Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 13.04.2015
Размер файла 323,6 K

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.

Анализ изменения энергетического состояния залежи

Начальное пластовое давление на Сергиевском куполе принято равным 14,0МПа.

Залежь по типу пластовая, с обширной водонефтяной зоной, режим залежи упруговодонапорный.

Разработка велась без ППД с 1953 по 1970 гг. К 1961 году, судя по единичным замерам, отмечалось снижение пластового давления до 7,8-10,7 МПа и в среднем составило 9 МПа. В связи с круговой системой размещения скважин внешние ряды экранировали скважины внутреннего ряда, что способствовало созданию зоны пониженного пластового давления вдоль центральной части Сергиевского купола.

В 1971 г. начата закачка сточной воды в пять скважин, образующих разрезающий ряд по Сергиевскому куполу. Пластовое давление в зоне разрезающего ряда нагнетательных скважин к 1976 г. превысило начальное давление на 2,5 - 3,5 МПа, а в среднем по залежи выросло до 11,8 МПа.

В 1983-1985 гг. на Сергиевском куполе переведены под закачку 5 скважин, тем самым разрезающий нагнетательный ряд дополнен очаговыми нагнетательными скважинами. Осуществление поддержания пластового давления изменило кинематику фильтрационных потоков жидкости, привело к перераспределению зон дренирования добывающих скважин. За счет осуществления мероприятия по изменению направления фильтрационных потоков жидкости из пласта СI Радаевского месторождения дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.

В последующие годы среднее пластовое давление стабилизировалось на уровне 12 - 13 МПа. На дату составления отчета низкое пластового давления (8,6 МПа) сохраняется в зоне смежной со Студено - Ключевским куполом, в районе скв. 165. Здесь нагнетательная скв. 206 в бездействии с 1996 г. по техническим причинам.

По состоянию на 01.01.2010 г. закачка сточной воды ведется в 9 нагнетательных скважин, текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 226,3%, накопленная - 73,3%. Пластовое давление, по замерам 2006-2010 гг., восстановилось до 12,8-13,5 МПа. В 2006 году среднее пластовое на Сергиевском куполе составило 12,7МПа. Начальная пластовая температура составляла 26,5°С.

Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа

В эксплуатационном фонде на 01.01.2010 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин - под закачкой, 2 - в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость - 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки - 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1971 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.

Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10124,0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.

Характеристика фонда скважин

На 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 - действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64%) оборудованы ЭЦН, 9 - ШГН.

Таблица №9 Распределение фонда скважин пласта СI по основным показателям эксплуатации по состоянию на 1.01.2011 г.

Интервал

№№ скважин

Кол-во

I. По дебитам нефти, т/сут

<1

13,21,30,200,201,215,218,219,220,

1193,1213

11

1- 5

23,205,223

3

5 - 10

189,192,195,203,209,223

6

10-20

50,165,214,221,1204

5

II. По дебитам жидкости, м3/сут

1-5

13,21,30,200,201,218,219,1193,1213

9

5-10

215,220

2

10-50

203,205,223

3

50-100

23,50,189,192,195,207,209

7

100-150

165,214,221,1204

4

III. По обводненности, %

70-90

50,165,189,203,205,209,214,221,1204

9

90-95

13,20,23,30,192,195,200,201,207,215,218,219,220,1193,1213

15

>95

223

1

IV. По накопленной добыче нефти, тыс. т

<1

2

10-50

8

50-100

6

100-200

9

200-300

8

300-500

9

500-1000

4

Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин

Рисунок №2

Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти. Это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта С1.

Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.

Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.

Анализ обводнения залежи

Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.

Текущая обводненость продукции действующих скважин 90,3%.

Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.

Рисунок. 2/4

Все добывающие скважины обводнены в настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. (ГРП).

ВНФ (водонефтяной фактор)

Из ниже приведенного графика видно, что обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. За счет увеличения числа добывающих скважин происходит увеличение годовой добычи нефти и соответственно накопленной добычи нефти.

Рисунок 2.5

4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели разработки

2006 год

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

ед. изм.

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

Добыча нефти, всего

тыс. т

105.8

74.2

94.2

35.9

84.8

33.0

78.5

38.3

72.3

38.4

В т. ч. из скважин: переходящих

тыс. т

105.8

74.2

94.2

35.9

84.8

33.0

78.5

38.3

72.3

38.4

новых

тыс. т

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

За счет метода повышения нефтеотдачи

тыс. т

17.5

Накопленная добыча нефти

тыс. т

10114

9979

10208

10014

10293

10047

10372

10086

10444

10124

Добыча газа

млн. м3

2.910

2.040

2.592

0.987

2.332

0.907

2.158

1.052

1.989

1.056

Накопленная добыча газа

млн. м3

278.1

247.7

280.7

248.7

283.1

249.6

285.2

250.6

287.2

251.7

Темп отбора от НИЗ

%

0.9

0.6

0.8

0.3

0.7

0.3

0.7

0.3

0.6

0.3

Среднегодовая весовая обводненность

%

91.4

91.2

92.1

90.0

92.6

89.7

92.9

88.9

93.2

90.5

Добыча жидкости, всего

тыс. т

1227

847.5

1189

357.2

1151

321.3

1110

343.8

1070

405.3

Накопленная добыча жидкости

тыс. т

41204

39789

42392

40146

43543

40467

44653

40811

45723

41216

Закачка воды: годовая

тыс. м3

806

925

779

692

752

669

724

732

697

821

накопленная

тыс. м3

26086

25534

26865

26226

27617

26896

28341

27628

29038

28449

Компенсация отборов в пластовых условиях: текущая

%

74

122

74

216

74

232

74

237

74

226

накопленная

%

65

68

65

69

66

70

66

72

66

73

Эксплуатационное бурение, всего

тыс. м

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Ввод добывающих скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2

Выбытие добывающих скважин

шт.

0

0

1

2

1

3

1

0

1

0

в том числе под закачку

шт.

Фонд добывающих скважин на конец года

шт.

29

28

28

26

27

23

26

23

25

25

В том числе нагнетательных в отработке

шт.

механизированных

шт.

новых

шт.

0

0

0

0

0

Перевод скважин на механизированную добычу

шт.

Ввод нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выбытие нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Фонд нагнетательных скважин на конец года

шт.

8

9

8

9

8

9

8

9

8

9

Средний дебит по нефти

т/сут.

10.5

7.9

9.5

4.0

8.9

4.1

8.5

4.7

8.2

4.6

по жидкости

т/сут.

121.6

90.5

119.8

40.3

120.2

40.0

120.3

42.5

120.5

48.5

Средний дебит новых скважин по нефти

т/сут.

по жидкости

т/сут.

Средняя приемистость нагнетательных скважин

м3/сут.

276

295.4

266.8

214.5

257.5

203.8

247.9

222.9

238.7

253.4

Газовый фактор

м3

28

27

28

28

28

27

28

28

28

28

Коэффициент использования скважин

д. ед.

0.94

0.88

0.94

0.87

0.94

0.81

0.94

0.85

0.94

0.92

Коэффициент эксплуатации скважин (по способам)

д. ед.

0.96

0.92

0.96

0.93

0.96

0.96

0.96

0.96

0.96

0.92

Плотность сетки

га/скв.

28.1

28.1

28.9

29.7

29.7

32.5

30.6

32.5

31.5

30.6

Разработка объекта за весь рассматриваемый период велась с отставанием фактических отборов нефти и жидкости от проектных.

В 2006 г. фонд действующих добывающих скважин отставал от проектного лишь на 1 ед. Годовые отборы как нефти, так и жидкости были ниже проектных на 30%, а дебиты нефти и жидкости отставали на 24 - 25,6%.

В 2007 г. в результате выбытия двух скважин в бездействие и перевода ряда скважин на режим периодической эксплуатации годовой отбор нефти и жидкости снизился более чем в 2 раза. В 2007-2010 гг. отставание фактических отборов от проектных весьма значительно: годовые отборы нефти ниже проектных в 1,9-2,6 раза, годовые отборы жидкости - в 2,6 - 3,3 раза. Фонд добывающих скважин равен проектному или отстает от него на 2 - 4 ед. Среднегодовая обводненность близка проектной.

Фонд нагнетательных скважин в рассматриваемый период превышал проектный на 1 ед. Годовой объем закачки был близок к проектному.

По состоянию на 01.01.2011 г. действующий фонд добывающих скважин равен 25 единицам и соответствует проектному. Периодический режим работы 11 скважин позволил удерживать фактическую обводнённость ниже проектной на 2,7%. Годовой отбор нефти в 2009 г. ниже проектного в 1,9 раза, а жидкости - в 2,6 раза.

Значительное отставание фактических отборов от проектных обусловлено более низкой продуктивностью скважин и периодической работой ряда скважин.

Накопленные отборы нефти и жидкости незначительно отстают от проектных.

5. Расчёт эффективности разработки нефтяных залежей

Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проводятся соответствующие расчеты, на основе которых делается вывод об эффективности системы разработки.

Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Расчёт

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

;

где м н - вязкость нефти в пластовых условиях, равная 2,5 мПас; м В-вязкость воды, равная 0,5 мПас.

Рассчитанные параметры по скважинам hост, сводим в таблицу 2.6.

(1)

Где fв - текущая обводнённость скважины, доли ед: Н - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.

Таблица №10 Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта

Номер скважины

H, эффективная начальная толщина, м.

Обводненность

fB, доли. ед.

Остаточная нефтенасыш. толщина hост. м.

165

24

0,97

2,04

189

10,5

0,88

3,05

207

14

0,90

3,50

1204

13,2

0,87

4,09

203

12,3

0,86

4,04

50

12,7

0,97

1,08

199

17,2

0,78

7,88

223

10,5

0,91

2,40

221

19,2

0,91

4,39

209

13,4

0,89

3,62

192

9,0

0,92

1,86

195

11,0

0,95

1,50

23

8,4

0,98

0,48

По данным таблицы строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объемов и для дальнейших расчетов строим ее на миллиметровке.

Построение карты производится следующим образом:

1. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.

2. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.

Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Таблица №11 Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Границы толщин

Средняя толщина пласта, h, м

Замеренная площадь, см2

Площадь залежи, м2 с учётом масштаба F, (M 1:10000)

Объём зоны дренирования, тыс. м3, V = Fh

0 - 2

1

6.5

90000

985

4 - 6

4

15.8

68000

375

1360

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,24 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,95 д.ед.

плотность нефти в поверхностных условиях, =0,899 т/м3

И - пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, и = 1/b, где b объемный коэф. и=0,941

Qбал.ост.= vm аи (2)

Qбал.ост = 13600,240,950,8990,941

Qбал.ост= 262,3 тыс. т

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (3):

; (3)

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 10123 тыс. т.; Qбал. - начальные балансовые запасы нефти, равные 21240 тыс. т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Полученный КИН 0,492 выше проектного 0,477 на 01.01.2010. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.

6. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется эффективно.

- сравнение проектных и фактических показателей показало, что проектные показатели выше, чем фактические, но не значительно.

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки;

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

1. Составление нового проектного документа для приведения в соответствие проектных и фактических показателей.

2. Ввод бездействующих скважин (обводненных, малодебитных), после проведения по ним соответствующих геолого-технических мероприятий

3. Мероприятия, направленные на уменьшение обводненности - потокоотклоняющие технологии, вязкоупругие системы, химические реагенты и т.д.

4. Мероприятия, направленные на увеличение проницаемости в призабойной зоне - ГРП, различные виды перфораций, новые модификации кислотных обработок и т.д.

5. Мероприятия, направленные на уменьшение вязкости нефти - боковые стволы, уплотнение сетки скважин, горизонтальные скважины, тепловые методы, полимерное заводнение и т.д.

7. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий

Разработаны поверхностно-активные полимеросодержащие составы (НПАПС) на основе неионогенного ПАВ марки неонол АФ9-12 и поли-акриламида и технология их применения, обеспечивающих повышение не только коэффициента нефтевытеснения за счет закачки предоторочки из неорганического растворителя. В качестве последнего предлагается исполь-зовать крупнотоннажные отходы ПО «Салаватнефтеоргсинтез», в частности, остаток кубовый производства бутиловых спиртов - ОКБС.

Нагнетаемые в пласт рабочие агенты представляют собой водный раствор смеси НПАВ с полиакриламидом (ПАА) и предоторочку из орга-нического растворителя.

В качестве НПАВ применяется оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ9-12, выпускаемый по ТУ 38.103625-87 в ПО «Нижнекамскнеф-техим», либо его легкоплавкие формы, например, марки СНО-3Б, СНО-4Д, СНПХ-1П или СНПХ-1М.

В качестве спиртосодержащего органического растворителя исполь-зуют технологические отходы производства бутиловых спиртов ПО «Сала-ватнефтеоргсинтез», Выпускаемый по ТУ 38.102167-85 под названием «Остаток кубовый производства бутиловых спиртов» (ОКБС).

В качестве ПАА используют импортный порошкообразный ПАА гидролизованный, марки PDS-1030 или его аналог, например, DKS-ORP-F40NT.

Гелеобразующие составы. Данная технология рекомендуется для обработки нагнетательных скважин терригенных коллекторов с приемистостью от 300 до 1000 м3/сут и более, а также для обработки нагнетательных скважин водоплавающих залежей и скважин краевых зон с целью предотвращения непроизводительной закачки воды за контур пласта.

Осадкообразующие составы. Данная технология может быть рекомендована для обработки нагнетательных скважин терригенных и карбонатных коллекторов с приемистостью от 150 до 800 м3/сут.

Заключение

1. Системы разработки, реализованные на нефтяных залежах, не обеспечивают в полной мере эффективной выработки запасов и нуждаются в совершенствовании.

2. Процесс обводнения залежей происходил хаотически из-за растянутости сроков и бессистемности ввода добывающих скважин. Динамика обводнения чрезвычайно осложнена нестабильностью проявления того или иного источника попутной воды.

3. Для интенсификации разработки продуктивных пластов рекомендуется перевести значительное число обводнившихся и бездействующих скважин на вышележащие пласты, углубить некоторые на нижележащий пласт, пробурить дополнительные скважины и боковые наклонно-направленные стволы.

Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи

Вследствие проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (очистка ПЗП) дебит скважин по жидкости и по нефти возрос. Выполнил расчет технологических показателей разработки пласта для оценки эффективности разработки пласта С1.

Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.

Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.

Список литературы

1. Пересчет запасов нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Радаевского месторождения. НПУ «Сергиевскнефть», г. Куйбышев, 1966 г.

2. Пересчет запасов нефти и газа Радаевского месторождения Самарской области. «Гипровостокнефть», г. Самара, 1991 г.

3. Баланс запасов месторождений ОАО «Самаранефтегаз» за 2004 год.

4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. М., Недра, 1989 г.

5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г.

6. Временное методическое руководство по приведению физических и коллекторских свойств осадочных пород, определенных в лабораторных условиях на образцах, к пластовым термодинамическим условиям. М., Министерство геологии СССР, 1980.

7. ОСТ 39-195-86. Метод лабораторного определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Миннефтепром. М., 1986.

8. Анализ разработки Радаевского месторождения, 1975 год.

9. А.М. Юрчук, А.З. Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.: «Недра», 1979. с. 247.

10. Отчет «Уточнение газовых факторов по ступеням сепарации для нефтей месторождений Самарской области». ООО «СамараНИПИнефть», Самара, 2004.

11. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1967.

12. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1971.

13. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод Куйбышевской области. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1980.

14. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Выпуск I. Куйбышев, Гипровостокнефть, 1974.

15. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948 г.

Размещено на Allbest.ru


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.