1764

Пароциклические обработки скважин для интенсификации добычи нефти на Гремихинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание о

ID: 184726
Дата закачки: 02 Ноября 2017
Продавец: lelya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
Пароциклические обработки скважин для интенсификации добычи нефти на Гремихинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект содержит 125 страниц текста, в том числе 24 таблицы, 7 рисунков, 18 формул и 8 графических приложений.
Ключевые слова: ВЫСОКОВЯЗКАЯ НЕФТЬ, ТЕРРРИГЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР, РАЗРАБОТКА, ФОНД СКВАЖИН, ЦИКЛИЧЕСКАЯ ПАРОТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН.
В работе проведен анализ эффективности циклических паротепловых обработок скважин на различных месторождениях для интенсификации добычи высоковязких нефтей. Предложен проект реализации технологии ЦПТОС на визейском объекте Гремихинского месторождения. Приведено экономическое обоснование данного проекта.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки Гремихинского месторождения

По состоянию на 01.01.2008 г. в целом по месторождению добыто 18,229 млн.т нефти или 64% извлекаемых запасов, текущий КИН достиг 22%, накопленная добыча жидкости составила 69,726 млн.т, накопленная закачка воды составляет 40,297 млн.м3, в том числе теплоносителя - 26,973 млн.м3.
Динамика технологических показателей разработки месторождения характеризуется ростом добычи нефти, жидкости и закачки воды. За последние пять лет добыча нефти увеличилась на 9%, добыча жидкости и закачка воды возросла более чем вдвое. Рост показателей по месторождению обусловлен увеличением темпов освоения объектов верейского и яснополянского горизонтов, а также интенсификацией добычи жидкости на башкирском ярусе. Несмотря на сокращение числа действующих скважин на месторождении (на 27% за пять лет), с применением методов и технологий регулирования разработки удалось повысить производительность действующих скважин, что и обеспечивает прирост добычи нефти по месторождению. Текущие дебиты нефти действующего фонда в среднем соответствуют начальному периоду освоения месторождения, текущие дебиты жидкости (в среднем) максимальны за весь период разработки.
Показатели разработки Гремихинского месторождения главным образом определяются показателями разработки башкирского яруса. На этом объекте в 2007 г. добыто 80% всей годовой добычи нефти; 96% годовой добычи жидкости и 99,7% годовой закачки воды месторождения. При этом на объекте задействовано 77% действующего нефтяного фонда и 98% действующего нагнетательного фонда месторождения. Оценивая динамику фактических показателей разработки объектов, применительно к показателям башкирского яруса можно говорить о четвертой (завершающей) стадии разработки объекта, характеризующейся стабилизацией добычи нефти и высокой долей воды в продукции. Объекты верейского и яснополянского горизонтов характеризуются второй стадией – роста показателей разработки обусловленных освоением новых участков залежей.
В целом по месторождению доля простаивающего фонда скважин не превышает 36% от всего дееспособного фонда (все категории скважин за исключением ликвидированных). По объектам доля пассивного фонда составляет: 40% по башкирскому ярусу, 35% по яснополянскому надгоризонту и 17% по верейскому горизонту. Как правило все эти скважины выбыли из эксплуатации с низкими показателями: по нефти менее 5 т/сут и с долей воды в продукции свыше 90%. Их ввод в активный фонд (участвующий в разработке) будет связываться с применением современных, трудоемких и затратных технологий, обеспечивающих повышение эффективности воздействия на пласты. На месторождении применяются такие технологии, в частности бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Однако полученные результаты пока не дают говорить о явном (кратном) увеличении эффективности эксплуатации таких скважин по сравнению с обычными.
Проектная система ППД на месторождении полностью не освоена. Несмотря на то, что почти все проектные нагнетательные скважины пробурены (97%) фактически закачку воды осуществляли только 70% от проектного числа нагнетательных скважин, в нагнетательном фонде числиться только 64% от проектного числа нагнетательных скважин. В 2007 году закачку осуществляли 141 скважина, еще 13 находились в бездействии и 10 нагнетательных скважин ликвидированы. Система ППД в большей мере освоена на башкирском ярусе (площадные семиточечные элементы; всего 272 проектных элемента, фактически освоено 167 элементов); яснополянский надгоризонт по прежнему разрабатывается на естественном режиме залежей, по верейскому горизонту только в 2005 г переведены под закачку 3 нагнетательные скважины для восстановления пластового давления на отдельных участках, на большей части залежи разработка осуществляется также на естественном режиме. Уровень текущей компенсации отборов жидкости закачкой по башкирскому ярусу соответствует 70-60%% ежегодно, накопленная компенсация с начала разработки объекта составляет 63%. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 115 м3/сут.
Разработка Гремихинского месторождения проектировалась с применением тепловых методов. Предусматривается закачка теплоносителя (подогретой до 260 0С воды) в паронагнетательные скважины в периодическом режиме с чередующимися оторочками закачки холодной пресной воды – технология импульсно-дозированного теплового воздействия с паузой ИДТВ(П). Кроме того, проектировался постепенный переход на периодическую закачку теплоносителя (малообъемные оторочки) в отдельные добывающие скважины, работающие в противофазе со скважинами в обычном добывающем режиме – технология теплоциклического воздействия (ТЦВП). Фактически на объекте пробурены и обустроены 155 паронагнетательных скважин (ПНС) на 30-ти кустах или 61% от проектного числа нагнетательных скважин. В режиме закачки теплоносителя в отчетном 2007 году работали только 87 ПНС. Доля теплоносителя в общей закачки рабочих агентов в пласты варьировала от 25% до 100% в разные годы освоения башкирского яруса. В 2007 г. она составила 47%. В накопленном объеме закачки агентов с начала разработки доля теплоносителя составляет – 63%. Приемистость ПНС по теплоносителю в 2007 году в среднем составляла 85,6 м3/сут.
Текущее состояние разработки визейского объекта.
Объект разрабатывается с 1982 г. В разработке объекта участвовали 47 скважин (55% от всего проектного фонда), которые использовались для добычи нефти. Проектные решения о применении теплоциклического воздействия с начала разработки объекта и холодного заводнения (с 2000 г.) не были реализованы.
По состоянию на 01.01.2008 г. накопленная добыча нефти составила 644 тыс.т или 39,2% от НИЗ. Текущий КИН – 0,091. Уровень средней обводненности продукции действующего фонда составляет 56,4%. Накопленная с начала разработки добыча жидкости - 1528,6 тыс.т. В 2006 г по объекту добыто 65 тыс.т нефти. Текущий темп отбора от НИЗ – 3,95%, максимален за всю историю его освоения.
Выработку запасов нефти объекта можно охарактеризовать начальной стадией.
Запасы нефти объект не полностью вовлечены в разработку. Проектный фонд пробурен на 55%. Скважины пробурены только в северной и западной части площади объекта. Скважины пробурены по треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 300-350 м. Проектная система ППД (семиточечные элементы) не сформирована. Пробуренные нагнетательные скважины находятся в отработке на нефть.

2.2. Технико–эксплутационная характеристика фонда скважин
Согласно проектным решениям Технологической схемы разработки 1991 г., эксплуатационный фонд месторождения составляет 968 скважин, в том числе 713 добывающих и 255 нагнетательных (табл.9). Кроме этого, предусматривались бурение 61 вспомогательной скважины; 50 резервных и 5 разведочных скважин.
Разбуривание месторождения было начато в 1981 г. В первые годы (1981 – 1982 гг.) месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходятся на 1983-1988 гг., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина. В 2004-2005 гг. новые скважины в эксплуатацию не вводились.
С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовали 868 скважин, закачка воды осуществлялась в 180 скважин, из которых 179 первоначально отрабатывались на нефть. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован почти полностью - на 90%. Под закачкой находилось 70% от проектного числа нагнетательных скважин
По состоянию на 01.01.2008 на месторождении пробурено 916 скважин

Комментарии: ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1.Промышленная нефтеносность коллекторов на Гремихинском месторождении установлена по результатам опробования в отложениях верейского горизонта (В-II и В-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7) и яснополянского надгоризонта визейского яруса (пласты C-I, C-II, C-V, C-Va и C-VI).
В пределах яснополянского надгоризонта визейского яруса выделено пять продуктивных пластов (С-V, C-Va и C-VI) бобриковского и (C-I, C-II) тульского горизонта. Нефтенасыщенный коллектор представлен слабосцементированными песчаниками и алевролитами. В пределах залежей нефтенасыщенные пласты разделены между собой глинистыми перемычками, толщина которых меняется от 0,6 до 7,0 м. Надгоризонт представлен залежами пластово-сводового типа.
Особенностью геологического строения продуктивного пласта в пределах визейского яруса Гремихинского месторождения является многопластовость и сложный характер порового пространства.
Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,2 м, а проницаемость 0,493 мкм².
Нефть продуктивных пластов визейского яруса Гремихинского месторождения является тяжелой и высоковязкой до 62,3 мПа·с. Таким образом, геологические предпосылки для извлечения запасов нефти на месторождении являются неблагоприятными.
2.Анализ текущего состояния разработки Визейского объекта показал, что объект разрабатывается с 1982 г. В разработке объекта участвуют 47 скважин, что составляет 55% от всего проектного фонда. Проектные решения о применении теплоциклического воздействия с начала разработки объекта и холодного заводнения с 2000 года не реализованы. Проектная система ППД не сформирована. Пробуренные нагнетательные скважины находятся в отработке на нефть. Следствием этого является отставание фактических показателей разработки от намеченных в Технологической схеме 1991 г. Текущий КИН составляет 0,091 при утвержденном значении 0,233.
3.Анализ литературных источников, выявил, что безальтернативным методом разработки около 10 млрд. м³ промышленных запасов тяжелых высоковязких нефтей месторождений России считается тепловое воздействие на пласт и, прежде всего, технология ЦПТОС, При этом воздействие на призабойную зону пласта путем нагнетания пара дает возможность вырабатывать залежь в ограниченной зоне вокруг ствола скважины. После того, как в результате многократного повторения возможности данного способа исчерпываются, оставшуюся нефть можно извлекать путем площадного вытеснения нефти паром с последующим перемещением тепловой оторочки водой. Технология ЦПТОС успешно применятся во многих нефтедобывающих странах: США, Венесуэле, Китае и Индонезии. В нашей стране эта технология успешно применяется на месторождениях Краснодарского края и Республике Коми.
Из проведенного анализа эффективности применения ЦПТОС на различных месторождениях следует, что обработка скважин путем нагнетания в них пара приводит в среднем к десятикратному увеличению дебитов. Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом для разных месторождений различна и колеблется в пределах от одного до шести-семи месяцев. При ослаблении эффекта обработки паром закачку пара повторяют, что в большинстве случаев снова приводит к увеличению дебита. Однако максимальное увеличение дебита достигается при первой обработке. Эффект каждой последующей обработки, как правило, меньше, чем предыдущей.
4. При проектировании технологии ЦПТОС для реализации на визейском объекте Гремихинского месторождения были отобраны скважины, работающие с низкой эффективностью по дебиту, но имеющие высокую текущую нефтенасыщенность. Скважины, работающие с большим дебитом по жидкости, имеют высокую обводненность.
Основным определяемым параметром при реализации ЦПТОС является радиус прогретой зоны до эффективной температуры. Для его определения была использована методика расчета и оптимизации пароциклического воздействия на призабойную зону пласта, опубликованная в третьем номере журнала «Нефть и газ» в 2005 году. По расчетам радиус прогретой зоны до эффективной температуры равен 39 м. Рассчитанные значения изменений суммарного суточного дебита соответствует общепринятым представлениям о том, что максимальное увеличение дебита достигается при первой обработке. Эффект каждой последующей обработки, как правило, меньше, чем предыдущей.
Анализ рассчитанных прогнозных технологических показателей показывает, что наибольший эффект получается при проведении ЦПТОС на скважинах имеющих высокие дебиты и низкую обводненность. Проведение обработок в низкодебитных и высокообводненных скважинах позволяет увеличить дебиты незначительно, но продолжить экономически рентабельную добычу нефти из данных скважин.
Общий период циклических паротепловых обработок равен 1715 суток, при этом накопленная добыча нефти составит 36811,05 т.
 5. Определение экономической эффективности при реализации ЦПТОС и экономическая оценка проекта была выполнена в соответствии с РД 30-01/06-0001-89 и РД 153-39-007-96. Проект считается экономически целесообразным, если дисконтированный поток денежной наличности больше 0, а индекс доходности больше 1.Из расчета технико-экономических показателей следует, что накопленный поток наличности составляет 324,586 млн. руб., индекс доходности 19,42 д. ед. и срок окупаемости 0,25 года.
Таким образом, проект экономически целесообразен и его можно рекомендовать к применению на визейском объекте Гремихинского нефтяного месторождения для интенсификации добычи нефти.




Размер файла: 2,8 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 1         Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.