Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения

ОАО "Татнефть" - ведущее предприятие топливно-энергетического комплекса России. Разработка скважин Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения; применение ресурсосбегающих технологий; их экономическая эффективность и экологическая безопасность.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

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

«Татнефть» внесла большой вклад в мировую науку и практику. Нефтян и ки Татарстана впервые в отечественной практике освоили технологию и нак о пили ценный опыт ускоренного освоения нефтяных ресурсов, добились общепризнанных в нефтяном мире достижений в вопросах интенсификации д о бычи нефти, увеличения нефтеотдачи пластов, поддержания пластового давления. «Татнефть» всегда была и есть предприятие самых передовых методов разработки нефтяных месторожд е ний.
История нефтяной промышленности Татарстана начинается офиц и ально с 1943 года - именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторожд е ние нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.
Июль 1943 года - открыто первое нефтяное месторождение промышле н ного значения в Шугурове. Скважину №1 (суточный дебит 20 тонн.
1943-1946 гг. - открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.
1948 год - открыто Ромашкинское месторождение - одно из крупне й ших в мире.
Начало этапа интенсивной разработки - получена нефть из девонских песчаников на скважине №3 (суточный дебит 120 тонн.)
За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополн и тельная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидродинамических методов повышения нефт е отдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т
Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов п о лучено 11,4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.
Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборудов а ния и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 р а ционализаторских предложений и изобретений с эффектом 82,6 млн. рублей. Более 40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и методов отдачи пл а стов.
Разработанные в ОАО «Татнефть» технологии получили широкое распр остранение в регионах СНГ. Ими заинтересовались зарубежные нефтяные компании, в том числе - Италии, Ирана, Египта, Китая. Все они имеют ресурсосбегающую направленность, экономически выгодны и экологически безопасны.
В связи с изменившимися условиями эксплуатации нефтяных месторождений и естественным падением добываемой нефти в ОАО «Татнефть» ведется планомерная работа по сокращению попутно добываемой воды, вывода из эксплуатации нерентабельных высокообводненных и малодебитных скважин.
Для этих целей разработаны и широко внедряются высокоэффективные технологии и оборудование. Все ремонты скважин сопровождаются тщательной подготовкой, исследованием и подбором подземного оборудования. Принятые меры позволяют поддерживать высокий уровень межремонтного периода скважин, который является одним из самых высоких в нефтяной отрасли России.
Зай-Каратайская площадь Ромашкинского месторождения расположена на территории Лениногорского и Альметьевского районов Татарстана.
В орографическом отношении изучаемая территория представляет собой равнину, подвергшуюся процессам денудации. Рельеф поверхности в знач ительной мере определяется наличием многочисленных оврагов, балок, долин, образованных действием рек.
Абсолютные отметки рельефа колеблются от +140м до +340м. Климат умеренно-континентальный. Средняя январская температура -14,5°С, июльская +19,0°С. По растительному покрову данная температура относится к лесостепи.
Наибольшее количество осадков выпадает в июле - до 44мм, минимальное в феврале - до 12мм.
Ближайшими крупными реками являются Волга, Кама, а мелкими Шушма, Зай-Каратай, Мошкара, Вязовка, Кувак.
В геологическом строении Зай-Каратайской площади принимают участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.
Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами.
Общая толщина осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Пласт сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречается прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала.
Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических, серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов.
Толщина бийского горизонта в пределах площади изменяется от 0 до 10 м.
В живетском ярусе (D 2) выделяется старооскольский надгоризонт (D 2 st), объединяющий в своем составе воробьевский - D 2 vb (пласт ДIV), ардатовский - D 2 ar (пласт ДIII), муллинский - D 2 ml (пласт ДII) горизонты.
Пласт Д IV представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтен а сыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевритовых пород, а также зеленовато-серых карбонатных пород с остатками фауны. Отложения горизонта с разм ы вом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом Д IV .
Толщина воробьевского горизонта колеблется от 0 до 19 м.
Пласт ДIII выделен в пределах нижней пачки ардатовского горизонта и слагается глинистыми алевролитами, пятнисто окрашенными, с подчиненными прослоями оолитовых, шамозитово-сидеритовых руд и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми.
Толщина пласта может достигать 10-12 м. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади электрорепер "средний известняк", который представлен буровато-серыми, темно-серыми, органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами.
По кровле залегающих выше глинистых темно-серых пород проводится верхняя граница ардатовского горизонта, общая толщина которого меняется от 18 до 28 м.
Пласт ДII выделяется в пределах нижней алеврито-песчаной пачки в составе муллинского горизонта, который развит на всей территории месторождения. Он сложен темно-серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками.
Для верхней пачки характерно присутствие зеленовато-серых и черных тонкослоистых аргиллитов и коричневато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Верхняя граница муллинского горизонта проводится по кровле глинистой пачки над пластом ДII.
Толщина изменяется от 4 до 25 метров.
В разрезе верхнего девона выделяют франский (Д 3 fr) и фаменский (Д 3 fm) ярусы, подразделяющиеся на нижний, средний и верхний подъярусы.
К нижнефранскому подъярусу приурочены отложения пашийского (Д 3 р) и тиманского (Д 3 t) горизонтов. Пашийский горизонт (в промысловой практике индексируется как Д 1 ) сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов.
Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов песчано-алевритовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов 0,1мм). Толщина горизонта составляет 50 м.
Залегающие выше по разрезу отложения тиманского горизонта выделяются в интервале, ограниченном регионально выдержанными реперами. В подошве это репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно-серыми, неравномерно глинистыми мелкозернистыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато- серые и шоколадно-коричневые аргиллиты.
В основном в разрезах скважин северных площадей в средней части горизонта прослеживаются песчано-алевритовые отложения пласта Д 0 , которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми, зеленовато-серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты зеленовато-серые. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками.
Толщина тиманского горизонта изменяется от 24 до 28 м.
В разрезе среднефранского подъяруса выделяются отложения саргаевского, семилукского и речитского горизонтов.
Отложения саргаевского горизонта (Д 3 sr) залегают с размывом на нижележащих тиманских образованиях и представлены известняками темно-серыми, мелко- и тонко-зернистыми, в различной степени перекристаллизованными. В верхней части встречаются прослои брекчиевидного известняка.
Толщина горизонта колеблется от 4 до 9 м.
Для отложений семилукского горизонта (Д 3 sm) характерно наличие темно-серых, битуминозных, органогенно-обломочных, брекчиевидных, окремнелых, участками сильно трещиноватых известняков, с прослоями мергелей и горючих сланцев.
Толщина горизонта изменяется в пределах 40-50 м.
Отложения речитского горизонта залегают с размывом на отложениях семилукского горизонта и представлены микро- и разнозернистыми серыми и темно-серыми, перекристаллизованными, прослоями органогенными известняками.
Толщина горизонта изменяется от 35 до 50 м.
В пределах верхнефранского подъяруса (Д 3 fr) выделяются воронежский (Д 3 vr), елановский (Д 3 el), ливинский (Д 3 lv) горизонты.
Характерным для этих горизонтов является сложение их известняками серыми, темно-серыми, в различной степени глинистыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными и кальцитизированными. Для воронежских образований характерно наличие трещиноватых и брекчиевидных прослоев, а для евланово-ливенских органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками.
Общая толщина образований подъяруса может достигать 115 м.
Выделенный в составе фаменского яруса нижнефаменский подъярус (Д 3 fm 1 ) представлен задонским (Д 3 zd) и елецким (Д 3 el) горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложены серыми известняками микрозернистыми, стилолитизированными, доломитизированными, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита.
Толщина подъяруса может достигать 140 м.
Для отложений среднефаменского подъяруса (Д 3 fm 2 ) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелко кавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуростилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко- и разнозернистые, известковистые.
Рис. 1. Размещение площадей со схемами заводнения горизонта Д1 Рома ш кинского месторождения
I - контур залежи горизонта Д1; II - линии разрезания; III , V - границы площадей; IV -очаги заводнения на площадях.
Площади: 1 - Миннибаевская, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловская, 4 - Зеленогорская, 5 - Южно-Ромашкинская, 6 - Зай-Каратайская, 7 - Альметье вская, 8 - Северо-Альметьевская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Сулеевская, 11 - Северо-Азнакаевская, 12 - Центрально-Азнакаевская, 13 - Южно-Азнакаевская, 14 - Чишминская, 15 - Березовская, 16 - Ташлиярская, 17 - Западно-Лениногорская, 18 - Куакбашская, 19 - Холмовская, 20 - Кармалинская, 21 - Южная, 22 - Восточно-Лениногорская, 23 - Сармановская, 24 - Уральская.
Толщина горизонта изменяется от 51 до 73 м.
Верхнефаменский подъярус (Д 3 fm 3 ) сложен известняками серыми и светло-серыми, в основном тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, с неровными поверхностями напластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение.
Толщина колеблется в пределах 58-68 м.
Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой асимметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды.
Основным структурным элементом, контролирующим распределение нефтяных залежей Ромашкинского месторождения, является Южный купол Татарского свода структура первого порядка. Эта структура четко вырисовывается по поверхности кристаллического фундамента и по всем маркирующим поверхностям девона и карбона.
В юго-западной части месторождения, охватывая территорию Миннибаевской, Зай-Каратаевской, Куакбашской, а также западные части Абдрахмановской и Южно-Ромашкинского площадей, расположена первая терраса.
В этом районе фундамент имеет несколько пониженное положение, а по вышележащим отложениям оно наиболее высокое, поэтому в пределах террасы осадочные отложения имеют наибольшую толщину.
Сама Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный склон юго-западного направления. На фоне общего погружения в районе скважин №№ 62, 3553, 595 отмечается небольшой прогиб амплитудой около 5 метров, почти меридионального простирания.
В районе скважин № 3549, 3548 изогипсой 1400м оконтурено небольшое поднятие. Наклон слоев незначительный, не превышающий 0 0 70 1 . Западнее скважин №№ 406, 3548, 99 пологое погружение переходит в восточный борт Акташско-Ново-Елховского прогиба с углами наклона до 1 0 50 1 .
Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учётом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, ёмкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм 2 , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм 2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объёмом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.
Так средняя толщина пластов, представлены высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту «б1» до 3,8 м. по пласту «б3».
При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43-0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведённых данных видно: проницаемость пласта «г1» составляет 0,666 мкм 2 , а пласта «б» - 0,939 мкм 2 , при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм 2 .
Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глиностью менее 2% в 2 раза выше пластов с глиностью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.
Таким образом, проведённое геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт «г2» отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту «в». Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки засов нефти по пласту поставить их в равные условия.
1.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Физико-химические свойства нефти и газа на Зай-Каратайской площади определялись как по глубинным (пластовым) пробам, так и по пробам, отобранным на поверхности. Отбор и анализ проб нефти на поверхности производились лабораторией подготовки нефти ТатНИПИнефть . Нефть горизо н та Д1 Зай-Каратайской площади, как и всего Ромашкинского месторождения в ц е лом, является сернистой (содержание серы 1,24%), высокосмолистой (соде р жание смол 33,8%) и парафинистой (парафинов 2,8%). Содержание кокса 5,01%, удельный вес нефти на поверхности составляет 0,862 г/см3.
При разгонке нефти были получены следующие фракции: бензин (темп е татура кипения до 200 0 С) - 26,9%, керосин (температура кипения до 200-300 0 С) - 19,5%.Усадка пластовой нефти в среднем составляет 14,67%, газовый фактор - 58,27 м 3 /т.
Аммоний, определенный лишь по одной пробе (по скважине №13) содержится в количестве 229,90 мг-экв/л.
Содержание брома в водах горизонта Д1 значительное от 779,22 до 941,52 мг/л и может считаться промышленным.
Гидрохимические коэффициенты варьируют в следующих пределах:
Пониженные величины 1,3 и 1,5 коэффициентов и повышенные 2 и 4 коэффициентов свидетельствует о значительной закрытости структуры и глуб о кой метаморфизации пластовых вод.
Следует отметить, что для Зай-Каратайской площади характерна пов ышенная температура пласта - 38,42 0 С, с чем связана несколько пониженная вязкость пластовой воды на Зай-Каратайской площади по сравнению с другими площадями Ромашкинского месторождения.
При водонапорном режиме нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды.
Данный режим проявляется, если продуктивный пласт гидродинамически связан с поверхностью земли или же с трещинами в её поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода, при однородном строении пластов и мощных коллекторах. При этом контур питания часто находится сравнительно недалеко от залежи, что обеспечивает пополнение жидкости в пласте с отбором из него нефти.
В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти является основным показателем определяющим изменение пластового давления.
В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление постоянно, либо медленно снижается, однако в течение всего периода разработки залежи оно выше давления насыщения. Поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени.
Под действием напора краевых и подошвенных вод происходит постепенное перемещение контура нефтеносности и обводнение эксплуатационных скважин ведущие к падению добычи нефти.
Водонапорный режим является самым эффективным из всех остальных. Для него характерен очень высокий коэффициент нефтеотдачи, иногда до 0,9. Такая нефтеотдача достигается при оптимальных темпах отбора.
На залежи применяется следующая схема бурения:
1. Под направление скважина бурится на воде.
2. Под кондуктор бурится турбобуром на воде.
3. Под эксплуатационную колонну из-под кондуктора до глубины 900-1000м и бурится на воде.
4. С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.
5. Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.
Все скважины имеют одноколонную конструкцию. Направление диаметром 324мм с толщиной стенки 9-10мм спускается на глубину от 30 до 41м. Кондуктор 245мм с толщиной стенки 8-10мм, спускается на глубину от 165 до 32 м. Эксплуатационная колонна диаметром 146 и 168мм спускается на глубину от 1669 до 1838м. толщина стенки эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах - 8мм, в добывающих - 7мм; 7 и 8мм, 8 и 9мм, в зависимости от результатов расчета по данным конкретных условий эксплуатации скважин. Для обеспечения нормальных условий бурения, закачивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр. Тампонажный раствор за направлением и кондуктором поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной - как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Осложнения в бурении, заключающиеся в осыпании пород происходит, как правило, в интервале кыновских глин и приводит к прихвату инструмента. Кроме того, имеют место участки с высоким пластовым давлением выше и нижележащих пластов, что может привести к проявлению, выбросу или открытому фонтану.
Первый подсчет запасов нефти по Зай-Каратайской площади был проведен в 1962 году, в соответствии с которым балансовые запасы составили 141677 тыс. т., извлекаемые - 69423 тыс. т. Далее запасы пересчитывались в 1976 году, 1986году и в 1995 году. По состоянию на 1.01.1996 год они составили 69957,4 тыс. т. Произошло увеличение извлекаемых запасов за счет возрастания степени разбуренности площади и уточнения границ распространения коллекторов.
Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на 1.01.2002 равны 140139 тыс. т. балансовых и 64759 тыс. т. извлекаемых. Все запасы отнесены к категории А.
Распределение извлекаемых запасов нефти по пластам очень неравномерно. Наибольшая доля запасов, соответственно 28%, 24%, 15,4%, приходится на пласты Д 1 г 2 , Д 1 в, Д 1 б 3 , а наименьшая на пласты Д 1 д, Д 1 б 1 , Д 1 а (соответственно 2,0%, 4,3%, 5,4%). Пласты Д 1 б 2 и Д 1 г 1 по доле начальных извлекаемых запасов занимают промежуточное положение и на них приходится 8,9% и 12%.
Распределение запасов нефти по группам коллекторов Зай-Каратайской площади также неравномерно. Преобладающая часть запасов приходится на высокопродуктивные неглинистые коллекторы (79,85) и лишь незначительная часть (соответственно 13,0% и 7,2%) - на высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные коллекторы.
Коэффициент нефтеизвлечения в целом по блоку составляет 0,65.
2.1 Анализ текущего состояния разработки
В разработку площадь введена в 1956 году и в настоящее время находится на четвертой стадии разработки. Поздняя стадия разработки горизонта Д 1 характеризуется снижением добычи нефти за счет истощения запасов горизонта, прогрессирующим обводнением пластов и скважин, выбытием значительной части скважин из разработки и снижением эффективности ГТМ (геолого-технических мероприятий). Большую часть остаточных запасов составляют трудноизвлекаемые запасы низкопродуктивных терригенных пластов небольшой толщины.
С начала разработки наблюдается интенсивное увеличение обводненности до 1987 года (85%). После 1988 года обводненность стабилизировалась и находилась в пределах 87-88%. С 1997 года отмечается снижение обводненности добываемой продукции до 85%, что объясняется эффективным регулированием процесса разработки, выбытием высокообводненных скважин, применением большого объема методов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих изоляцию водопроводящих зон пласта.
На Зай-Каратайской площади эксплуатационный фонд скважин к 01. 01. 2011 г. Составил 583, из них действующих скважин 487.
Скважины эксплуатируются механизированным способом: ШГН-418 (85,8%) и ЭЦН-69 скважин (14,2%).
Бездействующий фонд на 01.01.11. составил 96 скважин или 16,5% от эксплуатационного фонда из-за ожидания смены оборудования, по 8 скважинам требуется проведение капитального ремонта, 2 скважины переведены в бездействие по другим причинам.
На залежи 32 контрольных скважины, из них:
Наблюдательный фонд используются для контроля за разработкой.
В консервации находится 40 скважин.
Ликвидированных скважин - 90, из них:
В ожидании эксплуатации находится 5 скважин.
Ликвидированные скважины составляют 15,4% от эксплуатационного фонда скважин.
Дающие техническую воду - 5 скважин.
Также показателями работы скважин, оборудованных ШСН является дебит, обводненность продукции, межремонтный период работы скважин (МРП).
В таблице 1 приведены основные показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН за период с 2009 по 2011 год.
Показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН
Из таблицы видно, что за последние три года отмечается повышение действующего фонда скважин с 2009 по 2011 год с 398 до 583 скважин, эксплуатационный фонд скважин увеличился за последние 3 года на 185 скважин.
Средний суточный дебит по жидкости за анализируемый период с 2009 года до 2011 снизился с 6.3 м 3 /сут до 4.9 м 3 /сут. В 2011 году произошло уменьшение на 1.4 м 3 /сут по сравнению с 2009 годом.
Уменьшение среднесуточного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерентабельных скважин, а так же за счет вывода из бурения малодебитных скважин.
Анализ среднесуточного дебита по нефти показывает постоянную тенденцию снижения его величины из-за роста обводненности продукции, а так же из-за снижения продуктивности скважин.
За период с 2009 по 20011 года средне суточный дебит по нефти снизился на 0.9т/сут. Время работы скважин между последовательно проводимыми ремонтами называется межремонтным периодом МРП. Он определяется для каждого способа эксплуатации по формуле:
где, Т - суммарное время данного способа эксплуатации скважин за данный период, сут.
Р - количество ремонтов на скважинах данного способа эксплуатации за тот же период.
МРП зависит от многих факторов правильного подбора оборудования, организациями эффективной борьбы с парафином, солеотложениями, постановкой исследовательских и профилактических работ.
Большое значение приобретает точность определений коэффициента продуктивности, потому что некоторые данные о параметрах пласта обуславливают правильный подбор оборудования скважины - в результате низкий МРП.
В 2009 -2011 годах в связи с неприемом нефти с товаротранспортными организациями было много вынужденных остановок скважин, в результате чего произошло искусственное снижение МРП скважин.
2.3 Динамика технологических показателей ра з работки
По состоянию на 1.01.11 г. из продуктивных пластов горизонта Д 1 Зай-Каратайской площади отобрано 73,599 млн.т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор - 1,76.
В 20011 г. с площади отобрано 420 тыс.т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс.т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водонефтяной фактор - 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 МПа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м 3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 % . Фонд нагнетательных скважин на 1.01.11 г. равен 155, из которых 21 остановлена по технологическим причинам.
Максимальная добыча нефти 3,893 млн.т. была достигнута в 1971 г. Добыча в 3-3,9 млн.т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972 г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986 г. С 1987 г. обводненность снижается. В 1997 г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по сравнению с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро сниж а ется.
С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродукти в ных - 4%.
Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки "Б" и пласту "В". Так, например, по пласту "Б 1 " осталось отобрать 0,3% извл е каемых запасов, по пласту "В" - 1,6%.
По пластам "А", "Б 2 ", "Б 3 " в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остато ч ных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного о т ставания.
Пласт “А” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487. В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “Б 1 ” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “Б 2 ” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б. В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “Б 3 ” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течение года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “В” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласт
Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Исторический материал, как одно из средств развития познавательной активности младших школьников на уроке математике
Реферат: Трибутные комиции
Сочинение Мудрость Народов
Реферат: Аналитические свойства решений системы двух дифференциальных уравнений третьего порядка
Дипломная Работа На Тему Внешняя Политика Франции После Президентства Де Голя
Курсовая работа по теме Развитие машиностроения в Украине
Материальная Ответственность Курсовая
Реферат На Тему Требования Охраны Труда
Система Органов Человека Реферат
Почему Люди Творят Зло Эссе
Дипломная работа по теме Разработка проекта автоматизации бизнес-процесса компании ЗАО 'ФМ Ложистик Кастомс'
Дипломная работа по теме Совершенствование методики оценки поставщиков на ОАО 'Заинский механический завод'
Курсовая работа по теме Інноваційні технології приготування страв та напівфабрикатів з сільськогосподарської птиці
Реферат Олимпийские Игры Древности И Современности
Аптечная Организация Реферат
Сочинение На Тему Герой Русского Фольклора Садко
Педагогическая Деонтология Диссертация
Доклад по теме Гносеологические корни логистики
Шпаргалки: История экономики
Практическое задание по теме Основні положення електронної комерції
Управление затратами на производственных предприятиях - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Работа заместителя командира роты по воспитательной работе по формированию готовности подчиненных к ведению боевых действий - Военное дело и гражданская оборона дипломная работа
Оценка финансового состояния: эффективность деятельности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа