Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Исследование гидравлического разрыва пласта в процессе добычи нефти

Исследование гидравлического разрыва пласта в процессе добычи нефти

Условия добычи нефти на Тевлинско-Русскинском месторождении, тектоническое строение и динамика разработки пласта, подземное оборудование, применяемое для проведения гидравлического разрыва пласта, комплекс специальной техники, применяемой СП "Катконефть".

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 08.07.2012
Размер файла 541,6 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.

Страница:

Пласт 2-3БС10. Балансовые запасы (В+С1) пласта -375140 тыс. т нефти, начальные извлекаемые - 162006 тыс.т или 48% балансовых

К 2001 г. из пласта извлечено 57021,311 тыс. т нефти, что составляет 31,1% извлекаемых или 15,3 % балансовых запасов.

Пласт 2БС10.

Он является основным эксплуатационным объектом на Тевлинско-Русскинском месторождении. Балансовые запасы его составляют 337514 тыс. т нефти или 56% всех запасов месторождения.

С начала эксплуатации отмечается ежегодный прирост добычи нефти, которая за 2000 г. составила 5664,825 тыс. т. или 3,2 % начальных извлека емых запасов.

По объекту наблюдается ежегодное увеличение фонда добывающих скважин, что в последнее время обеспечивает 7-15% ежегодного прироста добычи нефти. Закачку воды в пласт проводят с 1988 г. Увеличение ее объемов приводит к некоторому росту обводненности. Средняя обводненность за 2000 г. составляет 35,57%, значительное ее увеличение отмечается с 1994 г.(с 7,3 до 15,3%). Это приводит к необходимости поддержания высоких уровней среднесуточных отборов по жидкости, наибольшие значения которых приходятся на 2000 г.

Дебиты скважин по нефти в среднем - 16,2 т/сут, приемистость нагнетательных скважин очень низкая - 113 т/сут. На картах текущей плотности отбора, отборы нефти распределены по площади залежи неравномерно. Вырабатывается заводнением преимущественно центральная часть залежи.

Технологические показатели разработки пласта представлены в таблице 2.1

Таблица 2.1. Технологические показатели разработки пласта по годам (2 БС-10)

Показатель

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Отбор нефти накопленный, тыс. т

18,8

177

605,3

1457

2725

4175

5955

7806

9886

12582

16344

21500

26644

32308

Темп отбора от извлекаемых запасов

(факт.), %:

начальных

0,01

0,1

0,3

0,5

0,8

0,9

1,1

1,1

1,3

1,7

2,3

2,9

3,2

3,3

балансовых

0,006

0,1

0,1

0,3

0,4

0,4

0,5

0,5

0,6

0,8

1,1

1,3

1,4

1,5

Обводненность продукции в скважинах среднегодовая, %

2,9

7,8

7,8

5,9

7,3

9,4

7,3

15,3

21,4

24,7

24,3

27,1

30,7

35,6

Накопленный отбор жидкости всего, тыс. т

19,4

191

655,7

1560

2928

4528

6448

8633

11279

14857

19826

26110

33413

42355

Закачка воды, тыс. т:

накопленная

-

55

656

1955

4147

6456

9060

11907

16176

20851

26767

34525

42898

52658

года, шт.

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины, т/сут:

6,7

8,7

9,4

11,8

15,8

15,8

13,1

11,4

10,4

11,4

14,5

16,3

16,2

16,3

Показатель

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин, м3/сут

0

110,4

208

220,7

161,9

161,2

163,9

163,3

123,4

98,1

103,8

122

113

111

В первые годы разработки отмечались увеличения фонда добывающих и нагнетательных скважин, а также объемов закачиваемой воды, что способствовало росту добычи нефти. В эти же годы наблюдались высокие значения среднесуточных отборов по жидкости. С их увеличением падал % обводненности, который на второй и третий годы составляла 7-8%, а на пятый год снизилась до 2%. За весь период разработки число нагнетательных скважин росло и на двенадцатый год составило 158, а объемы закачиваемой в пласт воды также ежегодно увеличивались до 1997 г. Для залежи характерны растущая добыча нефти и высокие темпы отбора извлекаемых запасов -2,2% по состоянию на 1.01.2000г., средняя обводненность скважин - 37,83%. Дебиты скважин по нефти - 11,8 т/сут. Приемистость скважин очень низкая - 105 т/сут.

Рисунок 2.2 - График технологических показателей разработки пласт 3 БС-10

Технологические показатели разработки представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2Технологические показатели разработки пласта (3 БС-10)

Показатель

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Отбор нефти накопленный, тыс. т

14,3

133,3

441,1

1056

2119

3357

4653

6095

7794

10011

13135

17026

20517

23866

Темп отбора от извлекаемых запасов

(факт.), %:

начальных

0

0,1

0,2

0,4

0,7

0,8

0,8

0,9

1

1,4

1,9

2,1

2,2

2,4

балансовых

0

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,4

0,4

0,5

0,7

0,9

0,9

0,9

0,9

Показатель

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Обводненность прод. в скв .среднегод.,%

3,6

8,5

9,1

6,1

2,2

4,7

5,8

12,8

19,1

21,4

22,1

30,11

37,83

44,16

Накопленный отбор жидкости всего, тыс.т

14,8

144,8

483,3

1138

2226

3524

4899

6553

8653

11474

15485

20216

25533

31625

Закачка воды, тыс. т:

накопленная

-

55

427,9

1115

2474

4309

6243

8429

11756

15898

22080

29031

35922

40898

Фонд добывающих скважин на конец

25

78

175

200

269

324

472

512

649

685

742

893

957

847

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины, т/сут:

6,6

9,1

9,2

10,6

14,2

14

10,5

9,4

8,4

9,2

11,9

12,7

11,8

12,9

Среднесуточная приемистость нагнет. скважин, м3/сут

0

110,4

179,7

188

143,4

152,9

142

156,2

117,7

102,7

123

133

105

118

На картах текущей плотности отбора отборы нефти распределены по площади залежи неравномерно. Вырабатываются заводнением преимущественно центральная и северная части залежи. Из карты текущей плотности отбора воды следует, что все отборы воды сосредоточены преимущественно в относительно небольшой по площади центральной части залежи. В этой же зоне в основном осуществляется закачка воды.

В ее пределах скважины имеют нормальные дебиты нефти и динамику обводненности. Отборы нефти в восточной и южной частях распределены крайне неравномерно по площади залежи, а отборы и нагнетание воды носят локальный характер. В областях низких отборов, что соответствует запасам нефти в низкопроницаемых коллекторах, расположенных в этой части залежи, отмечается большой процент безводных низкодебитных скважин с падающей добычей.

Локальный характер отборов нефти приурочен в основном к локальным областям преимущественного нагнетания воды.

Разработка участка ЦДНГ- 6 Тевлино-Русскинского месторождения началась с 1990 г. Для нее характерны интенсивный рост фонда добывающих скважин, особенно начиная с 1993 года. Закачка осуществляется, начиная с 1994 года, с этого момента наблюдается и рост добычи жидкости, соответственно и добычи нефти. В связи с отделением в 1998 году ЦДНГ-7 от ЦДНГ -6 фонд добывающих скважин уменьшился с 434 до 335 скважин, увеличение добычи нефти по ЦДНГ-6 связано с увеличением отборов жидкости.

Резкий рост процента обводненности с 9,5 до 20,5 объясняется тем, что в фонд ЦДНГ -7 ушли безводные скважины северной части месторождения. Показатели разработки по ЦДНГ-6 приведены в таблице 2.3

Таблица 2.3 Показатели разработки по ЦДНГ- 6 Тевлино-Русскинского месторождения

Показатели

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Отбор нефти текущий, тыс. т\год

0,42

96,755

351,5

420,16

621,7

999,7

1684,2

2618,5

2706,4

2863,6

2717, 7

Отбор жид-ти текущий, тыс. т\год

0,434

104,29

395,2

440,94

647,9

1050

1785,2

2893,3

3403,8

4206,2

4586, 5

Закачка воды, тыс.т.

0

0

0

0

50,47

1641

3274,6

4640

5437,2

5077,5

5515, 6

Весовая обводненность,%

3,2

3,8

4,2

4,7

4,1

4,8

5,7

9,5

20,5

31,9

40, 8

Фонд доб. скважин на конец года, шт.

2

27

45

68

158

279

357

434

335

336

341

Действующий фонд нагн. скв-н на к.г.,шт.

0

0

0

0

7

24

42

62

54

57

61

2.3 Состояние техники и технологии добычи нефти

На Тевлинско-Русскинском месторождении применяют традиционные способы добычи нефти: фонтанный и насосный

Разделяют два вида технологического процесса извлечения нефти на поверхность - фонтанный и механизированный. При фонтанном способе эксплуатации нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механизированном способе - прибегают к принудительному подъему с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанная эксплуатация - это самопроизвольный подъем нефти на поверхность по стволу скважины под воздействием давления пласта.

Механизированный способ эксплуатации - это принудительный подъем нефти на поверхность с помощью насосов, спущенных в скважину (ЭЦН,ШГН)

Основными критериями выбора способа эксплуатации на Тевлинско-Русскинском месторождении явились:

а) заданные отборы нефти и жидкости по скважинам, обусловленные оптимальными условиями разработки месторождения;

б) достаточная надежность применяемого способа эксплуатации на данном месторождении, обеспечивающая планируемый межремонтный период работы скважины;

в)допустимые экономические затраты, обусловленные применяемым способом эксплуатации и влияющие на себестоимость добычи нефти.

Кроме того, для обоснования возможности применения способа эксплуатации, использовались следующие данные:

а) физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, их коррозионная характеристика, газовые факторы, давление насыщения;

б) профиля скважин, глубина забоев, диаметры эксплуатационных колон, средние значения сил трения штанг в искривленных скважинах;

в) режим работы залежи во времени, пластовые давления, коэффициенты продуктивности скважин;

г) внутрипромысловая система сбора нефти и газа, ожидаемые устьевые давления;

д) устойчивость пород продуктивной толщи и условия пескопроявления;

е) технологические и технико-экономические данные о результатах разработки и эксплуатации рассматриваемой залежи.

Анализ возможных способов эксплуатации применительно к Тевлино-Русскинскому месторождению показал, что выбранным критериям отвечает способ механизированной эксплуатации скважинными штанговыми насосами и погружными центробежными электронасосами.

По состоянию на 01.01.2001 года общий фонд по Тевлинско-Русскинскому месторождению составил 2186 скважин, из них:

эксплуатационных 1339, нагнетательных 426, вспомогательных 42 (в том числе 256 скважин в консервации).

За 2000 г. по добывающему фонду скважин Тевлино - Русскинского месторождения выполнены следующие мероприятия:

Из бурения введено - 87 скважины, дебит по нефти составил 35,27 т/сут, дебит по жидкости составил 38,2 м3/сут, обводненность по новым составила 5,8,2 %, с начала года по новым скважинам добыто 467,175 тыс.тн нефти Из бездействия с прошлых лет введено 11 скважин, средний прирост дебита по 1 скважине составил 5,3 т/сут, дополнительная добыча с начала года по ним составила 12,287 тыс.тн. Из консервации с прошлых лет введено 25 скважин, средний прирост дебита по 1 скважине составил 1 т/сут, с начала года дополнительно добыто нефти 3,819 тыс.тн. Оптимизирован режим работы 82 скважин, средний прирост дебита по ним составил 6,1 т/сут , дополнительно с начала года добыто 76,562 тыс.тн. нефти. КРС-ом на 5 скважинах произведены РИР, средний прирост дебита по ним составил 12,83 т/сут, с начала года по ним дополнительно добыто 7,931 тыс.тн. нефти. На 46 скважинах произведена интенсификация притока ( в том числе из них ГРП на 31 скважинах, дополнительно по ним с начала года добыто 868, 55тыс.тн. нефти ) с начала года по ним дополнительно добыто 186,518 тыс.тн. нефти, средний прирост дебита составил 28,37 т/сут. КРС-ом на 2-х скважинах был произведен возврат с других горизонтов, дополнительная добыча по ним с начала года составила 4,699 тыс.т.,средний прирост дебита составил 9,55 т/сут. По прочим КРС выполнен на 22 скважинах , дополнительная добыча нефти с начала года по ним составила 29,548 тыс.тн., средний прирост дебита по 1 скважине составил 10,63 т/сут.

За 2000 г. по нагнетательному фонду скважин Тевлино - Русскинского месторождения выполнены следующие мероприятия:

Под закачку введено 28 новых скважин при плане 18 ( в том числе из бурения 2, 26 - с отработки на нефть ),6 - скважин введены из бездействия, 13- из консервации. По определению тех.состояния э/к нагнетательных скважин проведено 219 ГИС , 174 исследований по определению профиля приемистости ,Рпл -268 , КПД в 38 скважинах ,.в 139 скважинах произведена замена СВУ , в 39 скважинах установлены новые СВУ , 81 скважина подключена к ТМ . Капитальный ремонт водоводов произведен на протяженности 5,52 км. Выполнен капитальный ремонт на 1 БГ , на 3-ех КНС . На 68 скважинах произведено регулирование приемистости (в том числе установлено -33 штуцера , произведена замена 35 штуцеров ). Выполнен ПРС на 89 скважинах ( в том числе 59- ревизия НКТ ,24 -промывка забоя ,4- увеличение приемистости , 2- смена арматуры). Выполнено -58 КРС (в том числе 1-РИР ,17- ликвидация аварий в нагнетательных скважинах, восстановление и очистка забоя -8 , 5- увеличение приемистости , 26- перевод на другие категории , 1- ремонт в/з скважины ).

На 63 скважинах произведена закачка системных технологий ( в том числе в 35 скважинах по увеличению приемистости ).

По ЦДНГ-6 общий фонд на 01.01.2001г. составлял 517 скважин, из них 344 - эксплуатационный фонд, 95 - нагнетательных скважин. Действующий фонд по способам распределяется следующим образом: ЭЦН - 263 (79,3 %), ШГН - 69 (20,7 %). В бездействии находиться 11 скважин. В консервации 50 скважины, причина ввода в консервацию является высокая обводненность и малодебитность скважин.

Из 95 скважин нагнетательного фонда все находятся под закачкой. Характеристика фонда скважин ЦДНГ-6 представлена в таблице 2.4

Таблица 2.4 Характеристика фонда скважин ЦДНГ-6

Показатель

Пласт 2-3БС10

Фонд добывающих скважин

344

действующий

332

ЭЦН

263

ШГН

69

в бездействии

11

в консервации

50

в ликвидации и ожидании

ликвидации

5

пьезометрические

12

Фонд нагнетательных скважин

95

действующий

95

в бездействии

0

в консервации

0

в ликвидации и ожидании

0

Эксплуатация скважин УЭЦН.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки ЭЦН;

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным электродвигателем, через которую осуществляется запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначен для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г) эстакада, предназначенная для укладки токоведущего кабеля от устья скважины к станции управления УЭЦН.

Эксплуатация скважин УШГН.

Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130*С

в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

К наземному оборудованию относятся:

а) привод (станок - качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;

б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

В ЦДНГ-6 осуществляется механизированный способ добычи нефти. По состоянию на 1/01/2000г. в ЦДНГ-6 136 скважин оборудовано ЭЦН, 200 скважин оборудовано штанговыми глубинными насосами(ШГН).

2.4 Система заводнения

Согласно технологической схемы разработки Тевлинско-Русскинского месторождения поддержание пластового давления осуществляется закачкой сеноманской и сточной воды по внутриконтурной трехрядной системе закачки с давлением нагнетания 14 Мпа в пласты БС10(2+3).

Закачка воды осуществляется КНС-2,3,5,7, на КНС-2 осуществляется закачка сточной воды, на КНС-3 идет закачка сеноманской и сточной воды, на КНС-5,7 осуществляется закачка сеноманской воды, добываемых 22-мя водозаборными скважинами (КНС-3-5 скв., КНС-5-8 скв., КНС-7-8 скв.). За 1999 год закачано 15265 тыс.мЗ воды. Жидкости отобрано 14025,83 тыс. мЗ, компенсация за год составила 108,8%. С начала разработки закачано воды 78819,97 тыс. мЗ. с начала разработки добыто жидкости 69555,74 тыс. мЗ, при этом компенсация составила 113,3%.

Состояние нагнетательного фонда скважин по Тевлино-Русскинскому месторождению предствлено в таблице 2.5

Таблица 2.5 Состояние нагнетательного фонда скважин по Тевлино-Русскинскому месторождению

На

01/01/98г.

1/01/99г.

01/01/00г.

01/01/01г.

Факт

Факт

Факт

Факт

Эксплуатационный

205

244

253

305

Под закачкой

184

222

243

287

Простой

3

9

11

5

Бездействие

16

11

10

13

Освоение

2

2

0

0

Всего неработающий

21

22

21

18

Среднесуточная приемистость по скважинам месторождения составила 168,6 мЗ /сут, в 1998 году приемистость была 172,0 мЗ /сут. Увеличение связано с проведением следующих работ:

ОПЗ:

а) ГКО-эксплуатационных:31 скв.(с приемистостью: с 30 до 244 мЗ /сут); новых:32 скв.(с приемистостью с 0 до 360 мЗ /сут);

б) обработка с ПАВ (гидрофобизатор): эксплуатационных:8скв.(35- 250 мЗ /с), новых:3 скв.(0-375 мЗ /сут).

в) СКО: эксплуатационных -6 скв.(с приемистостью с 30 до 323 мЗ /сут), новых:2 (с приемистостью с 0 до 190 мЗ /сут).

г) ПКВ:19 скв. (с приемистостью с 30 до 204 мЗ /сут);

д) ВАХСИД -5 скв. (с приемистостью с 60-226 мЗ /сут.);

е) АРСиП: 4 скважины, по всем этим скважинам нет эффекта;

ж) Перестрел, дострел - 9 скв., эффект по этим мероприятиям составил в среднем (30-204 мЗ /сут.).

Анализируя эти проведенные работы, приходим к выводу, что наиболее эффективным по продолжительности является проведение ГКО.

За 2000 г. из неработающего фонда выведено 78 скважин, в т.ч. по причинам:

-смена арматуры-7скважин;отогрев водовода-25 скважин; ликвидация негерметичности водовода-5 скважин; ОПЗ-17 скважин; по Т/Б-3;ликвидация полета НКТ-2; ГИС-5, увеличение приемистости-2, нормализация забоя-5,

ликвидация негерметичности э/к-1, врезка водовода-1,

-ликвидация прихвата пакера-2, ввод из консервации-1 скважина.

Проведенные мероприятия по нагнетательному фонду скважин позволили увеличить компенсацию и давление закачки.

В то же время имеются зоны с пониженными пластовыми давлениями: в районе кустов - 1с,4с,60,61,63,64,65,66,68,69,71,72,74, 77,83,90,105,136,141,195,197,187,178,179,171,163,142.

На этих участках, после изучения геологических и гидродинамических условий были составлены мероприятия по переводу в ППД, увеличению приемистости и т.д..

Отставание объемов закачки от проектного находится в зависимости от состояния системы и служб ЦДНГ (строительство водоводов, перевод в ППД, ликвидация порывов, работой агрега-тов на КНС). Отставание также связано с бурением на новых кустах, где система закачки несформирована, это районы кустов: 197,194,205,184,202,72,205.

На 01/01/2001г. из 284 скважин 269 находяться в работе. Система учета закачиваемой воды в КНС, БКНС осуществляется приборами СВУ-200, так на Тевлинско-Русскинском месторождении установлено всего 18шт. СВУ-200(на выкиде насосных агрегатов).

На Тевлинско-Русскинском месторождении СВУ установлены на всех скважинах ППД. Для решения проблемы учета закачиваемой воды необходимо: добиться достоверности замеров, установить и вывести на систему ТМ датчики давления по каждой скважине, установить счетчики в насосных ЦПС на откачке подтоварной воды, согласно требований РГТИ, обеспечить счетчиками каждую водозаборную скважину. Для этих целей возможно подойдут счетчики расхода воды марки РТ-868 фирмы “Panametrics» или РТ-868-R.

По ЦДНГ-6 закачка воды осуществляется тремя агрегатами на КНС-5(две находяться в резерве). С июня месяца 1999 года по октябрь шло недозакачивание воды. по причинам отсутсвия насосов УЭЦП-3000.

В связи с недозакачкой воды произошло некоторое снижение пластового давление, особенно в районе 136,141 кустов. В настоящее время осуществляются мероприятия по увеличению пластового давления(увеличение закачки, смена штуцеров, планируются переводы в ППД). На сегодняшний день компенсация по ЦДНГ-6 составляет 101%.

2.5 Состояние контроля за разработкой

Мероприятия по контролю за процессом разработки предусматривают применение комплексов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин. Все исследования делятся на два вида: единичные и систематические в процессе разработки.

На Тевлино-Русскинском месторождении осуществляется механизированный способ эксплуатации, поэтому технология проведения исследований осуществляется согласно «Регламенту комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений Главтюменнефтегаза»Тюмень, 1987г.

В процессе эксплуатации месторождения на нефтепромыслах ведется геолого-промысловая документация показателей разработки. На основании этих данных строят графики разработки. Они наглядно отображают динамику показателей разработки по объекту в целом во времени.

Так же проводится комплекс исследований за разработкой:

- геолого-промысловые исследования скважин, включающие в себя замеры дебитов в процессе эксплуатации, контроль за обводненностью;

- гидродинамические методы: методы установившихся отборов; методы неустановившихся отборов (метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы; метод гидропрослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления и статистического уровня в простаивающих скважинах);

-промыслово-геофизические методы исследования определяют характеристику пласта, в том числе профилей; определение технического состояния эксплуатационной колонны, замеры пластового давления, расходомер, термометрия и т. д.;

- геолого-промысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки; контроль за перемещением ВНК, ГНК;

- контроль охвата продуктивных пластов воздействием на продуктивные пласты закачкой воды

Ниже приведена таблица 2.6 по исследованиям за 2000 год по Тевлино-Русскинскому месторождению.

Таблица 2.6 Результаты исследований за 2000г

за месяц

с нач. года

Виды исследований

План иссл.

Факт иссл.

План иссл.

Факт иссл.

Фонтанные скв-ны

Замер пласт.давления

2

2

19

15

ШГН

Определение Н стат.

107

127

1072

1790

Определение Н дин

257

625

2600

4582

КВУ

7

7

113

131

Динамографирование

257

518

2601

4094

ЭЦН

Определение Н стат

33

25

331

562

Определение Н дин

431

736

4190

5728

КВУ

2

2

43

59

Отбивка забоя

0

4

0

32

Вывод на режим

0

41

0

436

Р плас. инструмент,

0

2

0

34

ППД

Исследование методом КПД

0

0

38

38

Р пластовое

0

0

239

268

Р устьевое буферное

271

269

2621

2881

Скважины ВЗ

Определение Н стат

6

7

70

86

Н динам.

7

7

68

102

Хим. лаборатория

Отбор проб на водосодерж

4848

4848

48452

57790

Хим. анализ поверх проб нефти

3

0

21

0

Иссл зак воды на содерж

83

29

830

745

Иссл зак воды на содерж. н/пр

240

295

2505

2711

а. Плотность

0

29

0

424

б. содержание воды

0

29

0

444

Солерастворныи узел:

а. содержание ТВВ

0

55

0

645

б. Плотность

0

56

0

97

Физ . - хим. анал . попут. воды

25

10

250

218

Физ . хим. анализ сеном. воды

0

0

5

0

Определ.мехприм.в нефти

0

183

0

565

Другие виды исследовании

Р пласт. пьезометр/инструм/

5

5

53

61

Р пласт, пьезометр/пересчет/

4

5

53

108

Замер Q жидкости

4848

4904

48452

57668

Замер приемистости

1084

1076

10484

11924

ИТОГО: по месторождению

12523

13840

125128

154230

по ЦНИПР

6320

7591

63571

81757

по ЛГДИ

1121

2113

11508

18151

по ХАЛ

5199

5478

52063

63606

3. Интенсификация притока нефти в условиях Тевлинско-Русскинского месторождения

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в “засорении” призабойной зоны-зополнение пор твёрдыми и разбухшими частицами породы, тяжёлыми смолистыми остатками нефти, салями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы. К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. На Т-Р. месторождении применяется согласно геолого-технических мероприятий ГРП , гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин не применяется, проводится дополнительная перфорация 10-12 отверстий на 1 погонный метр (ПКО-89,ПРК-42). К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработка: кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями. Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольными кислотами. Кислоты растворяют слагающие продуктивные пласты, а также привнесённые в пласт загрязняющие частицы. Полученные в результате в реакции соли хорошо растворяются в воде и легко удаляются в месте с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы. На Т-Р. месторождении применяются смесь соляной кислоты с плавиковой в объёмах 1м3 на интервал перфорации 1метр. Остальные кислоты не применяются из-за неэффективности их воздействия на теригенные коллектора. В основном применяется ГРП и смесь :соляная кислота + плавиковая + гидрофобизатор ИВВ-1.

3.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике

гидравлический пласт разрыв нефть

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из-за балансовых в балансовые.

Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с высокой стоимостью ГРП, этот метод используется в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает желаемого эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.

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