Борьба с осложнениями при разработке пласта БВ8 Дружного месторождения"-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ

Борьба с осложнениями при разработке пласта БВ8 Дружного месторождения"-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ
Пояснительная записка к дипломному проекту на тему "Борьба с осложнениями при разработке пласта БВ8 Дружного месторождения" Состоит из 132 страниц. Графическая часть содержит 11 листов: График разработки, Карта суточного отбора жидкости, Корреляция пласта БВ8, Карта изобар, Геологический профиль пласта, Технические чертежи и схемы. В пояснительной записке содержатся шесть разделов: Геологическая часть, Технологическая часть, Техническая часть, Экономическая част, Охрана труда, Охрана недр и окружающей среды. В работе проведен анализ разработки пласта БВ8 Дружного месторождения. Основное внимание уделено осложнениям при добычи нефти, снижающее в конечном итоге коэффициент нефтеизвлечения, а также методы борьбы с ними. Предложена энергосберегающая технология добычи нефти.
1.2. Анализ текущего состояния разработки пласта БВ8
Месторождение " Дружное " введено в пробную эксплуатацию в июне месяце 1978 года пуском разведочных скважин 131р, 132р, работающих по пласту БВ8 фонтанным способом. Месторождение введено согласно технологической схемы разработки, составленной СибНИНП в 1982году.
С октября месяца 1980 года начат ввод скважин из эксплуатационного бурения. По состоянию на 01.01.97 в добывающем фонде пласта БВ8 находились 197 скважин, проектный фонд 216 скважин. В фонде нагнетательных скважин находились 72 скв., проектный фонд 71 скв. Таким образом реализация проектного фонда добывающих скважин по пласту на 01.01.97г. близка к запланированному, а фонд нагнетательных скважин опережает проектный на 1 скважину. Однако имеет место отставание от проекта действующего фонда добывающих скважин - 188, вместо 202, то связано с большим процентом бездействующего фонда скважин. Основные причины бездействия связаны с ожиданием капитального и подземного ремонта скважин.
Практически весь фонд скважин механизированный.
С начала разработки на 01.01.97 добыто 14909,613 тыс. тонн нефти при проектной добыче 14667 тыс. т. или 27,6% от начальных извлекаемых запасов нефти.
За 1996 год в целом по пласту было добыто 902,423 тыс. тонн, что несколько превышает проектный уровень (на 170 тыс. тонн). Добыча жидкости составила 2913,808 т.т. при проектной 3182 т. т. соответственно обводненность 69 %, вместо 77 % по техсхеме.
Средний дебит 1 добывающей скважины по нефти в 1995 году равнялся 15,0 т/сут., в 1996 году 13,7 т/сут., при проектном 11,3 т/сут. Средний дебит 1 добывающей скважины превышает проектный.
Средний дебит 1 новой скважины по нефти на 1997 год составил 2,7 т/сут., при проектном 7 т/сут. Уменьшение среднего дебита новых скважин обусловлено сокращением эффективных толщин в районах бурения.
Обводненность новых скважин 57,5 %, вместо 77 % по проекту. В 1997 году закачено в пласт 3850,756 т.мЗ воды при проекте 3985 т.мЗ текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды достигла 118 %, в результате чего, наблюдается постепенное повышение пластового давления в первых добывающих рядах.
Средний дебит 1 добывающей скважины по жидкости составил 44,1 т/сут., при проектном 49,1 т/сут.
Падение добычи нефти в 1996 году составила - 95,216 т.т., при проектном - 262 т.т., соответственно - 9,5 % , при - 26,6 %.
В связи с этим можно сказать, что технологическое состояние залежи удовлетворительное.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Пласт БВ8 Дружного месторождения является одним из основных объектов разработки. Коллектор отличается неоднородностью, значительной глинизацией и сложным геологическим строением.
Результаты проведенных гидродинамических исследований показали, что пласт разрабатывается при водонапорном режиме, а дебиты скважин в начале эксплуатации изменялись в широких пределах от 3,3 до 133 т/сутки.
Доказано, что на больших участках площади пласт имеет малоэффективные нефтенасыщенные толщины, особенно в западной части, которые варьируют в пределах от 2,2 до 11,8 м.
Вследствие этого значительная площадь пласта БВ8 не разбурена.
Рекомендовано:
1.  Совершенствовать разработку пласта в восточной части залежи, где он имеет высокие коллекторские свойства.
2.  В зонах с низкой проницаемостью произвести ГРП, учитывая его высокую эффективность.
Добыча нефти на многих месторождениях Западной Сибири, в том числе на Дружном, сопровождается интенсивным парафиногидратообразованием в НКТ и кольцевом пространстве.
Присутствие сероводорода существенно влияет на равновесные параметры гидратообразования.
В работе обобщены теоретические и лабораторные исследования по указанным проблемам, выполненные в БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, СибНИПИнефть и др.
В условиях увеличивающейся обводненности добываемой нефти скважин пласта БВ8 возможно выпадение из растворов карбоната кальция.
Для предупреждения его выпадения рекомендовано использовать реагент - прогалит 1М, разработанный в БашНИПИнефти, имеющий температуру замерзания -40о и хорошую растворимость в пресной и минерализованной воде.
Необходимо предусмотреть строительство химреагентной базы на Дружном месторождении. Наиболее вероятной может быть первоначальная дозировка реагента на 1т нефти в количестве 200 г.
Основные осложнения при добыче нефти из пласта БВ8 - образование гидратов и парафинов.
В газожидкостных потоках механические примеси и взвешенные кристаллы парафина играют роль центров кристаллизации и создают местные сужения, что приводит к повышению перепада давления, снижению температуры и интенсификации процесса гидратообразования. В работе доказано образование гидратных пробок в скважинах толщиной от нескольких метров до 350 м, а в некоторых скважинах до 850 м.
Пробкообразование происходит при работе скважин и их простое.
Наиболее интенсивно идет формирование пробок в малодебитных скважинах и скважинах с большим газовым фактором.
Анализ проб показал:
1.  В приустьевой зоне скважин образуются гидратные пробки;
2.  На больших глубинах формируются сложные пробки, в состав которых входит парафин, нефтемехпримеси, гидраты. Скважина 587 имела пробку из 91,1% гидрата; 2,98% - нефти; 5,91% - мех примеси.
В работе подробно освещен вопрос формирования гидратных перемычек и прогнозирования возникновения пробок; определения параметров начала процесса образования гидратов, рассчитаны зоны возможного гидратообразования в скважинах (для пласта БВ8 Дружного месторождения это интервал 100-450 м).
Доказано, что для 80% фонда скважин, оборудованных штанговыми насосами, главной проблемой является образование гидратов. Другая проблема - отложения парафина в скважинах с дебитом до 50 т/сутки, а также отложения сульфида железа.
Нагнетательные скважины характеризуются низкой приемистостью из-за низких коллекторских свойств пласта БВ8 , которая в течение года снижается на 50%, а некоторые скважины совсем перестают принимать воду.
В работе обобщены результаты внедрения обработок нагнетательных скважин суспензией “Полисил”, проведенных АО “РИТЭК”, позволяющие рекомендовать ее применение на скважинах пласта БВ8.
Рецептура суспензий подбирается по данным проницаемости, эффективной толщины пласта, обводненности скважин, приемистости нагнетательных скважин.
В итоге приемистость увеличивалась в 1,1-8 раз (по семи скважинам с 0 до 106-460 м3/сутки). Этот метод интенсификации добычи нефти республики Татарстан с различными типами коллекторов.
В работе рекомендован к внедрению диспергент - ингибитор парафиногидратоотложений ХПП-004, ТХ-1907, изготовляемого ЗАО “ЛУК Травис Кемикалс”, который не только удаляет АСПО из скважин, но и предотвращает их образование.
В дипломном проекте рекомендован к внедрению на Дружном месторождении энергосберегающая технология борьбы с осложнениями при добыче нефти. Периодический электропрогрев с использованием кабелей питания ЭЦН (в передвижном варианте).
В технической части проанализировано состояние механизированного фонда скважин ТПП “Когалымнефтегаз” и даны рекомендации по повышению качественных показателей его работы: внедрение термостойкого кабеля КПБПТ; организация работ по разработке конструкции кабельных удлинителей КЕРАЙТ специально под токовод русского двигателя ПЭД; внедрение новых погружных двигателей ПРЭД (Русский Параметрический Электродвигатель), производство которых освоено на заводе Привод (Лысьва); изготовление гидрозащиты типа 1Г51 к двигателям ПЭД, что сократило отказы УЭЦН на 5%, а также другие мероприятия.
По методике ЦНИЛа АО “Самаранефтегаз” проведена оптимизация работы скважин NoNo1138,1082. Приведена методика выбора основного оборудования фирмы RЕДА с целью обеспечения наиболее эффективной работы насосных установок. Доказано, что точное определение производительности скважин - важный фактор при правильном выборе погружной насосной системы RЕДА.
Рекомендована к широкому применению система промывки забоев нагнетательных скважин “DRECO”, а также восстановление циркуляции в скважинах, оборудованных УЭЦН, с помощью установок “Скорпион”.
В экономической части произведен расчет экономического эффекта и экономической эффективности от ППД. Экономический эффект составил 1206268 рублей.
В дипломном проекте освещены вопросы охраны труда, техники безопасности, охраны недр и окружающей среды.