Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Совершенствование разработки Северо-Альметьевской площади

Совершенствование разработки Северо-Альметьевской площади

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей, попутных газов Северо-Альметьевской площади по кыновскому и пашийскому горизонтов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.06.2014
Размер файла 1,1 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:

Термобароимплозионными методами охвачено 66 скважин, по ним дополнительно получено 43,218 тыс.т нефти.

Вибровоздействие проведено на одной скважине Миннибаевской площади, дополнительно получено 0,097 тыс.т.

Также в 1999 году проводились комплексные обработки призабойной зоны на 7 скважинах, получен эффект 8,725 тыс.т нефти.

Всего по ОАО «Нократойл» на 1.01.2006 г дополнительно добыто 94,976 тыс.т нефти.

ЗАО «Гриц»

В 1999 году НГДУ «Альметьевнефть» совместно с ЗАО «Гриц» обработали 10 скважин на залежи №221 - СНПХ-9010, получено 1,760 тыс. т дополнительной нефти.

С целью ограничения водопритока на 7 скважинах (2 - на залежи №5, 4 -на залежи №8, 1 - на залежи №24) была проведена изоляция СНПХ-8700. Эффективность от мероприятий - 1,933 тыс. тонн нефти.

Итого по ЗАО «ГРИЦ» добыто 3,693 тыс. тонн дополнительной нефти.

На 1.01.2006 года эффект от мероприятий ЗАО «Гриц» окончен.

ЗАО «Геология»

По волокнисто-дисперсной системе (1 скважина Березовской площади, 1 скважина Северо-Альметьевской площади). Дополнительно получено 9,732 тыс.т нефти.

Всего по ЗАО «Геология» на 1.01 2006 г. дополнительно получено 30,797 тыс. т нефти.

ООО «ТН-ХимСервис»

В 2002 году начало работу новое структурное предприятие ОАО «Татнефть» - Управление «Нефтехимсервис». Оно создано для централизованной закачки реагентов в скважины ОАО «Татнефть». В 2008 году управление «НефтеХимСервис» было выделено из состава ОАО «Татнефть» в сервисную компанию ООО УК «ТН-ХимСервис», структурное подразделение «РемСервис».

ООО «ТН-ХимСервис» использует большой ряд химических реагентов по:

методам вытеснения (СНПХ-9633, микробиологическое воздействие, ВДС, оторочка ПАВ, каллоидно-дисперсная система, гидрофобная эмульсия, капсулированная полимерная система, щелочная полимерная композиция, низкомодульное жидкое стекло, сшитая-полимерная система),

методам водоизоляции ( биополимер, ЭВН, СНПХ-9633),

методам обработки призабойной зоны (ДН-9010, СНПХ-9030, СНПХ-9350, Миа-Пром).

3.3 Характеристика показателей разработки

В текущем году композицию ДН-9010 закачали в 21 скважину, дополнительная добыча по ним составила 5673 тонн нефти. Всего дополнительная добыча с учетом обработок прошлых лет по 71 скважинам составила 25,609 тыс. тонн нефти.

По методам вытеснения продолжается эффект от обработок прошлых лет по технологиям СНПХ-9633, ВУС, МОЭЦ, ВМРС, КДС, ГЭР. В 2008 году продолжены работы по закачке СНПХ-9633, гидрофобной эмульсии.

В 2008 году на 19 скважинах провели закачку капсулированной полимерной системы, приготовленной на основе водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя на основе солей алюминия. При закачке композиции в неоднородный пласт происходит закупоривание полимерными капсулами высокопроницаемых и высокообводненных пропластков. В результате после закачки КПС происходит изменение направления фильтрационных потоков и в процесс активной разработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки и зоны пласта пониженной проницаемости, ранее не охваченные или слабоохваченные заводнением. Всего КПС провели на 32 скважинах. Дополнительная добыча от обработок КПС составила 27,300 тыс.тонн.

В отчетном году технологией оторочка растворами ПАВ обработано 5 скважин, дополнительная добыча по ним составила 1710 тонн нефти, всего с учетом обработок прошлых лет дополнительно получено 6,820 тыс. тонн нефти.

В отчетном году 5 скважин обработано технологией низкомодульное жидкое стекло, всего с учетом обработок прошлых лет добыто 15,480 тыс. тонн нефти. От технологии ВМРС - высокомодульное жидкое стекло, всего дополнительно добыто 38,593 тыс.тонн нефти с учетом обработок прошлого года.

Продолжается эффект от обработок прошлых лет технологией МОЭЦ, дополнительная добыча нефти по ним составила 94,915 тыс.тонн, гидрофобной эмульсией обработано 65 скважины, дополнительная добыча - 104,180 тыс.т.нефти, микробиологическое воздействие в отчетном году не проводили, дополнительная добыча на конец года от обработок прошлых лет составила 10,59 тыс.тонн нефти.

В 2008 году от закачек нефтебитумного продукта прошлых лет, на основе природных битумов в высокообводненные неоднородные пласты, накопленная дополнительная добыча от всех обработок составила 52,110 тыс.тонн нефти.

От обработок биополимером прошлых лет нагнетательных и добывающих скважин дополнительно добыто 135,645 тыс.тонн нефти.

В 2008 году было продолжено применение реагента СНПХ-9633, предназначенного для улучшения показателей работы добывающих скважин в залежах с неоднородными коллекторами и обработки нагнетательных скважин в залежах представленных терригенными коллекторами, при пластовых температурах 20-40О С и различной минерализацией попутно-добываемых, пластовых и закачиваемых вод. СНПХ-9633 - технология для снижения обводнённости и/или увеличения дебита нефти добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и регулирования внутрипластовых фильтрационных. В 2008 году СНПХ-9633 закачали в 21 скважину, дополнительная добыча по ним составила 9,869 тыс.тонн нефти. Всего дополнительная добыча составила 255,060 тыс. тонн с учетом обработок прошлых лет.

В 2008 году в 6 скважин закачали растворитель МИА-ПРОМ, эффективность от обработок 2008 года - 2,355 тыс.тонн, от всех обработок - 45,606 тыс.тонн нефти.

В 2008 году продолжены работы по закачке СНПХ-9030, в отчетном году обработано 29 нагнетательных скважин, дополнительная добыча по ним составила 8,215 тыс.тонн нефти, всего дополнительная добыча на 01.01.2009 год составила: 106,138 тыс. тонн.

В отчетном году продолжены работы по закачке СНПХ-9350, обработано 12 нагнетательных скважин и 2 добывающие, дополнительная добыча по ним составила 5,506 тыс.тонн нефти, всего дополнительная добыча на 01.01.2009 год составила 7,759 тыс. тонн.

В 2008 году управление «Нефтехимсервис» проводила закачку ряда технологий находящихся на стадии опытно промышленной разработки. С целью водоизоляционных работ на добывающих скважинах применялись такие новые технологии по водоограничению (пластовых, закачиваемых, с других горизонтов) с использованием раствора полиакриламида и композиции сшивателей - модифицированного полимерного состава (МПС), технология применения гидрофобных суспензоэмульсий для ограничения водопритока и регулирования заводнения фациально-неоднородных пластов (РГС). На нагнетательных опробовались воздействие осадко- и гелеобразующими композициями (технология ГЕОС-К).

Композиция МПС представляет собой особый вид твердых тел, сочетая в себе свойства твердых тел, эластомеров содержащих в своем составе нерастворимые соли в качестве упрочняющей гель структуры. Они способны как: твердые тела - сохранять свою форму, эластомеры - развивать большие упругие обратимые деформации при нагружении. Нерастворимые соли препятствуют разрушению геля при приложении значительных нагрузок на систему. Изолирующие свойства таких систем предопределяются их способностью удерживаться в объеме пор, трещин, каверн: за счет образования химических связей между группами полимера и активными группами на поверхности породы (адгезионное взаимодействие), состав создает при этом высокие сопротивления течению через объем геля воды; за счет упругих свойств системы образуется непроницаемый экран. Введение изолирующего состава в водоносную часть пласта позволяет снизить темп поступления воды. Прорывы воды в трещиновато-поровых коллекторах связаны с быстрым продвижением фронта закачиваемой воды по системе трещин, а также с поступлением воды в продуктивный пласт из водоносных горизонтов. В этих случаях снижение фильтрации воды в трещинах будет положительно сказываться на степени обводненности добываемой нефти. Дополнительная добыча от 13 обработок составила 1955 тонн нефти.

РГС представляет собой стабильную гидрофобную эмульсию, включающую смесь углеводородов различного структурно-группового состава, поверхностно-активных веществ, регуляторов вязкости и рН. Механизм действия РГС основан на способности повышения исходной вязкости и структурирования в пластовых условиях. Дополнительная добыча от 2 обработок составила 179 тонн нефти.

Технологии регулирования заводнения карбонатных коллекторов путем комбинированного воздействия осадко- и гелеобразующими композициями (технология ГЕОС-К) относится к физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пластов. Технология предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счет увеличения охвата пластов заводнением, которое достигается путем предварительного блокирования высокопроницаемых обводнившихся зон пластов и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки. Создание блокирующей оторочки в пласте осуществляется закачкой в нагнетательные скважины гелеосадкообразующей композицией. Дополнительная добыча от 2 обработок 2008 года - 0,272 тыс.тонн нефти, от обработок прошлых лет в текущем году получено 1,884 тыс.тонн нефти.

На 1.01.2008 года методами ПНП охвачена значительная часть фонда добывающих и нагнетательных скважин. По многим скважинам обработки проводятся неоднократно. Эффективность снижается, т.к. выработанность участков по нижней пачке пластов высокая (90%), запасы истощаются. Необходима разработка технологий для доотмыва остаточной нефти по пластам с выработкой более 90% и интенсификации выработки слабопроницаемых глинистых коллекторов, а также новые методы водоизоляции в добывающих скважинах.

3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки возникает проблема преждевременного обводнения продукции скважин при неполной выработке запасов нефти. Это обусловлено как подтягиванием подошвенных, так и прорывом нагнетаемых вод по наиболее проницаемым пропласткам.

Бурение новых скважин позволяет увеличивать добычу нефти. Ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин позволяет повышать темпы отбора. Ввод новых добывающих скважин позволяет нагнетать больше жидкости и соответственно повышать эффективность технологий МУН.

В течение 2009 г. по 1 блоку из бурения введены 2 скважины, на них ВНК не отмечается. Средний дебит нефти на одну скважину уменьшился с 6,16т/сут до 5,63 т/сут; средний дебит жидкости с 25,93 т/сут до 24,74 т/сут; в том числе по скважинам, оборудованным ЭЦН, уменьшился на 0,97 т/сут нефти и составляет - 7,26 т/с; по скважинам, оборудованным ШГН - 5,21 т/сут, что на 0,46 т/сут ниже прошлогоднего.

Под нагнетание воды в отчетном году освоено 3 скважины, в т.ч. 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 12,599 тыс.тонн. Средняя приемистость одной скважины на конец отчетного года составила 59 м3/сут.

В отчетном году по 2 блоку введено из бурения на добычу нефти 2 скважины, которые обеспечили добычу 3,415 тыс.т. (средний дебит 7,9 т/сут.).

Добыча нефти по 21 скважине, введенным из бездействия составила 6,3 тыс. т нефти (план 1,8 тыс. тонн), средний дебит на 1 скважину составил-2,0т/с.

В 2010 году планируется добыть 192 тыс.тонн нефти. Для обеспечения плана добычи в 2010 году запланирован ГТМ: бурение 8 скважин (из них 4 добывающие и 4 нагнетательные).

Невыполнение норм по блоку связано с увеличением обводненности. Добыча нефти обеспечивается за счет бурения новых скважин. Так, в 2009 году добыча нефти по скважинам, пробуренным с 2005 года, достигла 40 тыс.тонн (более 11,0% всей добычи по блоку). В 2009 году пробурили 2 скважины (добыча 2,885 тыс.тонн). Наблюдаемый ранее рост обводненности по блоку за период 2005-2007гг. в основном связан с вводом в эксплуатацию новых скважин, бурением под город по нижним заводненным зонам с целью организации довыработки их остаточных запасов, что повлекло по блоку значительный рост объемов отбора жидкости.

3.5 Обоснование и исходных данных для расчетов технологических показателей

Основы методики проектирования разработки нефтяных месторождений, применяемой в “ТатНИПИнефть”, были созданы Лысенко В.Д, и Мухарским Э.Д. Впоследствии отдельные положения методики постоянно совершенствовались как самими авторами- создателями методики так и отдельными сотрудниками института по мере накопления опыта проектирования разработки. Методи ка “ТатНИПИнефть” нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири в Алжире и Ираке.

Данная методика основана на использовании послойно- и зонально неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статистические и вероятные методы. Неоднородность пласта по исследуемому параметру описывается гамма-распределением или распределением Вейбулла. Зональная неоднородность проницаемости, толщин, коэффициента продуктивности устанавливается по фактическим данным на рассматриваемом месторождении с привлечением аналогичных данных по другим месторождениям со сходным геологическим строением. Большую сложность представляет оценка послойной неоднородности пластов, особенно по карбонатным отложениям. Этот вид неоднородности в рамках принятой модели определяет характер обводнения залежи и конечную нефтеотдачу пласта. Исходная послойная неоднородность преобразуется в расчетную с учетом влияния на неравномерность вытеснения нефти, различия вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, геометрии размещения скважин, системы заводнения, языкообразования, зональной неоднородности пластов и других факторов. Принятая расчетная модель является достаточно полной, учитывающей основные особенности фильтрации жидкости в неоднородном пласте. Используемый при этом вероятностный подход учета совместного влияния многих факторов на неравномерность вытеснения нефти позволяет избежать больших математических трудностей, возникших при решении этих задач строгими гидродинамическими методами.

В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран горизонт Д1. По данному горизонту будет произведен расчет с целью наблюдения за изменением динамики процесса разработки, коэффициента извлечения нефти, дебитов скважин, пробуривших этот горизонт, обводненности и т.д. По полученным данным будет составлен прогноз поведения пластов-коллекторов при заданной системе разработки. Горизонт Д1 выбран с учетом геологических параметров, как наиболее продуктивный, наличие больших запасов нефти и газа (в основном попутного), хорошими коллекторскими свойствами, и подходящий для активного вовлечения его в промысловую разработку.

4. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

4.1 Методика расчета

I. Подготовка исходных геолого-физических данных, определение зональной неоднородности пласта.

Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента вариации

(1)

где n - общее число замеров продуктивности (дебита) скважин;

Ki - продуктивность (дебит), соответствующая i-му замеру.

II. Расчет показателей разработки для условной залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами.

1. Находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:

(2)

где Sн - площадь нефтеносности, м2;

Sс - плотность сетки, м2/скв.

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

(3)

где - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);

- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

(4)

(5)

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин , т. е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, :

(6)

4. Определяем функцию относительной производительности скважин,:

(7)

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n0) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи (q0):

(8)

где ?э - коэффициент эксплуатации;

Kср - средний коэффициент продуктивности

(9)

p - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

III. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти (Qп)

(10)

где Qб - балансовые запасы нефти;

К1 - коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

(11)

где a - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;

S - площадь, приходящаяся на одну скважину, км2;

К2 - коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

(12)

Uз2 определяют с помощью фактических данных исследования скважин на приток (по данным дебитометрии).

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

(13)

где

(14)

(15)

В2 - предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,98 (98 % обводненности);

0 - коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в раз и по плотности в раз;

- соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кз) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (В)

(16)

где

(17)

(18)

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

(19)

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:

(20)

(21)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

(22)

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

(23)

а нефтеотдача пластов

(24)

Расчет динамики дебитов нефти и воды.

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин n0 разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом.

На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.

На следующей (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.

Третья стадии разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.

1. На первой стадии текущий дебит нефти определяется по формуле:

(25)

где t - годы,

nt0 - число действующих скважин в t-м году;

(26)

ntб - число пробуренных скважин в t-м году;

- общее число пробуренных скважин до t-го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

(27)

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях определяется по формуле:

(28)

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:

уточненный текущий амплитудный дебит:

(29)

расчетный текущий дебит жидкости:

(30)

массовый текущий дебит жидкости:

(31)

3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .

Обводнённость продукции определяется по формуле:

(32)

4.2 Исходные данные расчета

Для выполнения расчёта технологических показателей разработки по методике ТатНИПИнефть необходимо наличие исходных данных, которые представлены в таблице 15:

Таблица 15. Технологические показатели

Исходные данные

Величина

Балансовые запасы нефти Qб, млн.т.

230

Площадь нефтеносности, Sн, км2

155,58

Средний коэффициент продуктивности Кср,

1

Зональная неоднородность, ,

0,39

Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях,

н/в,

1,61

Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях,

,

1,46

Коэффициент вытеснения нефти водой К2,

0,65

Коэффициент эксплуатации скважин э,

0,890

Плотность сетки скважин, Sc, км2/скв,

0,173

Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, ?P, МПа

7,9

Количество скважин, n0

900

Исходные данные, прведенные в таблице 21, взяты из годового отчета по Северо-Альметьевской площади за 2009 год.

Находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:

где Sн - площадь нефтеносности, км2;

Sс - плотность сетки, км2/скв.

4.3 Результаты расчёта и их анализ

1. Определяем зональную неоднородность пласта:

,

где n - общее число замеров продуктивности (дебита) скважин;

ki - продуктивность (дебит) соответствующая замеру.

Принимаем =0,39

2. Определим соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита по формуле (3):

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды по формуле (6):

;

4. Определим функцию относительной производительности скважин по формуле (7):

;

5. Определим амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи по формуле (8):

;

Полученные результаты занесём в таблицу 16:

Таблица 16

m

р, МПа

q0, млн.т/год

0.638

0,765

2,246

2,69

1,8

0,216

7,9

4,98

6. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти рассчитываем по формуле (10):

6.1. Подвижные запасы нефти:

,

,

,

.

6.2. Расчетная послойная неоднородность определяется с учетом послойной неоднородности по формуле (12):

.

6.3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины определяем по формуле (13):

;

? = 1,46;

6.4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кв) при данной послойной неоднородности пласта и предельной доле агента (В) определяем по формуле (16):

6.5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти рассчитывается по формуле (19):

6.6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из формул (20), (21):

6.7. Средняя массовая доля воды в суммарной добычи жидкости определяется из формулы (23):

6.8.Коэффициент нефтеизвлечения пластов (КИН) рассчитывается из формулы (24):

Полученные результаты занесём в таблицу 17:

Таблица 17

К1

Qп, млн. т.

В2

0

В

Кнз

0,965

144,26

0,6

1,8

0,98

1,29

0,974

0,114

Ккз

Кз

F

Q0, млн. т.

QF0, млн. т.

, млн. т.

Вср

Кно

0,713

0,7

2,311

100,7

333,4

400,5

0,75

0,51

7. Расчет динамики дебитов нефти и воды.

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи. Нефтяная залежь с общим числом скважин (n0=900) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом по 90 скважин в год.

7.1. На первой стадии текущий дебит нефти определяется по формуле (25):

Рассчитываем число действующих скважин в t году на пять лет:

n10=90/2+0=45скв.

n20=90/2+90=135 скв.

n30=90/2+90•2=225 скв.

n40=90/2+90•3=315 скв.

n50=90/2+90•4=405 скв.

n60=90/2+90•5=495 скв.

n70=90/2+90•6=585 скв.

n80=90/2+90•7=675 скв.

n90=90/2+90•8=765 скв.

n100=90/2+90•9=855 скв.

Ё Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях рассчитывается по формуле (27):

.

Ё Массовый текущий дебит в поверхностных условиях определяем по формуле (28):

.

Ё Обводненность продукции определяем формуле (32):

.

7.2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:

Ё уточненный текущий амплитудный дебит:

(29)

Ё расчетный текущий дебит жидкости

(30)

Ё массовый текущий дебит жидкости

.

7.3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .

Ё уточненный текущий амплитудный дебит

(29)

Ё расчетный текущий дебит жидкости

(30)

Ё массовый текущий дебит жидкости:

.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Делая сравнительный анализ по данным изменений показателей разработки, рассчитанных в данном курсовом проекте, и фактическими данными НГДУ «Альметьевнефть», можно сделать следующие выводы:

1. По проектным расчетам вначале происходит медленное увеличение добычи нефти, достигается проектный уровень, затем некоторая стабилизация добычи и потом падение уровня добычи нефти. Добыча же нефти по фактическим данным стремительно возрастает, и через некоторый промежуток стабилизации добычи происходит сравнительно медленное падение уровня добычи нефти и вновь её небольшое увеличение.

Данный разброс показателей происходит по причине того, что по проекту технология разработки залежи и система разработки постоянна во времени, в то время как в реальности за счёт сгущения плотности сетки скважин и применения новых методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения добыча нефти остаётся на стабильном уровне.

2. Конечный коэффициент нефтеизвлечения по проектным данным оказался ниже чем, по фактическим данным. Данное обстоятельство можно объяснить применением новых методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения, управлением разработкой залежи путём вовлечения в разработку зон пластов, не охваченных разработкой, и рядом других причин.

3. Добыча воды и обводненность продукции по проекту с первых лет возрастает, но не так интенсивно как по фактическим данным. На практике обводненность контролируют, т.е. на протяжении нескольких лет стараются ее стабилизировать. По проекту же обводненность продукции постоянно возрастает. Графики технологических показателей разработки по промысловым данным

Показатели разработки Северо-Альметьевской площади приведены в таблице 18

Таблица 18. Показатели разработки Северо-Альметьевской площади

Северо-Альметьевская площадь

годы

Qн тыс.т

Qж тыс.т

% обв

Qз тыс.т

1

2

3

4

5

1955

136

138

1,5

0

1956

330

331

0,4

0

1957

487

492

1

0

1958

456

465

2

0

1959

309

312

1,2

352

1960

438

449

2,4

797

1961

741

751

1,3

1141

1962

1807

1830

1,3

1798

1963

2206

2256

2,2

3182

1964

2544

2664

4,5

4281

1965

2836

3073

7,7

4461

1966

3397

3819

11,1

5190

1967

3465

4121

15,9

5547

1968

3630

4424

18

6184

1969

3788

4748

20,2

7066

1970

4153

5419

23,4

7983

1971

4606

6111

24,6

8411

1972

4953

6791

27,1

8935

1973

5257

7890

33,4

9953

1974

5384

8729

38,3

10636

1975

5332

9384

43,2

11443

1976

5045

9848

48,8

11492

1977

4812

10327

53,4

11854

1978

4565

11147

59

12323

1979

4068

11583

64,9

12536

1980

3702

12694

70,8

13649

1981

3227

12994

75,2

13590

1982

2806

13248

78,8

13943

1983

2348

13235

82,3

13995

1984

1942

13532

85,6

14582

1985

1637

13882

88,2

14807

1986

1448

12362

88,3

13085

1987

1334

11006

87,9

10709

1988

1194

9809

87,8

9792

1989

1108

8227

86,5

8510

1990

1067

7158

85,1

7617

1991

996

6404

84,4

6634

1992

929

5697

83,7

5886

1993

882

5041

82,5

5247

1994

849

4328

80,4

4693

1995

808

3835

78,9

4344

1996

764

3066

75,1

3466

1997

759

2595

70,8

2932

1998

724

2458

70,5

2830

1999

712

2408

70,4

3516

2000

715

2669

73,2

2989

2001

711

2543

72

2808

2002

723

2694

73,2

3349

2003

708

2750

74,3

3779

2004

718

2679

73,2

3723

2005

742

2693

72,4

3410

2006

754

2895

74,0

3892

2007

763

3186

76,1

4100

2008

758

2976

78,2

3823

2009

734

3049

78,9

3905

Динамика фактических и расчетных значений технических показателей разработки.

Расчёт технологических показателей разработки произведён с помощью ЭВМ.

Результаты расчётов приведены в таблице № 19.

Технологические показатели разработки Северо- Альметьевской площади. Таблица 19

Годы

q0, млн. т/год

Q0, млн.т

ntб

q0/Q0

nt0

qt0, млн. т

Qt0, млн.т

qt, млн.т

qtf, млн.т

qtF2, млн.т

Вt, %

?qt

?qtF2

1

4,98

100,7

90

0,05

45

0,25

5,04

0,25

0,25

0,25

0

0,25

0,25

2

4,98

100,7

90

0,05

135

0,73

15,11

0,73

0,75

0,75

2,67

0,98

1

3

4,98

100,7

90

0,05

225

1,21

25,18

1,19

1,24

1,25

4,8

2,17

2,25

4

4,98

100,7

90

0,05

315

1,67

35,25

1,62

1,72

1,75

7,43

3,79

4

5

4,98

100,7

90

0,05

405

2,14

45,32

2,04

2,19

2,24

8,93

5,83

6,24

6

4,98

100,7

90

0,05

495

2,61

55,39

2,43

2,66

2,73

10,99

8,26

8,97

7

4,98

100,7

90

0,05

585

3,10

65,46

2,8

3,12

3,21

12,77

11,06

12,18

8

4,98

100,7

90

0,05

675

3,61

75,53

3,16

3,57

3,69

14,36

14,22

15,87

9

4,98

100,7

90

0,05

765

4,16

85,60

3,50

4,02

4,17

16,07

17,72

20,04

10

4,98

100,7

90

0,05

855

4,75

95,88

3,82

4,46

4,64

17,67

21,54

24,68

11

4,98

100,7

90

0,05

900

4,98

100,7

3,88

4,64

4,86

20,16

25,42

29,54

12

4,98

100,7

90

0,05

900

5,33

100,7

3,88

4,83

5,11

24,07

29,3

34,65

13

4,98

100,7

90

0,05

900

5,62

100,7

3,88

5,02

5,35

27,48

33,18

40

14

4,98

100,7

90

0,05

900

5,96

100,7

3,88

5,31

5,72

32,17

37,06

45,72

15

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

3,88

5,63

6,14

36,81

40,94

51,86

16

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,93

4,26

4,64

36,86

43,87

56,5

17

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,79

4,20

4,60

39,35

46,66

61,1

18

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,65

4,13

4,56

41,86

49,31

65,66

19

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,52

4,07

4,52

44,25

51,83

70,18

20

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,40

4,01

4,48

46,43

54,23

74,66

21

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,28

3,95

4,43

48,53

56,51

79,09

22

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,17

3,89

4,39

50,57

58,68

83,48

23

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

2,06

3,83

4,34

52,53

60,74

87,82

24

4,98

100,7

90

0,05

900

6,33

100,7

1,96

3,78

4,30

54,42

62,7

92,12

На рисунках 8, 9 можно рассмотреть динамику распредления текущего дебита и распределение обводненности за 24 года.

График распределения текущего дебита qt, и массового текущего дебита qtf2 по годам Рисунок 8

График распределения текущего дебита qt, и массового текущего дебита qtf2 по годам Рисунок 8

График распределения обводненности Вt по годам Рисунок 9

Сравним проектные и рассчетные КИН и Q0:

Проектные дааные

Расчетные данные

КИН, доли ед.

0,55

0,51

Q0, млн.т.

126,5

117,3

Данные, полученные расчетным путем, имеют незначительное отличие от проектных данных. Это говорит о том, что расчеты проведены верно.

На рисунке можно рассмотреть динамику отбора нефти, жидкости за все время разработки Северо-Альметьевской площади.

На рисунке можно рассмотреть обводненность продукции за все время разработки Северо-Альметьевской площади.

Сравним рисунки 8 и 9(расчетные данные) с риснками 10 и 11(проектные данные). На рисунке 8 мы наблюдаем сначала подъем, затем резкий спад и последующее монотонное снижение добычи, а на рисунке 10 - также сначала подъем, затем резкий спад, но в отличии от рисунка 8, нет монотонного снижения добычи. Это связано с применением МУН и ОПЗ. Аналогично и для риснков 9 и 11. Главной причиной отличия этих рисунков является то, что при расчете не учитываются МУН и ОПЗ, а на практике они применяются.

скважина пластовый нефть газ

Список использованной литературы

1. Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Недра, 1990г;

2. Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений М. Недра. 1988г;

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. - Уфа, УГНТУ, 2001г;

4. Муравьев И.М. "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" Издательство Недра. Москва 1965г;

5. Мусин М.М. Разработка нефтяных месторождений, АГНИ, 2007г;

6. Мусин М.М. РНМ. Пособие для практических работ, АГНИ, 2005г;

7. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, Том 1,2,.1995г;

8. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань, Татарское книжное издательство, 1989г;

9. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценке эффективности нефтеотдачи пластов. Изд-во КГУ, 1999г;

10. Геологический отчет по Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения за 2007г
Гуськова И.А. , Захарова Е. Ф. Методические указания по оформлению курсовых и дипломных проектов по специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" Изд-во Альметьевск, Типография АГНИ. 2002г
Размещено на Allbest.ur

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