Снижение обводненности эксплуатационных скважин на Чутырской площади Чутырско-Киенгопского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслу

Снижение обводненности эксплуатационных скважин на Чутырской площади Чутырско-Киенгопского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
РЕФЕРАТ
Проект содержит 141 страницу текста, в том числе 18 рисунков, 38 таблицы, 35 формул, так же графические приложения - 7 плакатов.
Основные термины и ключевые слова: залежь, месторождение, объект, скважина, запасы нефти, показатели разработки, дебит, комплексная селективная изоляция водопритока, эффективность, снижение обводненности, нефтеотдача пластов, индекс доходжности, период окупаемости.
В проекте приведены общие сведения о месторождении, его геолого-физическая характеристика, выполнены: анализ текущего состояния разработки, анализ эффективности изоляции СНПХ-8320, СНПХ-8310, сделан литературный обзор, патентный обзор, проведен выбор участка для проведения ограничения водопритока, рассчитаны технико-экономические показатели предлагаемого решения по изоляции водопритока реагентами СНПХ-8310 и 8320. Проведена оценка эффективности проектируемого метода на участке залежи, который позволил увеличить КИН на 0,009.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1.Текущее состояние разработки Чутырской площади
Чутырская площадь введена в промышленную разработку в 1972 г. В соответствии с утвержденным вариантом проекта разработки в эксплуатации находятся три объекта: верейский, башкирский и яснополянский. Запасы турнейской залежи полностью выработаны.
Объекты разработки характеризуется сложным геологическим строением. Как свидетельствует (см. табл.8.) основные запасы нефти по состоянию на 01.01.2007 г. приурочены к башкирскому пласту А4 (71%) Продуктивная толща башкирского яруса представлена чередованием проницаемых и плотных извес-тняков. Коллекторы не выдержаны по толщине (от 6 до 24 метров в купольной части), часто замещаются плотными разностями. Пласты имеют высокую расчлененность по площади и разрезу. В наиболее приподнятых участках залежи выделяются газовые шапки. По состоянию на 1.01.2007 г. на Чутырской площади пробурено 699 скважин.
В 2006 году фактическая добыча нефти по площади составила 680,8 тыс.т. Годовая добыча жидкости составила 8149,01 тыс.т. Основной объём добычи нефти (93%) по Чутырской площади приходится на башкирский объект, по этому же объекту на данный момент наблюдаются высокие остаточные запасы нефти.
Всего с начала разработки по состоянию на 1.01.2007 года по Чутырской площади добыто 47819,2 тыс.т нефти, что составляет 59,4 от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,214, накопленная добыча жидкости составила 152189,9 тыс.т. Башкирский объект разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт. С начала разработки в пласты закачано 184092,5 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по месторождению составляет 118,2 %. Башкирская залежь является основным объектом разработки и обеспечивает 98 % общей добычи по Чутырской площади. Поэтому данный объект выбран в качестве основного для анализа.
ОБЪЕКТ Вр. Объект разрабатывается с 1974 г. на естественном режиме единичными скважинами, в основном возвращенными с других объектов. В табл.10. и на рис.6. представлена динамика основных показателей разработки. Из приведенных данных следует, что динамика годовой добычи нефти вплоть до 2002 года имела волновой характер, находясь в диапазоне

8 – 13 тыс.т нефти, причем поведение добычи нефти прямо противоположно динамике обводненности - снижение процента воды сопровождалось ростом добычи и наоборот.
Динамика среднего дебита нефти в течение всего периода разработки относительно стабильна и находилась на уровне 2,5 т/сут
Максимальные величины добычи нефти и жидкости равные соответственно 29,7 тыс.т и 43,4 тыс.т отмечаются в 2005. Максимальные средние дебиты нефти и жидкости на 1 скважину достигнуты в 2003 году и их величины составили соответсвенно 5,3 т/сут. и 7,4 т/сут.
По состоянию на 01.01.07 г. накопленная добыча нефти по объекту с начала разработки равна 368,5 тыс.т, что в общем объеме по месторождению составляет менее 1 %. За период разработки в добыче на объекте перебывали 47 скважин, все скважины переведены на механизированную добычу. В среднем уде-льная добыча нефти, приходящаяся на одну добывающую скважину, составила 7,7 тыс.т. В добыче на объекте находится 25 скважин, средний дебит нефти которых составил 3 т/сут, исключение составляют лишь скважины № 920, 816 и 836, чей дебит равен 12,3 т/сут., 8,1 т/сут. и 8 т/сут. соответственно. С начала разработки на 1.01.07 г. отобрано 479,6 тыс.т жидкости или 0,16 % всего отбора месторождения.
Динамика средней обводненности объекта показана в табл.10. Из пред-ставленных данных следует, что в течение всего периода разработки динамика процента воды в продукции скважин точно так же, как динамика добычи нефти и жидкости, имела волновой характер. Объект Вр находится в начальной стадии разработки и разрабатывается без поддержания пластового давления.
В целом объект можно назвать высокообводненным, при отборе нефти 3,9 % от НИЗ средняя обводненность на дату анализа составляет 26,9 %.
ОБЪЕКТ Бш. Объект включает 7 пластов - А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6, А4-7, введен в разработку в 1972 г., разработка залежей с 1973 г. осуществляется при поддержании пластового давления. С начала эксплуатации на объекте была реализована блоковая 3-х рядная система разработки с расстоянием между скважинами 600 м, в последующем в высокопродуктивных зонах началось уплотняющее бурение и расстояние сократилось до 400 м. В последние годы (2003 – 2007 г.г.) наметилась тенденция к переходу на однорядную систему разработки. Динамика основных показателей разработки объекта Бш Чутырской площади представлена в табл.11. и на рис.7.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный анализ геолого-промыслового материала Чутырской площади Чутырско-Киенгопского месторождения, позволил установить, что:
- продуктивные пласты имеют сложное геологическое строение и имеют не высокие фильтрационные свойства,
-эксплуатационный объект в силу высокой расчленённости неравномерно разрабатывается как по разрезу так и площади,
- башкирский объект является основным и обеспечивает 98% от общей добычи по месторождению и по этому же объекту на данный момент наблюдаются высокие остаточные запасы нефти. В настоящий момент по объекту отбор нефти составил 66,7% от НИЗ при обводненности продукции 92%, что является следствием геологической неоднородности продуктивных пластов, повышенной вязкости нефти.
Как следствие вышеперечисленных причин произошла выработка активных запасов нефти при неполном извлечении нефти из низкопроницаемых зон и пропластков, что привело к обводнению продукции эксплутационных скважин по пропласткам и зонам пласта имеющим наименьшее сопротивление фильтрационным потокам.
Основной задачей в данных геолого-геофизических условиях является подключение в разработку имеющихся низкопроницаемьгх пропластков, содержащих большие остаточные запасы нефти.
В целом по Чутырской площади фактические данные разработки не на много отличаются от проектных. Превышают проектные данные по добыче нефти, закачке воды, дебитам нефти и приемистости. Превышение фактических данных по добыче нефти, закачке, дебитам нефти и приемистости связано с проводимыми геолого-техническими мероприятиями (перевод на форсированный режим эксплуатации, РИР,СКО, ВПП и др.).
Отставание наблюдается по следующим параметрам: фонд скважин, коэффициент использования.
По фонду добывающих скважин основными причинами незначительного расхождения фактических показателей от проектных в период 2004 по 2006 год
являются отставание в бурении проектного фонда и ремонтные работы на скважинах, обусловленные длительным сроком эксплуатации (25-30 лет).
 Обводненность продукции составляет 92% что выше проектной на 1%.
Всего с начала разработки по состоянию на 1.01.2007 года по Чутырской площади добыто 47819,2 тыс.т нефти, что составляет 59,4 от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,214, накопленная добыча жидкости составила 152189,9 тыс.т. Башкирский объект разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт. С начала разработки в пласты закачано 184092,5 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по месторождению составляет 118,2 %.
Обводнение эксплутационных скважин в основном происходит закачиваемой водой.
По анализу эффективности ГТМ (РИР) направленных на снижению обводненности эксплутационных скважин можно сделать вывод, учитывая сложность месторождения физико-химические свойства пластов и флюидов, состояние разработки Чутырской площади, что необходимо с целью снижения обводненности эксплутационных скважин необходимо проводить ГТМ в результате которых происходит перераспределение фильтрационных потоков. Проведение изоляции промытых зон и ограничение движения пластовых и закачиваемых вод путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора наиболее эффективно комплексными селективными методами, как в нагнетательных так и в добывающих скважинах. Одним из таких методов по которому получены неплохие результаты - это изоляция обводненных зон пласта с применением СНПХ-8320 и СНПХ-8310.
В данной работе представлен литературный и патентный обзоры применяемых в современной нефтегазодобывающей промышленности методов и технологий по снижению обводненности эксплуатационных скважин, а так же анализ применения комплексного селективного метода с применением реагентов СНПХ-8310, СНПХ-8320 на Сундурско-Нязинском месторождении, который показал эффективность по снижению обводненности и вытеснению нефти из низкопроницаемых зон и пропластков, повышая нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии разработки.
Для снижения обводненности и повышения нефтеотдачи предложено провести обработку 6 добывающих скважин реагентом СНПХ-8310 и 1 воздействующую на них нагнетательную скважину реагентом СНПХ-8320. Расчеты проведены на основе анализа проведенных работ на Сундурско-Нязинском месторождении так как оно примыкает к Чутырской площади и имеют схожие геолого-физические параметры. Предварительные расчеты показали, что дополнительная добыча нефти по опытному участку при времени продолжительности эффекта 3 года составит 10,074тыс.т, снижение объема попутно добываемой воды 40,641 тыс.т; снижение обводненности на 2,4% и повышение коэффициента нефтеотдачи на 0,9 %.
В разделе «Охрана труда, промышленная безопасность, безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях» изложена нормативная база, требования к оборудованию, меры безопасности при производстве работ, санитарно-гигиенические требования, пожарная безопасность, действия по плану ликвидации аварий, а так же затраты на охрану труда и промышленную безопасности при проведении планируемых работ, которые составляют 71,353 тыс. руб.
В разделе «Охрана недр и окружающей среды» изложена нормативно правовая база, осуществляемая система мониторинга, источники и уровень воздействия на окружающую среду, а так расчет платежей за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух осуществляемых организацией выполняемой капитальные ремонты скважин приходящиеся на одну обработку, что составляет -45,6 руб.
В экономическом разделе был рассчитаны основные показатели эффективности от внедрения предлагаемого решения по снижению обводненности эксплуатационных скважин. Прирост прибыли от реализации за счет дополнительной добычи нефти и сокращение затрат на подъем жидкости составил 18650 тыс.руб. Индекс прибыльности от проведения ГТМ (PI) равен 3,44, следовательно инвестиции в проект не только окупят себя но и принесут значительный доход.
Период окупаемости один из значимых показателей для вновь вводимых проектов для данного случая составляет РР=0,39 года.
По результатам проведенных в работе расчётов можно сделать вывод о целесообразности проведения работ по закачке ПДС на Красногорском месторождении.
 На примере выбранного участка для проведения изоляции воды показана как технологическая, так и экономическая эффективность выбранного метода и целесообразность проведения селективных комплексных методов ограничения водопритока.