, а три четверти относятся по этому параметру к активным, в том числе 14% приходится на высокопродуктивные коллекторы. Запасы нефти представлены по зонам различного характера насыщения, из которой следует, что половина всех запасов нефти находится в нефтяных зонах, 38% сосредоточены в нефтеводяных и только 11% запасов сосредоточено в подгазовых зонах. Такое соотношение говорит о возможности активной выработки большей части запасов нефти двухфазных залежей.

Таблица 1.7 - Запасы природного газа

Горизонт

Категория

запасов

Начальные геологические запасы газа, млн. м3

свободный

шапок

по месторождению

Ю-I

В

11560

11560

Ю-II

С1

2514

2514

Ю-III

В

7596

7596

Ю-V

В

700

700

Ю-VI

В+С1

1140

1140

Ю-VIII

С1

668

668

Ю-IX

С1

1179

1179

Ю-XI

С1

1506

1506

Ю-X III

С1

529

529

Итого

11560

15832

27392

Таблица 1.8 - Структура геологических запасов по проницаемости

Горизонт

Начальные геологические запасы по зонам проницаемости, тыс. т.

до 50*10-3 мкм2

51-150*10-3 мкм2

более 151*10-3 мкм2

Всего

Ю-II

595

1895

85

2575

Ю-III

3132

20292

6922

30346

Ю-IV

2698

9574

2520

14792

Ю-V

6988

35185

6388

48561

Ю-VI

6926

15374

1724

24024

Ю-VII

1976

2387

86

4449

Ю-VIII

20499

27707

1582

49788

Ю-IX

8034

7399

1337

16770

Ю-X

22595

27114

3590

53299

Ю-XI

5627

9794

2060

17481

Ю-XII

4110

41905

15966

61981

Ю-X III

399

4895

3792

9086

Итого

83579

203521

46052

333152

% отношение

25

61

14

100

Таблица 1.9 - Запасы нефти и растворенного газа числящиеся на балансе ОАО "Мангистаумунайгаз"

Горизонты

Категория запасов

Начальные геологические запасы нефти, тыс. т. (по зонам насыщения)

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т

Начальные Запасы растворенного газа, млн. м3

Трудноизвлекаемые Геологические запасы нефти, тыс. т

нефтяная

водонефтяная

газонефтяная

газо-водонефтяная

всего

Ю-II

С1

1543

451

581

2575

901

80

595

Ю-III

В+С1

9335

8405

12606

30346

10621

860

3132

Ю-IV

С1

5875

8917

14792

4438

351

2698

Ю-V

А+В+С1

38162

7128

3271

48561

19425

1729

6988

Ю-VI

В+С1

5715

11981

4819

1509

24024

8409

807

6926

Ю-VII

С1

605

3844

4449

1557

176

1976

Ю-VIII

А+В+С1

36099

9374

4315

49788

17426

2143

20499

Ю-IX

В+С1

11444

1591

3735

16770

6709

839

8034

Ю-X

А+В+С1

51646

1653

53299

21319

2921

22595

Ю-XI

В+С1

10094

5759

1530

98

17481

6119

936

5627

Ю-XII

А

61981

61981

27891

4239

4110

Ю-X III

В

4196

4890

9086

4089

650

399

Итого

170518

125280

30857

6497

333152

128904

15731

83579

1.2 Система разработки месторождения

1.2.1 Анализ текущего состояния разработки

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 г. Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка месторождения, является "Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай", составленный КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в 1984 г. В 1989 г. с учетом сложившегося состояния разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005 гг., которые были утверждены ЦКР МНП.

В 1992 г. по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по изучению и уточнению геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим исследованиям уточненные величины начальных балансовых запасов нефти составили 333,152 млн. т., что на 9% меньше принятых в проекте [5].

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980 гг. при темпах бурения 55-80 скв/год были введены в разработку Ю-XIII, Ю-XII, Ю-X и Ю-VIII горизонты. Второй период 1986-1990 гг. связан с внедрением Решений Управления разработки проекта (1984 г.) - вводом в разработку Ю-Vаб, Ю-Vв+VI, Ю-IX горизонтов и дальнейшим разбуриванием Ю-XII и Ю-X горизонтов. Темп бурения достиг 117 скважин в 1988 г. С начала 90-х годов темпы бурения снижаются от 38 до 8 скважин в 1994-1995 гг. и прекращаются в 1998 г.

На месторождении Жетыбай в промышленной разработке находятся 11 объектов. По состоянию на 01.07.2006 г. на месторождении отобрано 62,690 млн. т. нефти, 109,3 млн. т. жидкости и 9136 млн. мі газа. От утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения отобрано 48,6%, нефтеотдача составила -18,8%. В пласты закачано -186306,3 тыс. мі воды, в том числе: холодной - 177041,3 тыс. мі; горячей 9265 тыс. мі.

С начала разработки месторождения отборы нефти характеризуются тремя периодами роста и снижения добычи. Первый период - 1967-1984 гг., второй период охватывает 1984-1998 гг., третий - с 1998 г. по 01.07.2006 г. как показано на рисунке 5.

Первый период характеризуется достижением максимального уровня годовой добычи нефти в 3,9 млн. т., который поддерживался на протяжении двух лет (1972-1973 гг.), затем на протяжении трех последующих лет (1974-1976 гг.) стабильной добычей нефти в 3,4-3,6 млн. т. Это обуславливается бурением новых скважин, активной эксплуатацией и последующим истощением базового и наиболее продуктивного горизонта Ю-ХII, по которому в период 1972-1977 гг. обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976 гг. связана с вводом в разработку Ю-ХШ горизонта и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей Ю-V, Ю-VIII, Ю-Х1 горизонтов, что не скомпенсировало дальнейшее снижение добычи по Ю-ХII горизонту. С 1977 г. добыча нефти снижается с 3,1 млн.т. до 1,2 млн. т. в 1984 г.

Динамика добычи жидкости аналогична динамики добычи нефти, но характеризуется большим периодом стабильной добычи на протяжении шести лет с 1973 по 1978 гг., и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

Во втором периоде разработки реализовывались проектные решения 1984г. по дальнейшему разбуриванию и обустройству месторождения. В 1989 г. достигнут максимальный уровень добычи нефти за этот период в 1,8 млн. т. С 1988 г. по 1990 г. отборы нефти держались на уровне 1,7-1,8 млн. т. В этот период были введены в разработку Ю-Vаб, Ю-Vb+VI, Ю-IХ горизонты и дальнейшее разбуривание Ю-VIII, Ю-X, Ю-ХII горизонтов, обустройство скважин и другие мероприятия по активной разработке месторождения.

После составления проекта (1985-1989 гг.) наблюдается небольшое увеличение фактических отборов нефти. В дальнейшем в период 1991-1998 гг. по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти 13-21% в год.

Рисунок 5 - График разработки VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай

Аналогичная картина просматривается с отбором жидкости - снижение в 4,5 раза с 1991 г. по 1998 г., при снижении отборов нефти в 3,9 раза.

Первым двум периодам соответствует и динамика бурения скважин: в первый период разработки были введены в разработку горизонты - Ю-VIII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю- XIII при темпе бурения 55-80 скв/год. Во втором периоде темп бурения достигает 117 скв/год в 1988 г., и с начала 90-х годов темпы бурения снижаются с 38 до 8 скв/год (1994-1995гг.), и прекращаются в 1998 г.

Третий период разработки месторождения характеризуется стабильным уровнем отбора нефти 0,38-0,45 млн. т. (1998-2000 гг.) и дальнейшим постепенным ростом добычи нефти до 1,147 млн. т. в 2005 г. За первое полугодие 2006 г. отобрано 595,5 тыс. т. нефти. Увеличение добычи нефти связано с интенсивным проведением на месторождении геолого-технических мероприятий по увеличению производительности скважин, по работе с бездействующим фондом.

Стабильный отбор жидкости совпадает с отбором нефти (1998-2000 гг.) и дальнейшее увеличение при практической неизменной обводненности 45-54%.

1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

Характеристика фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 1.2.2.1. Как видно из таблицы, наибольшее количество скважин приходится на шесть объектов - Ю-Vаб, Ю-Vв-VI, Ю-VIII, Ю-IX, Ю-X и Ю-XII, где пробурено около 93% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основном между этими объектами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по выше перечисленным объектам составляет 96% фонда месторождения.

С 1997 г. механизированным способом в целом по месторождению было добыто 4,1 млн. т. нефти, или 99,8% от общей добычи. Основную долю отборов из них обеспечил глубиннонасосный способ добычи (4,1 млн. т.). За счет фонтанирования скважин добыто всего 7,8 тыс. т. Наибольшей добычей нефти механизированным способом характеризуется Ю-VIII горизонт, по которому было отобрано в период с 1997 г. около 1 млн. т. нефти, что составляет 99,6% от общей добычи по горизонту.

Суммарный отбор нефти при помощи винтовых насосов составил всего 9,2 тыс. т.

Количество скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут составляет 65% от действующего фонда, при среднем дебите по нефти и жидкости 4,6 т/сут и 11,0 т/сут соответственно. Количество скважин дающих безводную продукцию-1, с обводненностью более 90% - 19 скважин. Средняя приемистость характеризуется как наиболее высокая по сравнению с другими объектами и составляет 186,4 м3/сут, 50% действующего фонда имеет приемистость более 200 м3/сут.

На месторождении по состоянию на 01.01.2006 г. общий фонд пробуренных скважин составляет всего 1500, в том числе добывающих - 1285 и нагнетательных - 215. За время разработки месторождения было ликвидировано 254 скважин, в том числе из добывающего фонда 158 и нагнетательного - 96 как показано на рисунке 6.

Коэффициент эксплуатации в целом за 2004 г. по месторождению составил 0,879, из них по добывающим скважинам 0,870 и 0,925. Эффективность использования эксплуатационного фонда в целом по месторождению составил 51%, из них 56,6% по добывающим и 33,8% по нагнетательным скважинам.

На месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. как показано в таблице 1.2.2.2 пробурено всего 1500 скважины, в том числе в качестве добывающих-1286 и нагнетательных-214. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 208 скважин. Характеристика фонда скважин по рассматриваемому VIII горизонту и в целом по месторождению представлено в таблице 1.2.2.3.

Как видно из приведенных данных, реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин довольно низкие. Так, более 80% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сут. По состоянию на 01.01.06 г. среднее значение текущих дебитов скважин составило 3,9 т/сут по нефти и 13,5 т/сут по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут, которые принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 368 ед., или 83% всего фонда. Анализ динамики фонда показывает, что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение скважин с дебитами нефти до 5 т/сут. Это явление, наблюдаемое в течение многих лет, стало типичным для месторождения.

Таблица 1.2.2.2 - Диапазон изменения дебитов по нефти и жидкости

диапазон изменения дебитов по нефти и жидкости, т/сут

<1

1-5

5-10:

10-20

20-50

>50

н

ж

н

ж

н

ж

н

ж

н

ж

н

Ж

VIII

25

17

35

39

10

13

4

6

0

3

0

0

м-е

151

58

217

204

49

93

22

49

4

35

0

4

Таблица 1.2.2.3 - Характеристика фонда скважин по VIII горизонту

диапазон изменения приемистости, м /сут

<10

10-20

20-30

30-50

50-100

>100

VIII

-

-

5 _

22

14

16

мест-е

-

2

19

88

52

72

Рисунок 6 - Карта текущих отборов VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай на 01.01.2006 г.

Масштаб 1: 25000

Таблица 1.2.2.1 - Месторождение Жетыбай. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2006 г.

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН

Г О Р И З О Н Т Ы

I

II

III

IV

Vа+б

Vв+VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XIII

По местор

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1. ФОНД ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Пробурено

0

3

13

150

95

3

248

102

285

12

319

65

1285

Возвращено из других горизонтов

0

4

26

12

93

71

9

92

45

98

70

23

30

583

Всего

0

7

39

12

243

166

12

340

147

383

82

342

95

1868

В том числе:

Действующие

0

0

13

4

96

87

6

129

56

101

28

39

7

529

из них:

Фонтан

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ШГН

0

0

13

4

96

87

6

129

56

101

28

39

7

529

Газлифт

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

винтовые насосы

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Бездействующие

0

0

15

3

89

43

0

90

34

76

13

34

4

385

не дающие продукцию

0

0

0

0

4 (Vа)

1 (Vв, VIб)

0

0

0

0

0

0

0

0

в освоении после бурения

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Ликвидированные

14

4

10

2

12

3

1

15

5

58

4

29

3

158

в консервации

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

переведены под закачку

28

10

69

12

68

3

67

2. ФОНД НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Пробурено

1

28

22

50

23

55

3

36

215

Возвращено из других горизонтов

40

14

73

10

84

4

70

405

Всего

68

36

123

33

139

7

106

620

В том числе:

Действующие

0

0

0

0

18

21

0

32

15

17

2

5

0

107

Бездействующие

0

0

2

0

43

15

0

66

13

51

4

22

0

215

в освоении после бурения

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Ликвидированные

0

0

0

0

5

0

0

15

1

47

0

28

0

96

в консервации

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

К технологическим показателям разработки относятся: добыча нефти из месторождения в процессе его разработки; темп разработки месторождения, изменяющийся во времени, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения; добыча жидкости из месторождения; нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте; добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки; расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом; распределение давления в пласте; давление на устье добывающих скважин; распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность; пластовая температура.

В целом за 2006 г. коэффициент эксплуатации по месторождению составил 0,843, из них по добывающим и нагнетательным скважинам 0,819 и 0,938 соответственно. Среднегодовой коэффициент эксплуатации в целом по месторождению, а в частности по нефтяному фонду немного снизился по сравнению с предыдущими годами.

Сравнение основных технологических показателей разработки с проектными представлено в таблице 1.2.2.4.

Анализ разработки показывает, что в результате интенсивного воздействия на залежь в 1983-1989 гг. произошло существенное увеличение пластового давления по горизонту с 20,2 МПа до 21,1 МПа. Увеличились темпы отбора нефти и жидкости, особенно заметно в 1984-1986 гг. Увеличение годовой добычи нефти с 207 тыс. т. до 409 тыс. т. было достигнуто без бурения новых скважин, только за счет совершенствования системы ППД и регулирования процесса разработки. Таким образом, интенсификация и упорядочение ППД в этот период привели к значительному оздоровлению состояния фонда скважин и улучшению показателей разработки горизонта в целом.

Таблица 1.2.2.4 - Объект Ю-VIII. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

№№ п/п

Показатели

Годы

2002

2003

2004

2005

2006

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Добыча нефти, тыс. т/год

проект

318,5

312,8

333,9

386,1

447,4

факт

97,3

101,9

147,7

210,3

261,5

2

Суммарная добыча нефти, тыс. т

проект

8117,5

8430,3

8764,2

9150,3

9597,6

факт

6277,0

6378,8

6526,6

6736,9

6998,3

3

Добыча жидкости в пласт. усл., тыс. м3/год

проект

1406,8

1443,8

1542,5

1703,6

1857,5

факт

188,6

202,2

289,6

416,5

598,7

4

Накопленная добыча жидкости в пласт. усл., тыс. м3

проект

20856,2

22300,1

23842,5

25546,2

27403,7

факт

12653,8

12856,0

13145,6

13562,1

14160,8

5

Среднегодовая обводненность продукции, % по весу

проект

74,4

75,7

75,7

74,4

72,6

факт

30,1

32,5

31,2

32,3

44,9

6

Среднесуточный дебит 1 скважины по нефти, т/сут (на конец года)

проект

5,9

5,8

6,0

6,4

6,9

факт

4,3

4,7

5,8

6,0

6,6

7

Среднесуточный дебит 1 скважины по жидкости, т/сут (на конец года)

проект

23,1

23,7

24,5

25,1

25,1

факт

6,2

7,0

8,4

8,8

12,0

8

Темп отбора от начальных балансовых запасов, %

проект

0,6

0,6

0,7

0,8

0,9

факт

0,2

0,2

0,3

0,4

0,5

9

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

проект

1,8

1,8

1,9

2,2

2,6

факт

0,6

0,6

0,9

1,2

1,5

10

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %

проект

3,3

3,4

3,7

4,5

5,4

факт

0,9

0,9

1,3

1,9

2,5

11

Текущая нефтеотдача от запасов, %

проект

16,3

16,9

17,6

18,4

19,3

факт

12,6

12,8

13,1

13,5

14,1

12

Добыча газа, млн.нм3/год

проект

29,3

28,8

30,7

35,5

41,2

факт

7,9

8,4

12,0

17,0

21,4

13

Суммарная добыча газа, млн.нм3

проект

899,0

927,0

958,0

994,0

1035,0

факт

718,0

727,0

739,0

756,0

777,0

14

Средний газовый фактор, нм3/т

проект

92,0

92,0

92,0

92,0

92,0

факт

81,7

82,5

81,4

80,9

81,7

15

Закачка воды, тыс. м3/год

проект

1840,8

1889,5

2018,6

2229,2

2430,1

факт

717,8

675,2

818,0

1082,7

1121,7

16

в т. ч. холодной воды

проект

факт

556,7

473,3

484,8

791,2

757,1

17

горячей воды

проект

факт

161,1

201,9

333,3

291,5

364,5

18

Накопленная закачка воды, тыс.м3

проект

26949,2

28838,7

30857,3

33086,5

35516,6

факт

29951,9

30627,1

31445,1

32527,8

33649,5

19

в т. ч. холодной воды

проект

факт

29790,8

30264,1

30748,8

31540,0

32297,1

20

горячей воды

проект

факт

161,1

363,0

696,3

987,8

1352,3

21

Компенсация отбора текущая, %

проект

130,0

130,0

130,0

130,0

130,0

факт

380,6

333,9

282,5

260,0

187,3

22

Компенсация отбора с начала разработки, %

проект

128,7

128,8

128,9

128,9

129,0

факт

236,7

238,2

239,2

239,8

237,6

23

Средняя приемистость 1 нагн. скважины (на конец года), м3/сут

проект

109,5

111,3

114,7

116,5

114,8

факт

193,5

96,9

95,4

100,6

116,7

1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

В процессе разработки нефтегазовых залежей необходимо осуществить комплексное динамическое, геофизическое и лабораторные исследования для изучения характеристик изменения нефтенасыщенности пластов, и на основании полученных данных принимать меры для наиболее полного извлечения нефти.

При анализе разработки на основании комплексного использования материалов были получены данные о характере вытеснения нефти, процесса выработки запасов.

Перечень работ, проведенных по исследованию скважин на месторождении Жетыбай:

1. определение дебита жидкости действующего фонда скважин;

2. определение газового фактора;

3. определение ВНК;

4. определение пластового и забойного давлений;

5. отбор проб для определения обводненности продукции эксплуатационными скважинами;

6. исследование КВД;

7. исследование методом установившихся отборов;

8. отбор глубинных проб жидкости;

9. отбор устьевых проб жидкости;

10. химический анализ пластовой жидкости;

11. замеры статического и динамического уровней водозаборных скважин;

12. динамографирование водозаборных скважин;

13. замер забоев скважин эхолотом;

14. определение профиля притока;

15. определение профиля поглощения;

16. геофизические методы исследования скважин.

Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Задача контроля - обеспечение высокого качества первичной информации, исследования характеристик процессов выработки запасов, определение показателей эффективности систем разработки и методы их регулирования.

На месторождении Жетыбай с целью контроля над изменением пластового давления по разрезу проводятся систематические исследования модульным динамическим пластоиспытателем (MTD), выполняемые компанией "Шлюмберже".

Такие исследования были проведены в 417 скважине, в том числе в 19 скважинах южного свода и 2 скважинах северного свода.

Замеры прибором MTD в скважинах с высокой частотой точек стоянки прибора позволяют контролировать характер выработки запасов по разрезу объекта. Результаты исследования MTD на новых скважинах имеют большое значение для точной корректировки вертикальной и горизонтальной проницаемости по продуктивным пластам.

1.2.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Эффективность реализуемой системы разработки складывается из таких условий, как порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку: сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу, способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

На месторождении Жетыбай насчитывается свыше 1500 скважины, режим работы водонапорный, с начала разработки наблюдался упруговодонапорный, водонапорный и газовый режимы работы залежи.

На месторождении верхней толщи - водонапорный и газовый, обводненность 84%, но с увеличением сроков разработки и добычи эта цифра изменяется в большую сторону.

На данный период месторождение разрабатывается по девятиточечной и пятиточечной системе.

1.2.5 Борьба с образованием песчаных пробок

Методы крепления призабойной зоны скважин

В процессе эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами, в скважину выносится песок вместе с жидкостью из пласта. При этом нарушается устойчивость пород призабойной зоны, что приводит к серьезным осложнениям: к осаждению песка, образованию песчаных пробок, прихвату труб и т.д. Для уменьшения пескопроявления и предотвращения нарушения призабойной зоны для крепления скважин применяют: цементный раствор; раствор цементно-песчаной смеси; химические реагенты (фенолформальдегидную смолу) [1].

Крепление призабойной зоны цементным раствором

Сущность метода заключается в закачке водоцементного раствора в призабойную зону скважины. В зависимости от поглотительной способности скважины и мощности пласта производят 1-3 заливки. Цементный раствор заполняет пустоты и трещины в породе, твердеет и тем самым закрепляет породу. Однако при этом несколько снижается проницаемость призабойной зоны.

Перед обработкой скважин цементным раствором определяют:

1) количество сухого цемента, необходимого для обработки скважины;

2) количество воды для затворения цемента и продавки цементного раствора в пласт;

3) давление продавки раствора;

4) время, необходимое для закачки раствора в пласт.

Количество сухого цемента определяют исходя из объема закрепляемой зоны, диаметром которой задаются, учитывая особенности обрабатываемой скважины: длительность предшествующей эксплуатации, количество вынесенного песка, поглотительную способность и т.п. В среднем диаметр закрепляемой зоны принимают равным 0,5-1 м.

Количество воды, необходимое для затворения цемента, определяют исходя из водоцементного отношения, равного 0,5.

Продолжительность закачки раствора в скважину и продавки его в пласт определяют, исходя из производительности цементировочного агрегата.

Давление продавки устанавливают ориентировочно по поглотительной способности скважины и обычно принимают равным четырех-пятикратному давлению поглощения воды при одной и той же скорости ее нагнетания в скважину (0,5 м3/мин).

Работы по креплению призабойной зоны скважины цементным раствором производят в следующей последовательности. В скважину спускают заливочные трубы, конец которых устанавливают на 3-5 м выше верхних отверстий фильтра. Затем устанавливают цементировочную арматуру, производят ее обвязку с колонной и заливочным агрегатом и проверяют герметичность всех соединений. Перед закачкой цементного раствора нагнетают воду в заливочные трубы, закрывают кран на затрубном пространстве и определяют поглотительную способность скважины. Затем при открытом кране затрубного пространства цементировочной арматуры закачивают цементный раствор через спущенные заливочные трубы до их конца. После этого закрывают кран затрубного пространства и продавливают цементный раствор в пласт. Пo окончании продавки открывают кран затрубного пространства и промывают скважину от излишков цементного раствора. Затем заливочные трубы приподнимают на высоту, исключающую возможность их прихвата и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента. По истечении этого срока скважину вводят в эксплуатацию.

Крепление призабойной зоны цементно-песчаной смесью

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены