Автор работы: Пользователь скрыл имя, 09 Июля 2013 в 20:56, курсовая работа
В нашей стране сложившаяся практика с конца 40-х гг. прошлого века – в период открытия и ввода крупных нефтяных месторождений Урало-Поволжья – предусматривает с самого начала разработки поддержание пластового давления путем закачки воды. В настоящее время большая часть крупных нефтяных месторождений, разрабатываемых с заводнением, находится в зрелой стадии разработки, которая характеризуется высокой обводнённостью добываемой нефти, закономерным снижением отборов нефти и экономической эффективности добычи. Достигнутые и проектные величины КИН нельзя считать удовлетворительными для современного уровня науки и техники. Поэтому актуальным и своевременным для большинства месторождений является поиск, обоснование и реализация методов увеличения нефтеотдачи.
Введение 3
1 Геолого-физическая характеристика
Тевлинско-Русскинского месторождения 5
Общие сведения о месторождении 5
1.2 Геолого-физическая характеристика пласта БС102-3 6
1.2.1Краткая геологическая характеристика месторождения 6
1.2.2 Геолого-промысловая характеристика пласта БС102-3 6
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов 11
1.3.1 Породы, слагающие продуктивные пласты и
их литолого-петрографические характеристики 11
1.3.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород по керну 12
1.3.3 Фильтрационно-емкостные свойства пород
по результатам интерпретации ГИС 14
Физико-химические свойства пластовых флюидов 15
1.3.5 Запасы нефти и растворенного газа месторождения 17
2 Динамика и состояние разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения 21
2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом 21
3 Анализ работы системы ППД 30
4 Особенности геологического строения объекта БС102-3,
определяющие характер выработки запасов нефти 36
5 Оценка работы нагнетательных скважин методом
построения графика Холла 43
6 Экономическая эффективность выполнения технологического процесса 49
6.1 Расчет годовой дополнительной добычи нефти 49
6.2 Расчёт себестоимости дополнительной добычи нефти 50
6.2.1 Расчет годового экономического эффекта 55
Заключение 59
Список использованных источников
Наименование |
БС102-3 |
БС11-12 |
ЮС1 |
ЮС2 |
БС16-22 |
всего |
Балансовый фонд скважин |
1840 |
259 |
189 |
57 |
9 |
2351 |
Фонд нефтяных скважин: |
1108 |
194 |
109 |
30 |
6 |
1404 |
Действующий фонд |
1056 |
192 |
95 |
27 |
6 |
1335 |
Бездействующий фонд Фонд освоения |
50 2 |
2 - |
13 1 |
3 - |
- - |
66 3 |
Фонд нагнетательных скважин: |
540 |
57 |
29 |
5 |
- |
627 |
Действующий фонд |
518 |
57 |
27 |
4 |
- |
602 |
Бездействующий фонд |
21 |
- |
1 |
1 |
- |
23 |
Фонд освоения |
1 |
- |
1 |
- |
- |
2 |
Законсервированный фонд: |
145 |
3 |
36 |
19 |
3 |
196 |
нефтяной |
137 |
3 |
34 |
17 |
3 |
184 |
нагнетательный |
8 |
- |
2 |
2 |
- |
12 |
Пьезометрический фонд: |
21 |
2 |
8 |
2 |
- |
32 |
Прочие скважины |
26 |
3 |
7 |
1 |
- |
92 |
Коэффициент использования скважин: добывающих |
0.95 |
0.99 |
0.87 |
0.90 |
1.00 |
0.95 |
нагнетательных |
0.96 |
1.00 |
0.93 |
0.80 |
- |
0.96 |
Таблица 2.2 – использование фонда скважин на 01.01.2008 г.
Наименование |
2007 г. проект |
2007 г. факт | ||
скв. |
тыс.т |
скв. |
тыс.т | |
Всего |
611 |
956 |
2264 |
1179 |
Ввод новых скважин |
74 |
348 |
74 |
365 |
в т. ч. ввод горизонтальных скважин |
4 |
14 | ||
Зарезка вторых стволов |
19 |
182 |
14 |
86 |
Гидроразрыв пласта |
85 |
97 |
98 |
149 |
Воздействие на призабойную зону |
64 |
13 |
101 |
33 |
Методы воздействия на пласт |
205 |
215 |
274 |
422 |
Гидродинамические методы |
79 |
70 |
49 |
12 |
Ремонтно-изоляционные работы |
11 |
3.1 |
12 |
1.3 |
Перфорационные методы Прочие ГТМ |
70 4 |
20 7 |
81 |
34 |
Оптимизация работы оборуд-я |
119 |
78 | ||
Ликвидация аварий Текущий ремонт нефтяных скважин |
22 1420 |
|||
Таблица 2.3 - Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ
Вид ГТМ |
2007 г. |
1. ГРП 1. ГРП | |
а) кол-во скв.-опер. |
98 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
149 |
2. ГС | |
а) кол-во скв.-опер. |
4 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
14 |
3. Бурение вторых стволов | |
а) кол-во скв.-опер. |
14 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
86 |
4. ОПЗ | |
а) кол-во скв.-опер. |
101 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
33 |
4. Потокоотклоняющие технологии | |
а) кол-во скв.-опер. |
274 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
422 |
6. Гидродинамические методы | |
а) кол-во скв.-опер. |
49 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
12 |
7. РИР | |
а) кол-во скв.-опер. |
12 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
1.3 |
8. Перфорационные методы | |
а) кол-во скв.-опер |
81 |
б) доп. добыча нефти, тыс.т |
34 |
Всего ГТМ |
633 |
Доп.добыча нефти, всего,тыс.т |
751 |
Количество проведенных операций
Дополнительная добыча нефти
Таблица 2.4 – Эффективность применения ГТМ
3 Анализ работы системы ППД
Как было отмечено выше, на объекте БС102-3 осуществляется блоковая трехрядная система с очагами заводнения. Сетка скважин – равномерная треугольная, расстояние между скважинами - 500 м. Закачка на объекте организована в 1988 году.
На 01.07.2008 г. величина действующего добывающего фонда составила 1332 скважин. Действующий нагнетательный фонд составил 616 ед. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 2,1/1.
Закачка рабочего агента в пласт в течение периода была достаточно стабильной на уровне 3378 тыс. м3/мес. Суточная закачка в среднем по месторождению составила 111.4 тыс. т/сут.
Компенсация отборов закачкой воды составляет 108-110%. Динамика компенсации отборов и пластового давления на объекте БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения по блокам приведены в таблице 3.1 и 3.2.
Графики изменения давления на БГ и на устье и давления закачки на месторождении показаны на рисунке 3.1.
Энергетическое состояние объекта БС102-3 удовлетворительное, соответствует проектным решениям и не сдерживает добывные возможности скважин.
Систему заводнения по объекту БС102-3 можно считать сформированной, однако она требует совершенствования – на значительной части объекта существует проблема неравномерности выработки запасов, соответственно, и закачка воды происходит преимущественно в наиболее высокопроницаемые пропластки, которые в большей степени подвержены выработке.
Программа по совершенствованию системы заводнения (согласно проектному документу) включает в себя следующие виды геолого-технических мероприятий:
Месторождение, объект, блок |
Компенсация отборов закачкой с нач. года | ||||||||||
01.07.2002 |
01.01.2003 |
01.01.2004 |
01.01.2005 |
01.01.2006 |
01.01.2007 |
01.01.2008 |
01.02.2008 |
01.03.2008 |
01.04.2008 |
01.07.2008 | |
Тевлинско-Русскинское, 2+3БС10 |
|||||||||||
Блок №0 |
94,9 |
69,4 |
71,9 |
73,1 |
79,9 | ||||||
Блок № 1 |
84,7 |
85,2 |
95,6 |
96,3 |
62,9 |
80,1 |
96,2 |
90,3 |
89,2 |
87,8 |
86,2 |
Блок № 2 |
108,0 |
95,2 |
93,6 |
92,2 |
91,2 |
122,3 |
131,9 |
122,1 |
118,0 |
116,8 |
119,9 |
Блок № 3 |
103,4 |
101,5 |
131,4 |
130,9 |
115,5 |
124,5 |
125,5 |
137,0 |
131,2 |
127,6 |
128,2 |
Блок № 4 |
108,7 |
110,6 |
96,5 |
105,5 |
136,2 |
122,1 |
137,6 |
148,9 |
142,0 |
138,2 |
142,0 |
Блок № 5 |
155,0 |
121,1 |
93,5 |
105,7 |
124,7 |
110,5 |
106,6 |
92,3 |
91,4 |
98,0 |
109,6 |
Блок № 6 |
59,9 |
70,4 |
87,5 |
97,1 |
78,1 |
106,4 |
126,6 |
118,7 |
119,7 |
122,9 |
131,7 |
Блок № 7 |
109,3 |
84,3 |
53,6 |
104,8 |
110,3 |
87,2 |
114,9 |
131,3 |
114,3 |
121,5 |
125,1 |
Блок № 8 |
190,2 |
156,5 |
133,0 |
191,0 |
150,0 |
181,9 |
197,1 |
150,9 |
151,7 |
160,4 |
164,9 |
Блок № 9 |
95,8 |
92,2 |
107,0 |
119,4 |
116,3 |
157,8 |
193,3 |
162,1 |
145,6 |
142,2 |
137,8 |
Блок № 10 |
94,7 |
97,2 |
118,4 |
107,1 |
93,7 |
110,9 |
135,2 |
114,0 |
107,2 |
107,1 |
106,4 |
Блок № 11 |
126,8 |
126,7 |
183,9 |
115,7 |
111,7 |
91,2 |
141,1 |
105,3 |
99,4 |
106,1 |
107,1 |
Блок № 12 |
117,3 |
110,9 |
128,9 |
129,3 |
119,3 |
139,2 |
184,5 |
159,9 |
149,7 |
149,0 |
142,0 |
Блок № 13 |
130,3 |
135,0 |
159,4 |
174,0 |
116,4 |
115,1 |
146,0 |
118,9 |
110,6 |
106,7 |
105,2 |
Блок № 14 |
124,1 |
119,4 |
115,4 |
104,5 |
92,4 |
109,4 |
133,8 |
122,3 |
117,6 |
116,6 |
118,9 |
Блок № 15 |
101,6 |
99,3 |
96,2 |
96,2 |
107,0 |
96,9 |
92,2 |
94,3 |
93,7 |
94,1 |
93,7 |
Блок № 16 |
136,8 |
137,7 |
128,1 |
134,0 |
115,7 |
114,3 |
122,7 |
122,8 |
121,9 |
123,9 |
125,5 |
Блок № 17 |
94,5 |
93,6 |
98,6 |
112,8 |
95,2 |
90,1 |
82,1 |
95,1 |
96,0 |
97,5 |
97,4 |
Блок № 18 |
118,6 |
115,7 |
108,5 |
119,5 |
105,1 |
94,5 |
90,7 |
109,1 |
104,4 |
103,2 |
100,7 |
Блок № 19 |
125,0 |
125,0 |
116,2 |
131,6 |
119,3 |
116,2 |
116,2 |
121,9 |
115,5 |
114,1 |
113,9 |
Блок № 20 |
117,6 |
118,6 |
114,8 |
121,5 |
111,0 |
124,1 |
119,8 |
131,9 |
129,2 |
130,9 |
132,9 |
Блок № 21 |
99,5 |
101,5 |
104,8 |
96,7 |
81,9 |
83,1 |
79,9 |
87,2 |
84,8 |
83,6 |
79,5 |
Блок № 22 |
69,1 |
74,4 |
112,9 |
97,9 |
87,0 |
107,5 |
118,0 |
121,6 |
120,6 |
122,5 |
121,1 |
Блок № 23 |
10,6 |
34,5 |
79,7 |
95,9 |
84,5 |
90,5 |
95,6 |
124,1 |
118,6 |
111,1 |
106,6 |
Таблица 3.1 – Динамика компенсации на объекте БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения.
Месторождение, объект, блок |
Рпл. атм | ||||||||
01.01.2002 |
01.01.2003 |
01.01.2004 |
01.01.2005 |
01.01.2006 |
01.01.2007 |
01.01.2008 |
01.04.2008 |
01.07.2008 | |
Тевлинско-Русскинское, 2+3БС10 |
|||||||||
Блок №0 |
208,9 |
201,9 | |||||||
Блок № 1 |
219,8 |
222,4 |
229,5 |
233 |
230,3 |
227,5 |
217,5 |
218,1 |
216,2 |
Блок № 2 |
227 |
230,6 |
240,4 |
248,7 |
243,3 |
239,2 |
222,7 |
227,2 |
237,3 |
Блок № 3 |
224,4 |
211,8 |
225,9 |
229,3 |
230,5 |
226,3 |
220,5 |
219,1 |
221,1 |
Блок № 4 |
211,3 |
219,4 |
230,9 |
239,6 |
227,5 |
226,6 |
202,3 |
196,4 |
198,3 |
Блок № 5 |
219,9 |
225,2 |
239,5 |
252,9 |
239 |
241,1 |
237,9 |
238,9 |
236,3 |
Блок № 6 |
210,2 |
214,9 |
224,8 |
240,8 |
235,8 |
227,1 |
236,8 |
240,4 |
235,9 |
Блок № 7 |
219,9 |
219 |
230,2 |
239,2 |
235,2 |
230,5 |
229,6 |
228,8 |
222,7 |
Блок № 8 |
226,7 |
210,8 |
230,2 |
239,5 |
226,4 |
236 |
218,3 |
219,5 |
229,9 |
Блок № 9 |
222,9 |
217,7 |
226,4 |
231,9 |
233,1 |
216,5 |
230,8 |
231,6 |
252,6 |
Блок № 10 |
220,8 |
212 |
222,9 |
239,7 |
230,2 |
215,2 |
224,4 |
224,4 |
249,8 |
Блок № 11 |
222,9 |
219,5 |
231,1 |
228,9 |
224,9 |
223,8 |
226,8 |
227,3 |
238,6 |
Блок № 12 |
214,4 |
213,9 |
222,9 |
235 |
232,3 |
220,6 |
214,1 |
211,4 |
219,5 |
Блок № 13 |
206,9 |
216,9 |
226 |
226,5 |
218 |
217,2 |
216,1 |
214 |
215,7 |
Блок № 14 |
207,4 |
210,5 |
208,3 |
217,4 |
209,1 |
205,6 |
211,9 |
205,4 |
206,5 |
Блок № 15 |
200,1 |
194,4 |
196,8 |
202,7 |
202,7 |
201,6 |
215,7 |
211 |
211 |
Блок № 16 |
200,2 |
190,3 |
200,1 |
200,1 |
200,4 |
200 |
222,2 |
215,4 |
214,3 |
Блок № 17 |
204,9 |
195,8 |
204,2 |
213,1 |
208,1 |
202,1 |
215 |
212,8 |
212,3 |
Блок № 18 |
201,6 |
197,2 |
199,4 |
203,2 |
202,9 |
197,4 |
209,7 |
209,7 |
208,2 |
Блок № 19 |
195,2 |
189 |
196,3 |
195,7 |
198,6 |
199 |
212,5 |
207,1 |
206,4 |
Блок № 20 |
190,4 |
188 |
200,4 |
197,9 |
194,2 |
198,7 |
212,7 |
208,8 |
209,5 |
Блок № 21 |
180,8 |
187 |
196,1 |
198,7 |
197,8 |
195,9 |
205,3 |
205,3 |
201,9 |
Блок № 22 |
187 |
181,3 |
194,6 |
197,5 |
195,9 |
198,5 |
193 |
192,7 |
197,1 |
Блок № 23 |
195,9 |
204 |
218,3 |
211,8 |
209,6 |
214,4 |
217,5 |
207,1 |
207,3 |
Итого по пласту 2+3БС10 |
206 |
205,5 |
215,3 |
220,8 |
217,2 |
214 |
216,4 |
215 |
216,4 |
Таблица 3.2 – Динамика пластового давления на объекте БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения.
Рисунок 3.1 - График изменения давления,
закачки по Тевлинско-Русскинскому месторождению
за 2005-2008 гг
В южной части площади объекта БС102-3, характеризующейся пониженными ФЕС, реализованная трехрядная система недостаточно активна. В этой зоне необходимо усиление интенсивности системы воздействия за счет увеличения градиентов давления и сближения зоны отбора и закачки. С этой целью помимо трехрядной системы дополнительно формируется очаговое заводнение. В центральной и северной частях площади, отличающихся относительно более высокими ФЕС, для повышения эффективности разработки и улучшения выработки запасов также организуются очаги заводнения.
В целях увеличения охватом заводнения низкопроницаемой части объекта БС102-3 в нагнетательных скважинах выполнялся дострел неохваченных перфорацией низкопроницаемых интервалов пласта.
Для перераспределения сложившихся фильтрационных потоков в нагнетательных скважинах применялись потокоотклоняющие технологии. Целесообразность использования таких технологий определяется значительной неоднородностью коллектора по проницаемости, большой расчлененностью объекта, высокой обводненностью добывающих скважин, расположенных в первом ряду (по отношению к нагнетательному ряду). В результате применения потокоотклоняющих технологий происходит как выравнивание профиля приемистости скважины и подключение в работу ранее не работающих интервалов, так и отключение отдельных интервалов пласта.
Для увеличения приемистости нагнетательных скважин периодически проводились ОПЗ, при этом увеличение приемистости достигалось за счет очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от загрязнений и подключения в работу низкопроницаемых интервалов пласта.
ГРП является второй по значимости технологией воздействия на пласт в южной части объекта БС102-3. Наличие подошвенной воды в северо-западной части площади объекта БС102-3 существенно ограничивает применение технологии. Для этих условий проводятся опытно-промышленные работы по подбору технологии ГРП.
Информация о работе Оценка работы нагнетательных скважин методом построения графика Холла