Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Геологическая характеристика исследуемого месторождения. Характеристика продуктивных горизонтов, свойства пластовых жидкостей. Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи. Целесообразность применения УЭЦН на месторождении.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 15.06.2015
Размер файла 371,2 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

С целью улучшения выработки запасов нефти пласта БС10 и увеличения её добычи проводили уплотнение сетки основного фонда скважин в несколько этапов. Первое уплотнение на Моховой и Фёдоровской площадях осуществили в период с 1981 по 1985 год.

На Моховой площади зоны стягивания в каждом блоке разработки были уплотнены бурением двух дополнительных рядов. В качестве уплотняющих использованы проектные скважины пласта БС1, углублены до пласта БС10.

На одну добывающую скважину первого уплотнения отобрано в среднем 123,4 тыс.тонн нефти при рентабельной добыче 30 тыс./скв.

Второе уплотнение сетки скважин основного фонда началось в 1986 году на Моховой и Фёдоровской площадях бурением скважин в зоне отбора там, где не было проведено уплотнение углублёнными до пласта БС10 проектными скважинами пласта БС1, а также бурением поперечных разрезающих рядов нагнетательных скважин, предназначенных на невырабатываемые участки разреза пласта БС10.

В скважинах второго этапа уплотнения вскрывали перфорацией участки пласта БС10, слабо вовлечённые в разработку, находящиеся в нижней части разреза пласта и имеющие малую начальную насыщенность нефтью. На одну скважину второго уплотнения отобрано в среднем 47,8 тыс. тонн нефти.

Третье уплотнение фонда скважин по пласту БС10 осуществляется с 1989 года в основном на южной части Восточно-Моховой площади. Уплотняющие добывающие скважины назначались на слабодренируемые запасы нефти этого пласта.

В дальнейшем на слабодренируемые запасы нефти будут пробурены уплотняющие скважины на Моховой (96 скв.), Федоровской (86 скв.) площадях и северной части Восточно-Моховой (10 скв.) площади.

Всего по уплотняющим скважинам добыто с начала эксплуатации 56,1млн. тонн нефти или 17 % от накопленной добычи по основному фонду. На одну добывающую уплотняющую скважину отобрано 74 тыс. тонн нефти, средний дебит по нефти 8,6 тонн/сут., по жидкости 86,3 тонн/сут.

Пласты БС1 и БС10 имеют хорошие коллекторские свойства, но сравнительно малые нефтенасыщенные толщины (1,6 - 5,3 м.) имеются зоны слияния, пласты в плане перекрываются. Это послужило основанием для их объединения в один объект разработки.

По технологическим документам предусматривалась разработка этого объекта трёхрядными блоками с расстоянием между эксплуатационными скважинами 600 м, нагнетательными - 500 м и расстоянием от нагнетательных скважин до первого ряда - 700 м (S=37,1 га/скв.). при этом предполагалось углубление скважин до пласта БС10 с последующим возвращением высокообводнённых скважин, в том числе и скважин собственно пласта БС10 , на объект БС1-2.в процессе разработки месторождения выявилась невозможность формирования регулярной системы разработки объекта БС1-2. Поэтому было осуществлено возвращение собственных скважин пласта БС1-2 с первой полосы объекта БС10, а на вторых полосах решено пробурить новые скважины на пласт БС1-2, оставив углублённые скважины на объекте БС10.

В дальнейшем было принято решение о внедрении на объект обращённой девятиточечной системы по сетке 600Ч600 м на Северо-Сургутской площади.

Объект АС9 введён в разработку в 1980 году на Моховой площади и в 1981 году на Фёдоровской площадях по квадратной сетке 400Ч400 метров с избирательным и законтурным заводнением. Проектный фонд скважин разбурен. С 1976 года на месторождении ведутся опытно-промышленные работы по эксплуатации водонефтегазовых залежей пластов АС4-8. Они представлены на всех площадях Фёдоровского месторождения и в плане перекрывают практически все разрабатываемые пласты. Содержат 159,1млн.тонн утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти, что составляет 23,4 % от запасов месторождения.

Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключённую между обширной газовой шапкой и подстилающей её подошвенной водой. Запасы нефти этой залежи считаются трудноизвлекаемыми. Результаты проводимых опытно-промышленных работ показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объёмов газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 1,2 тыс. м3 газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС4-8. При тонкой нефтяной оторочке не удаётся организовать эксплуатацию добывающих скважин на безгазовых режимах.

Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводнённости продукции. По результатам опытно-промышленных работ можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов в пластах АС4-8 Фёдоровского месторождения оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительных объёмов попутно добываемых воды и газа. Традиционными методами разработки за реальные сроки утверждённая нефтеотдача, вероятно, достигнута не будет. Поэтому в 1993 году на месторождении пробурены четыре горизонтальные скважины. Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин показали возможность их применения при разработке пластов АС4-8 Фёдоровского месторождения.

Фёдоровское месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти по всем объектам, находящимся в разработке долгие годы. Поэтому необходимо сконцентрировать всё внимание на залежах, содержащих запасы нефти, извлечение которых позволило бы замедлить падение добычи нефти и стабилизировать её.

Рассмотрим структуру извлекаемых запасов нефти. Запасы нефти Фёдоровского месторождения утверждены ГКЗ СССР и составляют: балансовые - 1848,8 млн. тонн, извлекаемые - 681,3 млн. тонн (рис. 3.1).

Рисунок 3.1. Запасы Федоровского месторождения:

а) балансовые, млн.т.

б) извлекаемые, млн.т.

коэффициент нефтеизвлечения 0,369 (по категориям В+С1), балансовые 310,5 млн. тонн, извлекаемые 43,6 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,141 (по категории С2).

Начальные извлекаемые запасы нефти распределялись по объектам разработки следующим образом: основной объект - пласт БС10 - 66,8 %,в сложнопостроенных газонефтяных залежах пластов АС4-8 - 23,4 %, на объекты БС1-2, БС101 приходилось 4,5 и 3,7 % соответственно, в пласте АС9-1%, а в пластах ЮС21, БС16 - 0,6 % в сумме. Таким образом, в целом на объекты группы БС приходилось 75,6 % НИЗ, а на объекты группы АС 24,4% НИЗ. Выработка запасов нефти по основному объекту разработки - пласту БС10 достигла - 89 %, по объекту БС101 - 72 %, по объекту БС1-2 - 59 %, по объекту АС9 - 91%. За счёт разработки объектов произошли изменения в структуре извлекаемых запасов нефти. Текущие извлекаемые запасы месторождения составляют 253,9 млн. тонн и распределяются по объектам разработки следующим образом: от запасов нефти основного объекта разработки пласта БС10, который был определяющим в добыче нефти многие годы, осталось 68,3 млн. тонн при текущей обводнённости 91,3 %, в пластах БС1-2, и БС101 18,2 млн. тонн, 10,3 млн. тонн при текущей обводнённости 81,4 и 71,2 % соответственно, в пласте АС9 осталось 1,9 млн. тонн нефти при текущей обводнённости 85,7%. В сумме по объектам БС10 - АС9 текущие извлекаемые запасы составили 98,6 млн. тонн или 39% от ТИЗ месторождения. Из распределения текущих запасов нефти по объектам разработки следует, что перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторождении связана с промышленным освоением объектов АС4-8. В технологической схеме 1995 года был утверждён вариант разработки нефтяной оторочки пластов АС4-8 с применением горизонтальных скважин, которых предполагается пробурить 1003. Технико-экономические расчёты показали, что экономическая эффективность от применения горизонтальных скважин на порядок выше, чем с применением вертикальных скважин, при этом коэффициент извлечения нефти увеличивается в 1,8 раза, дополнительно вовлекается в разработку на 100,9 млн. тонн нефти больше, чем в варианте с вертикальными скважинами.

Новизной научных и технических решений является то, что впервые в мировой и отечественной практике нефтяной промышленности для разработки тонкой нефтяной оторочки залежи запроектирована строгая большеобъемная система вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, максимально учитывающая геологическое строение пластов. Все элементы системы разработки обоснованы из условия получения максимальной технико-экономической эффективности. Реализация проектных решений технологической схемы позволит стабилизировать добычу нефти в год. При этом снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС1-2, БС101 будет компенсироваться вводом свежих запасов из пластов АС4-8.

По состоянию на 01.01.2004. года эксплуатационный фонд по месторождению составил 2781 скважину, в том числе действующий 2608, в бездействии - 165, в освоении 8. Эксплуатационный фонд Федоровского месторождения приведен на рис.3.2. Нагнетательный фонд - 1326 скважин, из них под закачкой 1264. Разбуренность месторождения составляет 62,56 % от размещенного фонда скважин по категории В+С1.

Фонд нефтяных скважин на 01.01.2004г.

Дающие: всего 2525,

В т.ч. фонтан- 34,

ЭЦН- 1642

ODI- 221

Фонтан+ЭЦН- 67

ШГН- 561

Эксплуатационный: 2781

Действующий 2608

В простое 83

В бездействии 165

В освоении 8

Нагнетательный фонд: 1326

Под закачкой - 1264

Остановленные- 26

Действующие- 1290

Бездействующие- 29

Освоение- 7

Водозаборные- 112

ВСЕГО СКВАЖИН: 5602

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин Федоровского месторождения на 01.01.2004г. представлен на рис.3.1

Рис.3.2 Эксплуатационный фонд нефтяных скважин Федоровского месторождения на 01.01.2004г

3.2 Динамика показателей разработки фонда скважин.

НГДУ «Фёдоровскнефть» разрабатывает два нефтяных месторождения: Фёдоровское и Дунаевское. В 2003 году добыто 10984.472 тыс.тн нефти, в том числе 10832.372 тыс. тонн по Федоровскому месторождению, 152.1тыс.тн - по Дунаевскому месторождению и 6 193.351 млн.н.м3 газа, в том числе 5 505,322 из "газовой шапки" пласта АС4-8. Основные показатели разработки по месторождению приведены в таблицах 3.1. - 3.6.

В промышленную разработку введены пласты АС4-8; АС9; БС 1-2; БС101;БС10.,БС16-18; Ю1; Ю2. Пласт АС7-8 - в опытной эксплуатации. Распределение добычи по пластам и годам представлено на рисунке 3.3.

С начала разработки месторождения добыто 487 278,138 тыс.тонн нефти, что составляет 71,9% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). График накопленной добычи представлен на рис. 3.4.Обводнённость на конец года составила 91,04 %, увеличилась на 0,64% по сравнению с прошлым годом.

Один из основных объектов эксплуатации - пласт БС10 разбуривается с 1973 года. Эксплуатационный фонд скважин на конец года составил 876, в том числе действующий - 823; в бездействии - 52; в освоении - 1. Нагнетательный фонд - 560 скважин, из них под закачкой - 526. Годовая добыча составила 2854,242 тыс.тонн нефти. С начала эксплуатации пласта отобрано 409319,405тыс. тонн нефти, что составляет 89,92 % от НИЗ. Темп отбора от НИЗ - 0,63 %, от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) - 5,9 %. Обводненность на конец года составила 95,25%, что на 0,35% выше, чем на начало года. Среднегодовой дебит по нефти - 8,9 т/сутки; по жидкости - 188,8 т./сутки. Среднесуточная добыча на конец года 7 974,77 тонны, что составляет 25,85% от добычи по месторождению. Количество обводненных скважин - 823, в том числе от 2 - 20% - 14 скважин; от 20 - 50% - 23 скв; от 50 - 90% - 146 скв; более 90% - 640 скважин (таблицы 3.1 - 3.5).

Основной способ эксплуатации насосный (ЭЦН, ШГН), основная доля добычи нефти приходится на ЭЦН и составляет 2 756,430 тыс.тонн (96,57% от всей добычи по пласту). Закачка воды по пласту за год составила 65804,47тыс.м3, компенсация отбора закачкой - 106,7%; накопленная закачка - 1 833 248,8 тыс.м3, при этом накопленная компенсация составляет 111,5%. Средняя приемистость по пласту - 349 м3/сут. Пластовое давление по залежи по Федоровской площади - 230 атм., по Моховой площади - 229,3атм, по северу Восточно-Моховой площади - 230,3 атм, по югу Восточно-Моховой площади - 224,1 атм.

Пласт БС101 введён в промышленную эксплуатацию в 1979 году. Пласт нефтеносен в пределах Фёдоровской и Восточно

Нагнетательный фонд - 75 скважин, из них под закачкой - 67. Годовая добыча нефти составила 448,663тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ - 1,78%, от ТИЗ - 6,5%.Накопленная добыча составляет 18706,331тыс.тонн или 74,23 % от НИЗ, при текущей обводнённости 81,12 %. Количество обводнённых скважин 172, в том числе от 2 - 20% - 36 скв.; от 20 - 50% - 9 скв; от 50 - 90% - 60 скв; более 90% - 47 скважин. Среднегодовой дебит по нефти - 6,8т./сутки, по жидкости - 39,9 т./сутки. Среднесуточная добыча нефти на конец года составила 1 205,5 тонны, что составляет - 3,91% от добычи по месторождению (таблицы 3.1 - 3.5).

Годовая закачка воды в пласт составила 2 890,4 тыс. м3., при компенсации отбора закачкой - 105,3 %. Накопленная закачка по пласту 55806,32 тыс.м3., компенсация отбора закачкой - 111,9 %. Средняя приёмистость по пласту - 113 м3/сутки. Пластовое давление по Фёдоровской площади - 222,6 атм., по югу Восточно - Моховой - 224,7 атм.

Пласт БС1-2 нефтеносен в пределах Фёдоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадей. Разработка пласта ведётся с 1974 года. Эксплуатационный фонд скважин на 1.01. 2004 составил 321 скважину, в т.ч. действующий - 306, в бездействии - 15. Нагнетательный фонд - 146 скважин, из них под закачкой - 138.

Годовая добыча составила 764,385 тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ - 2,50%; от ТИЗ - 5,9%. Накопленная добыча нефти - 18 301,841 тыс.тонн, что составляет 59,81 % от НИЗ. Обводненность на конец года по пласту - 90,04%. Количество обводненных скважин - 306, в том числе от 2 - 20% -

38 скв; от 20 - 50% - 47 скв; от 50 - 90% - 127 скв; более 90% - 94 скважины. Среднесуточная добыча на конец года - 2 024,2 тонны, что составляет 6,56% от добычи по месторождению. Средний дебит одной скважины по нефти - 6,8 т/сутки, по жидкости - 61,1 т/сутки (таблицы 3.1 - 3.5). Закачка воды в пласт за год составила 7 488,71 тыс.м3, годовая компенсация - 104,4%. Накопленная закачка - 94 919,652 тыс.м3, при этом компенсация составляет 113,3 %. Пластовое давление по Моховой и Федоровской площадям по залежи - 200,1 атм, по Северо-Сургутской площади 202,6 атм.

Пласт АС9 нефтеносен в пределах Фёдоровской и Моховой площадей. Эксплуатационный фонд скважин на конец года - 71, в том числе действующий - 70, в бездействии - 1, под закачкой - 29.Годовая добыча нефти по пласту составляет 283,3тыс. тонн, темпы отбора от НИЗ - 3,9 %, от ТИЗ - 30,7%. Накопленная добыча - 6617,437тыс.тонн. Отбор от НИЗ - 91,17%, обводнённость на конец года - 92,84 %. Количество обводнённых скважин - 70, из них с обводнённостью от 50 - 90% - 29 скв; более 90% - 36 скважин. Среднесуточная добыча нефти на конец года - 764,2 тонны, что составляет 2,48% от добычи по месторождению. Средний дебит одной скважины по нефти - 10,86 т/сут., по жидкости - 146,7 т/сут (таблицы 3.1 - 3.5). Годовая закачка воды в пласт - составила 3 287,7 тыс.м3, компенсация при этом - 84,4%. Накопленная закачка - 43 299,9 тыс.м3, при компенсации - 109,4%. Пластовое давление по залежи - 189,1 атм.

Пласты АС4, АС5-8 объединены в один эксплуатационный объект АС4-8, нефтеносный в пределах всего Фёдоровского месторождения. Опытно-промышленная эксплуатация ведётся с 1976 года на участке Моховой площади. Промышленная эксплуатация начата в 1995 году с разбуривания севера Восточно-Моховой площади. Разработка залежи ведётся горизонтальными и наклонно - направленными скважинами. Система заводнения площадная. Проектный фонд скважин - 2511, из них 950 - горизонтальные. Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.2004 года составил 1208, в том числе действующий - 1139, в бездействии - 69. Нагнетательный фонд - 498, под закачкой - 488. Фонд горизонтальных скважин составляет 552, из них на Федоровской площади - 15; на Моховой - 274; на севере Восточно-Моховой - 240; на юге Восточно-Моховой - 23. Фонд горизонтальных нагнетательных скважин - 2 на севере Восточно-Моховой площади, 1 на Моховой площади. Разбуренность объекта - 78,5 %.

Добыча нефти по пласту АС4-8 за 2003 год составила 5 597,261 тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ 3,67%, от ТИЗ - 4,66%. Накопленная добыча нефти - 32503,341 тыс.тонн, что составляет 21,3% от начальных извлекаемых запасов. Суточная добыча нефти на конец года - 15 688,2 тонны (добыча нефти за год увеличилась на 353,2 т/сут.) и составила 50,85% от всей добычи по месторождению .

Добыча нефти по горизонтальным скважинам составила за год 3712,692тыс. тонн (66,33 % от добычи по объекту).

Обводнённость на конец года - 88,35 %, в том числе по горизонтальным скважинам - 87,54 %. Количество обводненных скважин на 01.01.2004 - 1096, в том числе от 2 до 20% - 64 скв; от 20 до 50% - 114 скв; от 50-90% - 380, более 90% - 536 скважин.

Средний дебит пласта АС4-8 по нефти - 14,89 т/сутки, по жидкости 117,9т/сутки, в том числе по горизонтальным скважинам: по нефти 21,67т/сутки, по жидкости - 155,85т/сутки. Добыча "прорывного" газа из пласта за год составила 5505,322 млн.н.м3, в том числе по горизонтальным скважинам добыто 3407,5757 млн.н.м3. Годовой газовый фактор по пласту - 983,9 н.м3/тн, по горизонтальным скважинам 917,8 н.м3/тн. С начала эксплуатации пласта добыто 31212,8527 млн.н.м3 газа, из них 28480,8541млн.н.м3 через нефтяные скважины, в т.ч. по горизонтальным скважинам 13718,9693 млн.н.м3. Накопленный газовый фактор по пласту составил 876,4 н.м3/тн, по горизонтальным скважинам 819,3 н.м3/тн .Закачка воды в пласт за год составила 22749,0 тыс. м3., компенсация отбора закачкой - 107,1 %, накопленная закачка - 151766,8 тыс. м3., накопленная компенсация - 111,4 %.

Добыча «прорывного» газа по пласту в целом за год составляет 1550,383млн.м3., с начала эксплуатации - 10958,735 млн.м3 (таблицы 3.1-3.6)

Пласт АС4-8 Моховой площади эксплуатируется как опытно-промышленный с 1976 года, с 1999 года в промышленной эксплуатации с применением горизонтальных скважин. По состоянию на 1.01.2004 года эксплуатационный фонд скважин - 645, в том числе 274 горизонтальных скважин , действующий 606, из них горизонтальных - 268. Карта разработки пласта АС4-8 опытного участка Моховой площади представлена в графическом материале .

Годовая добыча нефти с 3100,673 тыс.тонн, в т.ч. 1911,398тыс.тонн по горизонтальным скважинам (61,64% всей добычи по пласту). С начала эксплуатации добыто 18 400,473 тыс.тонн нефти, что составляет 25,408% от НИЗ, обводненность на конец года в целом по пласту составила 87,77%, в том числе 85,04% по горизонтальным скважинам.

Средний дебит одной скважины по нефти - 15,98 т./сутки, в том числе по горизонтальным скважинам - 25,12 т./сутки, по жидкости -122,08 т./сутки, в том числе по горизонтальным - 154,12 т./сутки.

Добыча «прорывного» газа за год составила 2592,3126млн.н.м3, в том числе 1 718,8441 млн.н.м3 из горизонтальных скважин. Накопленная добыча «прорывного газа» составляет 15324,3818млн.н.м3, том числе по скважинам горизонтальным - 4153,2076млн.н.м3 .

Годовой "газовый фактор" - 836 м3/тн, в том числе 899,3 м3/тн по горизонтальным скважинам. Накопленный "газовый фактор" - 832,8 н.м3/тн для всего пласта и 735,6 н.м3/тн для горизонтальных скважин.

Закачка воды в пласт для поддержания пластового давления за год составила - 36 555,846 тыс.м3, при компенсации 95,96%; накопленная закачка - 241 578,058 тыс.м3, при этом компенсация составила 106,2%. Пластовое давление по пласту АС5-8 Моховой площади - 186,2 атм.

Пласт АС4-8 севера Восточно-Моховой площади находится в промышленной эксплуатации с 1995 года. Проектный фонд скважин по площади - 570, в том числе 237 - горизонтальных. По состоянию на 1.01.2004 года эксплуатационный фонд составил 376 скважин, в т.ч. 240 горизонтальных. Действующий фонд 359, в том числе 233 горизонтальных. Годовая добыча нефти составила 1 743,189 тыс.тонн при темпе отбора от НИЗ - 5,34 %. Добыча нефти из горизонтальных скважин - 1404,35 тыс.тонн, 80,56 % всей добычи по данному объекту. Накопленная добыча нефти - 12370,071 тыс.тонн (37,9% от начальных извлекаемых запасов), в том числе 10 241,008 тыс.тонн по горизонтальным скважинам, что составляет 82,79% от всей добычи рассматриваемого объекта. Обводненность на конец года - 91,51%, в т.ч. 91,94% по горизонтальным скважинам. Средний дебит одной скважины по нефти - 13,82т/сутки, в т.ч. 16,74 т/сутки по горизонтальным скважинам, по жидкости - 129,5 т/сутки, в т.ч. 163,6 т/сутки - по горизонтальным скважинам.

Добыча газа из «газовой шапки» за 2003 год составила 2198,5178млн.н.м3, из них 1 466,207 млн.н.м3 из горизонтальных скважин. С начала эксплуатации пласта добыто 11 653,1341 млн.н.м3 газа, в том числе 9029,8309млн.н.м3 из горизонтальных скважин. Среднегодовой "газовый фактор" по пласту АС4-8 - 1 261.2 н.м3/тн, в т.ч. по горизонтальным скважинам - 1 044,0 н.м3/тн. Накопленный «газовый фактор» 942.0 н.м3/тн, в том числе по горизонтальным скважинам 881.7 н.м3/тн.

Годовая закачка воды в пласт составила 31236,218 тыс.м3, что составило 110.1% компенсации отбора, накопленная закачка - 141579,199тыс.м3, при этом компенсация - 110,8%. Пластовое давление по пласту 187.4 атм.

Пласты БС16-17-18, Ю2 с принятием «Дополнения к техсхемам разработки Федоровского месторождения» протокол ЦКР от 19.04.2001 №2698 введены в промышленную эксплуатацию с применением «пологих» (зенитный угол ~60o) скважин и проведением в каждой нагнетательной и добывающей скважинах ГРП и зарезки двух боковых стволов на стадии строительства или эксплуатации.

В 2003 году было продолжено разбуривание залежи пластов Ачимовской толщи. Введено 20 новых скважин, из них 15 пологонаправленных, в том числе 14 нагнетательных, 2 горизонтальные скважины, 3 - из разведочного бурения. На 33 старых скважин пробурены боковые стволы, средний дебит нефти по которым составил 56,0 т/сут. Все боковые стволы - горизонтальные, в том числе по одной скважине пробурено три ствола. На 2004 год запланировано пробурить на данный объект 45 новых скважин и 24 боковых стволов.

Добыча нефти по пластам БС14-18 за 2003 год составила 704,423 тыс.тонн, в том числе из новых скважин 96,476 тыс.тонн , из скважин с боковыми стволами 257,049 тыс.тн. Накопленная добыча нефти составила 14,70 % от НИЗ, что составило 1337,302тыс.тн. Среднесуточная добыча составляет 2588,0 тонн, 8,39 % от общей добычи по месторождению. Средний дебит по нефти - 34,8 т/сут, по жидкости - 46,3т/сут. В том числе дебит по нефти по новым скважинам 25,7т/сут. Обводненность на конец года - 23,92 %. Закачка за год 601,511 тыс.м3, накопленная - 874,035тыс.м3. Компенсация отбора с начала эксплуатации по пластам: БС16 - 31,9%, БС17 -57,5%, БС18 - 35,8 % .

Пласты ЮС1 и ЮС2 введены в промышленную эксплуатацию на основании протокола ЦКР от 19.04.2001 № 2698 с применением пологонаправленных скважин с проведением ГРП на каждой скважине и зарезке двух боковых стволов. В 2003 году введено 3 новые скважины, в том числе 2 на ЮС2 и 1 на ЮС1. Скважины пологонаправленные. Дебит нефти одной новой скважины 14,0 т/сут. Кроме этого введено 11 скважин пробуренных из старого фонда боковыми стволами. Средний дебит по этим скважинам 47,7 т/сут. Добыча нефти из новых скважин за 2003 год составила 9,562 тыс.тонн, из скважин боковых стволов - 88,892 тыс.тонн. Эксплуатационный фонд на 01.01.2004 составляет 30 скважин, действующий - 25, в бездействии - 3, в освоении - 2. Нагнетательная 1.

Добыча нефти в целом по пласту ЮС за год составила 148,263тыс.тонн, в том числе по ЮС1 - 121,034тыс.тонн, по ЮС2 - 27,229тыс.тонн. Средний дебит составил 21,76 т/сут по нефти 30,49 т/сут по жидкости. Обводненность на конец года в целом по ЮС составила - 23,86 %, в том числе по ЮС1-22,95%, по ЮС2-30,11%. Закачка воды составила 0,9тыс.м3.

Таблица 3.4

Обводненность по пластам за 2003 год

Федоровское месторождение

Пласт

на 01.01.2003

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

на 01.01.2004

АС4,АС5+8

в том числе

84,9

84,76

86,53

87,59

88,0

88,35

АС4

56,5

60,54

63,38

69,14

68,48

70,7

АС5+8

85,2

84,95

86,75

87,78

88,23

88,56

АС7+8

76,1

69,90

78,69

78,02

73,06

71,49

АС9

92,6

92,32

92,39

93,04

92,63

92,84

БС1+2

89,04

88,48

88,6

89,74

89,45

90,04

БС101

80,37

81,73

83,18

84,24

82,41

81,12

БС10

94,9

95,10

95,19

95,36

95,43

95,25

БС16-18

в том числе

29,93

28,92

24,4

24,78

24,8

24,5

БС16

32,6

28,14

23,39

22,86

23,23

23,13

БС17

13,5

26,8

23,91

29,7

28,81

25,8

БС18

37,5

34,63

29,35

26,91

27,42

28,69

ЮС1

32,6

52,28

58,56

26,83

24,52

22,95

ЮС2

18,7

12,85

20,70

20,79

29,91

30,11

АС61

-

-

-

-

-

БС14

50,0

23,03

17,45

15,75

13,87

4,21

БС15

35,5

25,33

19,68

19,62

20,85

19,74

ВСЕГО

90,4

90,33

90,73

91,06

91,00

91,04

Таблица 3.5

Количество обводненных скважин

Федоровское месторождение

на 01.01.2003

на 01.01.2004

Пласт

до 2%

2-20%

20-50%

50-90%

90%

Всего

до 2%

2-20%

20-50%

50-90%

90%

Всего

АС4

-

13

8

14

6

41

0

6

12

13

7

38

АС5+8

1

70

88

354

430

943

2

58

102

367

529

1058

АС7+8

-

2

9

25

7

43

0

8

13

22

7

50

АС9

-

2

4

38

32

76

0

0

5

23

36

70

БС1+2

-

23

73

135

102

333

0

38

47

127

94

306

БС101

-

41

32

76

50

199

0

36

29

60

47

172

БС10

-

28

30

195

713

966

0

14

23

146

640

823

БС16

1

18

6

4

5

34

1

36

15

8

3

63

БС17

-

11

3

2

1

17

0

12

10

3

2

27

БС18

-

5

2

2

2

11

0

8

7

3

1

19

ЮС1

-

1

2

1

-

3

0

6

2

3

2

13

ЮС2

1

5

1

1

1

9

0

8

1

2

1

12

БС14

1

1

0

1

0

0

0

1

БС15

3

3

0

5

2

0

0

7

ВСЕГО

3

202

257

840

1346

2648

3

214

251

776

1364

2608

Таблица 3.6

Сведения по пласту АС4, АС5-8 с применением горизонтальных скважин за 2003 год Федоровское месторождение

N п/п

Показатели разработки

Федоровская площадь

Моховая площадь

Север Восточно-Моховой площади

Юг Восточно-Моховой площади

Всего по пласту АС4-8

1

Добыча нефти за год,т.т

367,248

3100,673

1743,189

384,079

5595,189

в т.ч.по горизонтальным скв.

148,08

1911,398

1404,35

248,864

3712,692

2

Эксплуатационный фонд

на конец года,скв.

78

645

376

54

1157

в т.ч.по горизонтальным скв.

17

274

240

23

552

3

Количество действующих скв.

в начале года,

62

517

351

47

977

в т.ч.по горизонтальным скв.

9

181

236

16

442

4

То же в конце года,

71

606

359

49

1089

в т.ч.по горизонтальным скв.

15

268

233

23

539

5

Среднесуточная добыча нефти

в начале года,т/сут

1009,9

7951,1

5452,4

1000,6

15414

в т.ч.по горизонтальным скв.

577,483

5091

4565,6

752,77

10986,9

6

То же в конце года,

1124,6

9515,6

4228,7

996,3

15335

в т.ч.по горизонтальным скв.

434,03

6021,6

3359,7

647,5

10462,83

7

Средний дебит одной скв.

по нефти,т/сут

16,1

15,98

13,82

22,27

15,5

в т.ч.по горизонтальным скв.

38,9

25,12

16,74

32,99

21,67

8

Средний дебит одной скв.

по жидкости,т/сут

54,39

122,08

129,52

76,03

117,9

в т.ч.по горизонтальным скв.

150,86

154,12

163,58

89,82

155,85

9

Обводненность на конец года,%

68,14

87,77

91,25

77,11

88,35

в т.ч.по горизонтальным скв.

74,01

84,67

91,74

72,56

87,54

10

Среднегодовая обводн,%

70,29

86,91

89,33

70,7

86,85

в т.ч.по горизонтальным скв.

74,21

83,7

89,77

63,27

86,09

11

Добыча нефти с начала разр.,т.т

929,593

18400,473

12370,071

796,743

32503,341

в т.ч.по горизонтальным скв.

360,907

5646,312

10241,008

495,734

16743,961

12

Закачка за год,тыс.м3

1731,047

36555,846

31236,218

1431,526

70954,637

13

Закачка с начала разработки,т.м3

3913,366

241578,053

141579,199

1515,66

388586,278

14

Добыча "прорывного" газа

за год,млн.м3

455,691

2592,3126

2198,5178

258,8006

5505,322

в т.ч.по горизонтальным скв.

64,9212

1718,8441

1466,207

157,6033

3407,5757

3.3 Контроль за состоянием разработки

Исследование скважин является оперативным контролем за состоянием разработки нефтяных месторождений. В НГДУ "Федоровскнефть" проводятся геолого-промысловые, гидродинамические и промыслово-геофизичес-кие исследования скважин в соответствии с «Регламентом промысловых, гидродинамических и промыслово - геофизических исследований нефтяных и нагнетательных скважин» и плановым заданием.

Цель геофизического контроля - это получение информации о состоянии и изменении, которые происходят в продуктивных пластах в процессе из эксплуатации, для выбора научно-обоснованных систем разработки залежей, регулирования темпа отбора флюида, направленного на максимальное извлечение их из недр.

В настоящее время промыслово-геофизические исследования позволяют решать следующие задачи:

1. Определение ГНК, ВНК и наблюдение за их продвижением в процессе эксплуатации;

2. Коэффициент текущей и конечной нефтенасыщенности;

3. Определение отдачи и приемистости пласта;

4. Определение источника обводнения;

5. Определение состава флюида в стволе скважин;

6. Определение технического состояния эксплутационной колонны;

7. Изучение режимов работы оборудования и скважин.

Непосредственная задача гидродинамических исследований заключается в получении данных, характеризующих геолого-физические и гидродинамические свойства продуктивных пластов и отдельных скважин (коэффициент продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности). Уточнение гидродинамических параметров пластов и контроль за их изменением проводится с помощью исследований на установившемся и неустановившемся режимах фильтрации.

В целом по НГДУ план геолого - промысловых и гидродинамических исследований выполнен, выполнены объемы глубинных исследований фонтанных скважин (Рпл., Рзаб., КВД, ИК, отбор глубинных проб).

Невыполнение плана исследований фонтанных скважин связано со сложностью подготовки скважин к замерам (особенно в зимнее время), высокими устьевыми давлениями в ряде скважин, непроходами глубинных приборов в НКТ из-за отложений парафина.

По нефтяным и нагнетательным скважинам объем геофизических исследований в целом перевыполнен. Экономический эффект от использования собственных геофизических партий составил 5623,7 тыс. руб.

Выполнение плана исследовательских работ приведены в таблицах 3.7, 3.8. В таблице 3.9 приведены данные технической готовности скважин к проведению глубинных исследований.

Таблица 3.7

Количество исследований скважин, пластов, флюидов за 2003 год

НГДУ "Федоровскнефть"

№ п/п

Цель исследования

Количество скважин

Количество операций

Гидродинамические исследования

1

Снятие индикаторной кривой

48

48

2

Снятие кривой восстановления давления

453

453

3

Замер пластового давления (статический уровень)

2 518

5 918

4

Замер забойного давления (динамический уровень)

4 024

25 658

5

Замер газового фактора

522

4 562

6

Отбор глубинных проб

-

-

Лабораторные исследования

1

Химический анализ нефти

181

181

2

Химический анализ пластовой воды

651

651

3

Определение обводненности

2 791

130 316

Промысловые исследования

1

Замер дебита скважин

2 782

112 163

2

Замер приемистости нагнетательных скважин

1 291

55 961

3

Замер давления на устье скважины

1 259

55 814

Таблица 3.8

Исследование скважин геофизическими методами за 2003 год

№ п/п

Вид исследования

План

Факт

1.

Профиль притока в безводных скважинах

-

-

2.

Профиль притока, источники обводнения

414

404

3.

Итого профилей отдачи

414

404

4.

Профили поглощения

558

573

5.

Техническое состояние эксплуатационных колонн

988

1068

6.

в т.ч. как самостоятельная задача

512

530

7.

Контроль за газонасыщением и ГНК

892

953

8.

Контроль за нефтенасыщениеми ВНК

29

45

9.

Акустическое воздействие

-

-

10.

Гироскоп

162

107

11.

Исследования в горизонтальных скважинах с "гибкой трубой"

10

13

Итого:

3053

3163

СВЕДЕНИЯ

о технической готовности скважин к проведению глубинных исследований по состоянию на 01.01.2004 год НГДУ "Федоровскнефть

Категория скважин

Эксплуатационный фонд

Не готово к проведению исследований

Всего

в том числе

нет площадки

нет лубрикатора

нет лубрикатора и площадок

засорен лифт

перепущены НКТ

не оборудованы патрубками и обратными клапанами

Добывающие

2894

109

8

18

15

-

-

68

Нагнетательные

1366

138

15

8

109

-

6

-

Пьезометрические

855

120

16

9

95

-

-

-

ВСЕГО

5115

367

39

35

219

-

6

68

3.4 Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи Федоровского месторождения

НГДУ «Федоровскнефть» с целью интенсификации нефтедобычи и увеличения нефтеотдачи пластов применяет химические, механические физико-химические, и гидродинамические методы.

В 2003 году НГДУ «Федоровскнефть» продолжило работы по интенсификации добычи нефти, увеличению приемистости нагнетательных скважин и увеличению нефтеотдачи пластов. Всего за год проведено 1056 скважино / операций по ОПЗ, в том числе 303 на добывающих скважинах и 633 - на нагнетательных. Силами СУХТП выполнена 421 операция, в том числе 329 - ОПЗ и 92 операции по нефтеотдаче, из них ГОК - 26; 1 - ВУС; 65 - растворитель+V ПАВ. При КРС проведено 727 скважино/операций, в том числе 246 операций на добывающих скважинах, 481 операция на нагнетательных скважинах.

Технологическая эффективности от ОПЗ с учетом переходящих скважин составляет 2300,082 тыс.тонн, в том числе 20,618 тыс.тонн. Эффективность от перфорационных методов 886,507 тыс.тонн. За счет физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов добыто 693,087 тыс.тонн нефти, в том числе 57,363 за счет ГРП.

Технологическая эффективность от гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов составила за 2003 год 6427.9 тыс.тонн нефти, в т.ч. за счет вовлечения «недренируемых» запасов нефти - 794,5 тыс.тонн, площадное и барьерное заводнение - 1904,2 тыс.тонн, с применением горизонтальных скважин - 3729,2 тыс.тонн (таблица 3.10.).

Вывод: Фёдоровское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1973 года. Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти. В период с 1973 по 1977 год разбуривание основного объекта - пласта БС10, осуществлялось в пределах наиболее продуктивной Моховой площади, в 1978 - 1980 гг. введены в разработку Восточно-Моховая и Фёдоровская площади. С 1980 года вовлечены в разработку пласты БС101, БС1-2, АС9. С 1976 года ведутся опытно-промышленные работы на газонефтяных залежах пластов АС4-8. С 1993 года начато бурение горизонтальных скважин. С принятием «Дополнения к техсхемам разработки Федоровского месторождения» от 19.04.2001 введены в промышленную эксплуатацию пласты БС16-17-18, ЮС1-2 , с применением «пологих» скважин и проведением в каждой нагнетательной и добывающей скважинах ГРП и зарезки двух боковых стволов. Разбуренность месторождения составляет 62,56% от размещенного фонда скважин по категории В+С1.

Месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти. Более половины действующего фонда добывающих скважин эксплуатируется с обводненностью продукции 90 % и более. Всего с начала разработки месторождения добыто 487 278,138 тыс.тонн нефти, что составляет 71,9% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). В 2003 году НГДУ «Федоровскнефть» добыто 10984.472 тыс.тн нефти, в том числе 10832.372 тыс.тонн по Федоровскому месторождению и 6193.351млн.н.м3 газа, в том числе 5505,322 из "газовой шапки" пласта АС4-8. Обводнённость на конец года составила 91,04 %, увеличилась на 0,64% по сравнению с прошлым годом.

Добыча нефти по пласту АС4-8 составляет 50,85% от всей добычи по месторождению. За 2003 год она составила 5 597,261 тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ 3,67%, от ТИЗ - 4,66%. Накопленная добыча нефти - 32503,341 тыс.тонн, что составляет 21,3% от начальных извлекаемых запасов. Годовая добыча по пласту БС10 составила 2854,242 тыс.тонн нефти. С начала эксплуатации пласта отобрано 409319,405тыс. тонн нефти, что составляет 89,92 % от НИЗ. Темп отбора от НИЗ - 0,63 %, от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) - 5,9 %. Среднесуточная добыча на конец года 7 974,77 тонны, что составляет 25,85% от добычи по месторождению.

Для поддержания пластового давления применяют заводнение. Количество скважин под закачкой увеличилось с 1145 на 01.01.2003 до 1264 скважин на 01.01.2004. Закачка воды по месторождению за год составила 151085.910тыс.м3, накопленная закачка 2417097.184тыс.м3. Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила 110,3%. Это позволяет поддерживать пластовое давление и не дает упасть до давления насыщения, что положительно влияет на работу скважин, оборудованных УЭЦН.

Действующий фонд добывающих скважин в начале года составлял 2674, в конце - 2608 скважин. Наиболее существенно произошло перераспределение фонда по пластам АС4-8 (+211 скважин) и БС10 (-253 скважины). Основной способ эксплуатации насосный (ЭЦН, ШГН), основная доля добычи нефти приходится на ЭЦН. Добыча нефти в 2003 году установками ЭЦН составила 9683.701тыс.тн.

Перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторождении связана с промышленным освоением объектов АС4-8. Новизной научных и технических решений является то, что впервые в мировой и отечественной практике нефтяной промышленности для разработки тонкой нефтяной оторочки залежи запроектирована строгая большеобъемная система вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, максимально учитывающая геологическое строение пластов. Все элементы системы разработки обоснованы из условия получения максимальной технико-экономической эффективности. Реализация проектных решений технологической схемы позволит стабилизировать добычу нефти. При этом снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС1-2, БС101 будет компенсироваться вводом свежих запасов из пластов АС4-8.

Таблица 3.10

Мероприятия по проведению интенсификации нефтедобычи и увеличению нефтеотдачи пластов за 2003 год

№

п/п

Мероприятия

скважин/ операций

Технологическая эффективность тыс.тонн

1

ОПЗ, в том числе

1056*

2300,082

1.1.

Кислотные методы

435

527,478

1.2.

ОПЗ растворителями, ПАВ

414

971,181

1.3.

Прочие методы

-

-

2.

Перфорационные методы

211

886,507

2.1.

в том числе дострел

78

489,302

2.2.

в том числе перестрел

63

132,774

2.3.

Перевод на др. объекты

70

264,431

3.

Методы увеличения нефтеотдачи

3.1.

Физико-химические методы в том числе:

239

693,087
...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены