Нефтекислотный разрыв пласта как метод интенсификации добычи нефти из карбонатных отложений на Гареевском нефтяном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазов

Нефтекислотный разрыв пласта как метод интенсификации добычи нефти из карбонатных отложений на Гареевском нефтяном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект содержит 110 страниц текста, в том числе 30 таблиц и 5 рисунков. В данной работе приведена геологическая характеристика Гареевского нефтяного месторождения, анализ состояния разработки на сегодняшний день, состояние фонда скважин на месторождении. Проведен анализ проведенных в 2008году на ряде скважин Гареевского нефтяного месторождения методов интенсификации добычи нефти. Выбрано десять скважин для проведения комплексной обработки растворитель АСПО+НКРП. Описана технология растворитель АСПО+НКРП, применяемые материалы и техника. Рассчитан экономический эффект от получения дополнительной добычи нефти, учитывая основные расходы на проведение обработки растворитель АСПО+НКРП, налоговые отчисления и платежи. Включены разделы по охране труда и безопасности жизнедеятельности, охране недр и окружающей среды.
2.1. Текущее состояние разработки Гареевского месторождения

Гареевское месторождение введено в эксплуатацию в 1983 г. Действующим технологическим документом на разработку месторождения является технологическая схема разработки 1988 г, согласно которой выделено три объекта разработки:
- терригенные отложения нижнего карбона (пласт СII);
- отложения верейского яруса (пласты Св3 и Св4);
- известняки каширского горизонта (пласты Скш2вх, Скш2нж, Скш4).
В качестве основных объектов приняты пласты СII и Св3, Св4, разработка которых с самого начала предусматривалась с ППД. Отложения каширского горизонта являются объектом возврата.
Принято проектное размещение скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 м.
По состоянию на 01.01.2009г. на месторождении пробурено 123 скважины, из них 119 добывающие и 4 водозаборные. Под закачку использовались скважины, переводимые из фонда добывающих.
В целом по месторождению на 01.01.2009 г. добыто 1498 тыс. т нефти при отборе 5921,4 тыс. т жидкости, текущая обводненность – 88,5%. Основной объем добытой нефти получен с терригенной толщи нижнего карбона – 62,6%.
В отложениях нижнего карбона нефтеносным является пласт СII, представленный пятью залежами. Основные запасы сосредоточены в залежи 3а. Выработка запасов по этой залежи ведется с ППД. Остальные четыре залежи – небольшие по размерам – разрабатываются единичными скважинами на естественном режиме.
Карбонаты верейского горизонта представлены одной залежью. Разработка осуществляется с ППД. В разрезе карбонатных коллекторов выделено два пласта Св3 и Св4, на которые пробурено 67 скважин. Из числа пробуренных скважин 35 работают совместно.
На дату проектирования из пласта Св3 отобрано 433,6 тыс. т, что составляет 23,7% от начальных геологических запасов нефти. Закачка ведется в 7 нагнетательных скважин. С начала разработки в пласт закачано 1397,3 тыс. м3 воды, отобрано 1200,8 тыс. т жидкости.
Разработка пласта Св4 ведется также с поддержанием пластового давления. По сравнению с пластом Св3 пласт Св4 характеризуется более низкими коллекторскими свойствами. На 01.01.2009г. из пласта Св4 отобрано 97,1 тыс. т нефти (это 16,9% от начальных геологических запасов), 269 тыс. т жидкости, закачано 390,5 тыс. м3 воды.
Карбонаты каширского горизонта представлены тремя пластами: Скш2вх, Скш2нж, Скш4. Разработка данного объекта будет осуществляться возвратным фондом скважин на режиме истощения пластовой энергии. На дату анализа накопленная добыча нефти составила 7 тыс. т.
Пласт Скш2вх представлен 6 залежами нефти, из которых эксплуатируются только три. Основные запасы категории С1 сосредоточены в залежах 3а и 3д. Запасы пласта Скш2нж содержатся в залежи 3, разработка которой осуществляется 4 добывающими скважинами. Пласт Скш4 представлен двумя небольшими залежами.

2.2. Анализ текущего состояния разработки Гареевского нефтяного месторождения

В 2008 году на Гареевском месторождении добыто 34.8 тыс. т нефти при отборе 302.4 тыс. т жидкости, текущая обводненность – 88.5%. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 2,6 тыст , а жидкости увеличилось на 13,4 тыст Падение добычи нефти обусловлено значительной выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки
В декабре 2008 года среднесуточный дебит на 1 скважину составил по
нефти – 2,7 т/сут и по жидкости – 15,7 т/сут В 2007 году эти показатели составляли соответственно 2 т/сут и 17 т/сут Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона
Анализируя состояние разработки на 01.01.2009 года можно сделать выводы, что текущие темпы добычи нефти неуклонно снижаются из года в год, при этом увеличиваются объемы добычи попутно добываемой воды, что обусловлено значительной выработанностью продуктивных пластов, высокой обводненностью добываемой продукции, которая связана с недостаточным охватом объектов разработки воздействием, ухудшенными фильтрационными свойствами призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. Следовательно, для более эффективной разработки Гареевского месторождения необходимо применение эффективных методов интенсификации добычи нефти направленных как на увеличение охвата пласта воздействием, так и на повышение степени вытеснения нефти, а также вести работы направленные на улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны скважин.
Технологические показатели разработки Гареевского месторождения показаны на рис. 4.

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки за последние годы представлено в табл. 7. Как следует из представленного материала, по всем показателям имеются значительные расхождения. Проектные показатели по добыче нефти, отбору жидкости и закачке воды превышают фактические в два и более раз. Основная причина, почему фактические показатели ниже проектных, заключается в том, что за последние годы резко сокращены объемы закачки воды. Это привело к снижению отборов жидкости, а в конечном итоге – нефти.

На месторождениях Башкортостана остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам. Нефтекислотный разрыв пласта на Гареевском месторождении является самым эффективным видом интенсификации добычи нефти. Однако по критериям подбора этот вид ГТМ применить на всех скважинах не возможно в виду следующих геологических причин:
а) эффективная толщина пласта должна быть не менее двух метров;
б) хорошее состояние заколонного цементного камня;
в) водоносный горизонт не должен находиться ближе чем четыре метра от подошвы нефтяного коллектора.
2. Применение комплексной обработки (растворитель АСПО + НКРП) позволяет существенно улучшить эффект от НКРП, а так же способствует более качественному освоению скважин после кислотных обработок.
3. Дальнейшая щадящая эксплуатация скважин после НКРП позволяет достичь продолжительного эффекта более 1,5 лет.
Проанализировав прогнозируемые результаты видно, что в среднем дебиты по нефти после стандартного НКРП увеличились на 2,8 т/сут, а при применении растворителя АСПО увеличилась на 3,2 т/сут., обводненность в данном проекте прогнозируем без изменений.