АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К СКВАЖИНАМ НА ПЕРВОМАЙСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

т балансовых/извлекаемых и подтвердил величину запасов, утвержденных ГКЗ СССР в 1976 году и числящихся на балансе Росгеолфонда. По состоянию на 1.01.2002 г. на балансе Росгеолфонда числятся начальные запасы нефти (табл. 1.9) по Первомайскому месторождению (основная залежь) в следующих количествах: категории В+С1 балансовые 151.945 млн. т, извлекаемые - 62.860 млн. т [1,6]. Таблица 2.8 Запасы нефти Первомайского месторожденияКатегория запасовУтвержденные запасы нефти тыс.т ГКЗ 1976г. (Протокол №7720 от 3.11.1976 г.) ЦКЗ 1992г. (Протокол №26 от 9.06.1992 г.) Числящиеся на балансе на 01.01.2002 г.В+С1Балансовые146130129796151945Извлекаемые664905368962860КИН0,4550,4140,414С2Балансовые70601128-Извлекаемые3210148-КИН0,4550,131-В+С1+С2Балансовые153190130924151945Извлекаемые697005383762860КИН0,4550,4110,414Последний пересчет запасов углеводородов был проведен с 2002 по 2005 годы ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» и вызван уточнением геологической модели на основе Зх-мерного геологического моделирования в системе Z-MAP (структурные построения) и Stratamodel "(трехмерная геологическая модель) фирмы Landmark, по данным новый геолого- геофизической и промысловой информации в результате бурения 852 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, проведения на территории месторождения сейсморазведочных работ МОГТ детальной корреляции и переинтерпретации материалов ГИС, выделение трех продуктивных пластов Ю10, Ю11, Ю11Л. Вместо одного подсчетного объекта Ю10 в отдельные объекты подсчета запасов обусловлено различными гипсометрическими положениями ВНК, условиями формирования и распространения коллекторов, фильтрационно-емкостными характеристиками пластов, наличием между пластами глинистого раздела толщиной 0,8 - 4,2 м, отсутствием гидродинамической связи между пластами Ю10 и Ю11.Представляемые запасы нефти подсчитаны дифференцированно по пластам Ю10 и Ю11и утверждены ГКЗ МПР (Протокол № 995-дсп 25 февраля 2005 г.).Согласно "Классификации запасов нефти и горючих газов" Первомайское месторождение по сложности геологического строения, литологической изменчивости коллекторов относится к сложным. Категории запасов нефти согласно действующей инструкции Первомайского месторождения классифицируются по категориям В, С1, С2. Запасы категории С2 выделены только по пласту Ю11Л. Категория В выделена в пределах площади, характеризующейся хорошей степенью изученности добывных возможностей пласта и его параметров. Запасы категории С1 выделены по площади, разбуренной только разведочными скважинами, в которых получены промышленные притоки нефти. Площадь запасов категории С2 примыкает к запасам категории С2 и ограничена линиями выклинивания пласта коллектора.В целом подсчетные параметры и геологические запасы нефти достаточно обоснованы. Подсчетные параметры определены по геолого-геофизическим материалам разведочного и эксплуатационного бурения, соответствующих структурных построений, лабораторных анализов керна, результатов интерпретации ГИС, определения физико-химических свойств глубинных и поверхностных проб жидкостей и газов, гидродинамических исследований скважин, результатов испытания скважин.В целом по месторождению начальные геологические запасы нефти категорий B+C1 составили: 151223 тыс.т, категории С2 - 1734 тыс.т, из них по Томской области запасы категории В+С1 составили 121666 тыс.т, категории С2 - 1734 тыс.т, Тюменской области запасы категорий В+С1 - 29557 тыс.т.Запасы нефти категорий В+С1+С2 от общих по месторождению распределились следующим образом:пласт Ю10: категории В+С1 - 69125/33162 тыс. т (45%); КИН - 0,480;пласт Ю11: категории B+C1 - 74534/36839 тыс. т (49%); КИН - 0,494;пласт Ю11Л: категории B+C1 - 7564/3444 тыс. т (5%); КИН -0,455;пласт Ю11Л: категория С2 - 1734/789 тыс. т (1%); КИН-0,455.Запасы растворенного газа были подсчитаны в количестве по категориям B+C1 - 5665 млн м3, категории С2 - 68 млн м3. [1,6].3. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ3.1 Основные проектные решения по разработкеТехнологическая схема разработки Первомайского месторождения составлена СибНИИНП и утверждена в 1978 г. Предусматривалось размещение 793 скважин основного фонда (554 добывающих и 239 нагнетательных) по трехрядной блоковой системе с поперечным разрезанием залежи на 17 блоков. Расстояние от добывающего до нагнетательного ряда 600 м, между добывающими скважинами 500 м и между нагнетательными скважинами в ряду - 350 м. Максимальный уровень добычи нефти - 2.7 млн. т/год, рассчитан на восьмилетний период (1985-1992 гг.). С начала разработки предусмотрена закачка воды и механизированный способ эксплуатации. По материалам эксплуатационного и разведочного бурения ЦКЗ РФ в 1992 г. рассмотрены и утверждены результаты пересчета запасов по месторождению . Начальные балансовые и извлекаемые запасы при этом сократились и составили по категории В+С1: балансовые -129.796млн.т., извлекаемые - 53.689 млн. т. [7].Проектные решения в течение первых семи лет (1981-1987 г.г.) после ввода месторождения в разработку в 1981 г. (проект 1978 г.), не выполнялись. Ввиду отставания по вводу скважин (ежегодно на 7.3 -22%), фактические уровни добычи нефти были ниже проектных в среднем на 270 тыс. Фактический период реализации максимальной проектной добычи нефти продолжался в течение 5 лет (1988 - 1992) вместо 8 лет по проекту. При этом первые 4 года фактические уровни добычи превышали максимальный проектный на 272-475 тыс. т. (10.1-17.6 %). Пик максимальной фактической добычи (3175 тыс. т) пришелся на 1990 г., а 1992 г. стал последним годом реализации проектной добычи (2702.1 тыс. т). Реализация проектных уровней добычи стала возможной благодаря более высоким фактическим дебитам нефти. Если сравнить с проектными, то они из-за необходимости стабилизации годовых отборов нефти на более длительный срок, согласно требований РД (1976г.), были искусственно занижены в технологической схеме. [7].Превышение фактических дебитов обусловлено более широким использованием в эксплуатации производительных ЭЦН (благодаря характеристике пластовой нефти: газосодержание 49.6 м3/т, низкое давление насыщения-6.3 МПа), вместо предполагавшихся в технологической схеме ШГН. Ежегодная (с 1984 г.) добыча жидкости ЭЦН в среднем в 3.3 раза превышала объем добычи жидкости ШГН. 1993 - 1995 г.г. характеризуются ежегодным снижением добычи нефти, в1993 году падение составило 15.8 %, в 1994 и 1995 г.г. скорость падения добычи снизилась до 10.2 и 9.7 %, соответственно, благодаря массовому проведению на месторождении гидроразрыва. Проведение ГРП замедлило темп падения дебита действующих скважин по нефти, к концу 1995 года, фактический дебит действующих по нефти превышал проектный на 26.5 %, по жидкости на 25.1 %, при меньшей, чем по проекту на 1.1 % фактической обводненности. В 1996 г. происходит дальнейшее снижение годовой добычи нефти (рис. 2.1), однако темп снижения теперь составляет 6.9 % к уровню 1995 г. (183.7 тыс. т против 197.4 тыс. т в 1995г). Наряду с тем, что фонд добывающих скважин на конец 1996 г. снизился по сравнению с 1995 г. на 5.3 % (24 скв.), коэффициент использования скважин увеличился до 0.682 (в 1995 г. - 0.663) Указанные факторы в некоторой степени замедлили, но не остановили снижение фактических дебитов нефти действующих скважин. Так, в 1996 г. дебит действующих скважин по нефти снизился к уровню 1995 г. на 7.9 % (1.3 т/сут) при увеличении обводненности на 5.1 %. Это объясняется переводом обводнившихся скважин механизированного способа эксплуатации на фонтанный. Количество скважин, работающих на ЭЦН, уменьшается на 13.6 % (18 ед.), по сравнению с 1995 г, на ШГН - на 13.1 % (30 ед.). \sРис. 3.1. Добыча нефти на Первомайском месторожденииВ 1997 г. проектный уровень добычи нефти (1651.1 тыс. т) реализован на 95.9% (1583.2 тыс.т). Обводненность продукции (34.1 %) практически соответствует проектной (34 %). По отношению к проектному (15.0/22.8 т/сут) фактический среднегодовой дебит нефти/жидкости за 1997 г. (15.5/23.4 т/сут) был на 3.3/2.6% (0.5/0.6 т/сут) выше. В 1997 г. удалось достигнуть проектный КИН (0.209). Одним из основных факторов, сдерживающих темп падения добычи нефти, является продолжающийся эффект от ГРП, выполненных в период с 1993 по 1996 г.г., который составляет 277 тыс. т нефти, а также проведение 15 операций ГРП в 1997 г. (73.9 тыс. т нефти). 1998 г. характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти к уровню 1997 г. (на 122 тыс. т -7.7 %). Одним из факторов, сдерживающих темп падения добычи нефти в 1998 г., был продолжающийся эффект от ГРП периода 1993-1997 г.г., выполненного на 77 скв., за счет чего дополнительно добыто 344.2 тыс. т нефти (23.4 % всей добычи за год). Коэффициент использования фонда добывающих скважин уменьшился до 0.73. Дебит нефти в 1998 году по действующим скважинам по сравнению с 1997 г незначительно снизился (0.5 т/сут) и составляет 15 т/сут. Обводненность продукции в течение 1998 г. снизилась на 1.6 % и составила 32.5 %, что объясняется уменьшением обводненности скважин, работающих на ШГН (на 6.2 % по сравнению с 1997г.). В 1999 г. увеличивается темп снижения добычи. Нефти добыто на 13.6 % (198.6 тыс. т) меньше чем в 1998 г. (122.4 тыс. т). За счет ГРП периода 1993 -1997 г.г. получено дополнительно 285.3 тыс. т нефти, что составляет 22.6 % от годовой добычи (1262.2 тыс. т). В 1999 году значительное увеличилась обводненность скважин (на 7.3 %) по сравнению с 1998 г., произошло уменьшение дебитов нефти/жидкости добывающих скважин (20.7/12.5 т/сут) на 6.8/16.7 % (1.5/2.5 т/сут), соответственно. По отношению к проектному (14.1/23.2 т/сут), фактический среднегодовой дебит нефти за 1999 г. был на 11.3 % (1.6 т/сут) ниже. Фактическая обводненность продукции скважин (39.8 %) незначительно отличается от проектной (39.0). При отставании фактического фонда добывающих скважин (365 ед.) от проектного (376 ед.) на 3 %, а действующего на 7.9 % , в 1999 г. проектный уровень добычи нефти (1567.6 тыс. т) был реализован на 80.5 %.2000 г. характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти к уровню 1999 г. (на 162.5 тыс. т -12.9 %), при этом темп снижения уменьшился на 22.2 % к уровню темпа снижения прошлого года (рис. 2.2.). Уменьшение тенденции к снижению добычи обусловливается проведением 8 операций ГРП (дополнительно добыто 45.5 тыс.т. нефти).В 2001 г. значительно (до 0.658) снизился коэффициент использования фонда (2000 г. - 0.779), сократился фонд действующих скважин до 240 ед. (2000 г. - 298ед.). Благодаря продолжающейся эффективности ГРП (1993-1997, 2000-2001 гг.), дополнительная добыча составила 374.1 тыс. т. нефти, что составляет 37.5% от годовой добычи (997.7 тыс.т). Из новых добывающих скважин получено 9.3 тыс. т. нефти, из скважин выведенных из бездействия (2000-2001 гг.) - 47.8 тыс. т. Дебит нефти действующих скважин повысился на 7.5% (0.8 т/сут) к уровню 2000 г., отставая при этом от проектного 2001 г. (12.8 т/сут) на 11%(1.4 т/сут). Низкий коэффициент использования фонда, обводненность продукции (46.5 %) выше проектной (43.6%), несоответствие ввода новых добывающих скважин (6 ед.) проекту (11ед.) обусловило в 2001 г. реализацию лишь 71.6% (997.7 тыс. т) проектного уровня добычи нефти 1393 тыс. т. В 2006 году фактическая добыча нефти составила 616,4 тыс. т (91,3% от проекта). Фактическая добыча жидкости - 2045,5 тыс. т, что на 4,4% превышает проектное значение.В 2006 году было возобновлено бурение в западной части месторождения (куст №52). Пробурено и введено 12 скважин, добыча за счет которых составила 25,2 тыс. т, что ниже проектного значения 54,9 тыс. тонн.В 2007 году проектный добывающий эксплуатационный фонд должен соответствовать 156 скважинам, действующий - 140 скважин. Фактически эксплуатационный фонд составляет 167 единиц, действующий -136. Фактическая добыча нефти составила 712,6 тыс. тонн.В 2008 году управлением ОАО Томскнефть ВНК был составлен план ГТМ на пять лет, в который входит бурение новых скважин. Соответственно было пробурено, согласно намеченному плану, и введено 10 скважин в западной части месторождения (куст №63) и 3 скважины в восточной части месторождения (куст №1р., куст№1к.)В 2009 году продолжается вестись бурение и освоение более отдаленных объектов согласно плану . Подрядной организацией по бурению является ОАО Сибирская Сервисная Компания, которая выполняет свою работу качественно, в полном объеме и в намеченные сроки. В этом году было разбурено и введено 12 скважин юго-западной части месторождения (куст№61,№2281р,№2289р,№2288р.). Фактический эксплуатационный фонд составляет 179 единиц, действующий - 127. Фактическая добыча нефти составила 828 тыс. тонн.\sРис. 3.2. Добыча жидкости на Первомайском месторождении3.2 Структура фонда скважинРазбуривание основного проектного фонда скважин в соответствии с проектными решениями по реализации трехрядной блоковой системы, начато в 1982 г, а завершено в 1994 г. Пробурено 867 скважин основного фонда (605 добывающих и 236 нагнетательных 26 водозаборных скважин) при реализации 95.7 % проектного метража (2316 тыс.м). Проектный фонд реализован на 79,7% (таблица 3.2).Месторождение введено в разработку без проведения пробной эксплуатации в 1981 г. (разведочные скважины №№ 256, 257, 258, 270, 275). За истекший период (1981-2006г.) в эксплуатации залежи участвовало 723 скважин обеспечивших на 1.01.2007 г. отбор 53.9 % (39622,4 тыс. т.) от утвержденных извлекаемых запасов. [7].Из таблицы 3.1 следует, что большая часть накопленной добычи нефти (96.5 %) реализована механизированным способом, при этом доля добычи ЭЦН составила 85,5% , ШГН - 12.1 % и лишь 2,4% приходится на фонтанный способ эксплуатации (рис. 3.3).Таблица 3.1Распределение накопленных отборов нефти по способам эксплуатации на Первомайском месторождении на 1.01.2008 г.ПоказателиСпособ эксплуатацииВсего: ФонтанЭЦНШГННакопленный отбор нефти, тыс.т1332,431355,88452,841141,0Накопленный отбор жидкости, тыс.т6682,339561,713052,059296,0Обводненность с начала разработки, %92696675,6 Таблица 3.2Характеристика фонда скважин Первомайского месторождения на 01.01.2007 г.Категория скважинХарактеристика фондаКоличество скважинДобывающие1 Пробурено, в то числе:605-основных569-разведочных362 Всего скважин, в том числе:569-действующие126-бездействующие28-в ожидании ликвидации212-в консервации74-наблюдательные11-пьезометрические55-переведены под закачку53-ликвидированные4-специальные (водозаборные)1-выведенные из фонда53 Осталось для бурения-основных163Нагнетательные1 Прбурено, в том числе236-под закачку63-бездействующие87-в освоении после бурения3-в консервации14-пьезометрические12-нагнетательные2-в отработке на нефть8-в ожидании ликвидации42-специальные (водозаборные)1-ликвидированные42 Осталось для бурения57СпециальныеПробурено, в том числе:26-водозаборные26из них-действующие5-бездействующие18-в освоении прошлых лет2-ликвидированные1Всего:867В течение 2009 г. в эксплуатации участвовало 179 скважин, обеспечивших годовую добычу нефти 828 тыс.т. (таблица 3.3)Как видно из таблицы 3.3, годовая добыча по месторождению, в сравнении с 2006 годом, выросла на 25%, средний дебит по нефти вырос до 18,0 т/сут, обводненность возросла на 7,3 %. Действующий фонд на конец года увеличился на 12 единиц, в основном, за счет ввода новых скважин из бурения.Основным способом эксплуатации скважин в течение всего периода разработки является механизированный. Такая же закономерность сохранилась и в последние годы, 83% от общей добычи нефти приходится на скважины, оборудованные ЭЦН, 1,2% на скважины, оборудованные ШГН, на долю фонтанного способа всего 0,7%, несмотря на то, что количество скважин оборудованных ШГН и фонтанный способ эксплуатации составляют почти половину всего фонда (рисунки 3.3-3.4). Таблица 3.3Результаты эксплуатации добывающего фонда в 2006/2009 гг.ПоказателиСпособ эксплуатацииВсего:ФонтанЭЦНШГНРЭД20062009200620092006200920062009200620091.Кол-во скважин в эксплуатации. ед.4341901093229201671792.Годовая добыча нефти, тыс.т4,26,5510,5808,07,28,794,60616,58283.% добычи от общей0,70,782,8182,811,21,215,301001004.Годовая добыча жидкости, тыс.т49,689,01799273662,582,8134,80204529085.Среднегодовая обводненность, %91,591,071,665,088,587,029,9069,9746.Среднесут.дебит нефти, т/сут 0,81,022,827,01,62,0132,8016,818,07.Среднесут.дебит жидкости, т/сут 9,87,880,492,213,615,1189,3052,562,78.Действующий фонд, ед35317981201520136127\sРис. 3.3. Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатацииСледует отметить, что технологической схемой разработки основным способом эксплуатации предусматривался механизированный, главным образом глубинно-насосный способ (ШГН). Благоприятные физико-химические свойства нефти (низкое давление насыщения - 6.3 МПа и невысокое газосодержание - 50 м3/т) и первые результаты эксплуатации скважин фонтанным способом, показали более рациональной эксплуатацию скважин с помощью ЭЦН [2,4].Дебиты жидкости ЭЦН характеризуются относительной стабильностью и достаточно высокими (для верхнеюрских коллекторов) значениями, превышая аналогичные показатели (за весь период разработки) фонтанного способа эксплуатации и ШГН соответственно в 6.2 и 3.0 раза, особенно эти различия усилились в 2000 - 2001 г.г., когда дебит скважин с ЭЦН в результате перевода их на интенсивный режим эксплуатации при низком забойном давлении вырос в полтора раза. Практически больше половины накопленной добычи ЭЦН (52.8 % - 14349 тыс.т) получена из 90 скважин (17.6 % от общего количества ЭЦН), характеризующихся накопленными отборами нефти от 100 тыс.т. и выше. Фонд добывающих скважин на 1.12.2008 г. составил 163 ед., в т. числе действующий - 119 ед. (73%), бездействующий - 44 ед. (27%). Основным способом эксплуатации скважин в течение всего периода разработки является механизированный. Такая же закономерность сохранилась и в последние годы, 83% от общей добычи нефти приходится на скважины, оборудованные ЭЦН, 1,2% на скважины, оборудованные ШГН, на долю фонтанного способа всего 0,7%, несмотря на то, что количество скважин оборудованных ШГН и фонтанный способ эксплуатации составляют почти половину всего фонда (рис 2.4). \sРис.3.4. Распределение фонда действующих скважинпо способу эксплуатации на 01.12.2009 г. Таблица 3.4 Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2007 г.Обводненность%Дебит нефти, т/сутИтогоДо 22-55-1010-2020-5050-1000т 100до 5%112от 5 до 20%1126111от 20 до 50%236112от 50 до 80%1358219от 80 до 90%14391229от 90 до 95%1567129от 95 до 98%226129от 98 до 100%55Итого571621122091136 Таблица 3.5 Распределение действующего фонда скважин по дебетам нефти и накопленной добыче по состоянию на 01.01.2007 г.Дебит нефти, т/сутНакопленная добыча нефти, тыс.т.Итого0-55-2020-5050-100100-200200-350>3500-5351113761735-102125742110-2023521220-505164211950-100112239100-15011>15011Итого45161519251151364. АНАЛИЗ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ПРОДУКТИВ-НОСТИ СКВАЖИН И УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТАНа Первомайском месторождении в разное время разработки в целях увеличения добычи нефти производились геолого-технические мероприятия, направленные на увеличение нефтеизвлечения. Были применены следующие методы воздействия на призабойную зону: гидравлический разрыв пласта, оптимизация, дополнительная перфорация, глинокислотная обработка.4.1. Анализ мероприятий по гидроразрыву пластаИз всех применявшихся методов повышения нефтеизвлечения на Первомайском месторождении (кислотные обработки, пороховые генераторы давления, дополнительная перфорация), наиболее эффективным оказался гидроразрыв пласта