2.4 Геолого-промысловый контроль за состоянием разработки

Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором.

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной - по нефти, обводненной - по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индивидуальной замерной установки турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в м³/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м³/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально,

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах - в паспорте объекта разработки и на графике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки.

Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта: средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Наряду с этим приводятся:

- свойства газа;

- свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

- данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

- данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу, с принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения, максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных, количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин, добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу, средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину, разновидность заводнения или другого метода воздействия, основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приходятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и процентах начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах, добыча жидкости за год и с начала разработки в м³ в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м³ и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях, закачка воды с начала разработки в м³ и в процента накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях, добыча попутного газа за год в м³; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, - добывающих, нагнетательных, число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности в зоне отбора Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2, 2-20; 20-50; 50-90; более 90%.

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.

График разработки составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику годовых (квартальных, месячных) показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.



3. Проектная часть

3.1 Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП

К настоящему времени Таймурзинское месторождение характеризуется высокой степенью выработанности и находится на завершающей стадии разработки. Для извлечения остаточных запасов и достижения высокого значения коэффициента нефтеотдачи необходимо внедрение на месторождении современных геолого-технических мероприятий.

ГТМ применяемые на Таймурзинском месторождении Кизеловского горизонта приведены в таблице 3.

Таблица 7

ГТМ

Геолого-технические мероприятия.	Кол-во скважин
1.1 СКС	1
1.2 ПАКС	1
1.3 СНПХ	1

3.2 Краткий обзор применяемых мероприятий по обработке призабойной зоны пласта ksl1 на Таймурзинском месторождении

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

К ГТМ относятся следующие виды:

- Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - это процесс создания высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины.

- Обработки призабойной зоны (ОПЗ) наиболее широко применяемый вид ГТМ, чаще всего проводимый с помощью различных кислотных составов в зависимости от вида коллектора.

- Перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ) осуществляется по мере истощения нижележащих продуктивных пластов.

- Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) осуществляется для раздельного учета продукции по каждому объекту разработки и последующей оценке достигнутого КИНа. Внедрение системы ОРЭ часто выделяют в отдельный вид ГТМ.

- Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов) - эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки.

- Ремонтно-изоляционные работы (РИР) осуществляются с помощью различных тампонирующих материалов, установки пластыря или пакеров с целью ликвидации не герметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. Также, иногда к ГТМ относят, например, вывод из бездействия, вывод из консервации, реперфорация, дострел, оптимизация ГНО.

- На нагнетательном фонде скважин проводятся такие геолого-технические мероприятия, как работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (не герметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.

3.2 Мероприятия по усовершенствованию разработки

1. СКС

Сущность СКС состоит в увеличении притока с учетом минерального состава карбонатных пород - добывающие скважины, вскрывшие нефтенасыщенные карбонатные коллектора.

Технология СКС предназначена для интенсификации притока за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) путём растворения карбонатной составляющей коллектора кислотными композициями.

Технология СКС реализуется с применением стандартного технологического оборудования.

Технологический процесс приготовления и закачки композиции осуществляется непосредственно на устье добывающей скважины.

Таблица 8

Критерии применения направленной соляно-кислотной обработки с учетом минерального состава карбонатных горных пород

Наименование параметра	Значение и характеристика
Литологический состав	карбонатный коллектор
Нефтенасыщенная толщина пласта	не менее 4 м
Дебит жидкости	не менее 2 т/сут
Обводненность	от 0 до 80%
Неоднородность	однородный коллектор
Вязкость нефти и др.	более 10,1 мПа*с
Пластовое давление	nри давлении, составляющем 75 % от доnустимого давления на nласт

2 КСК

ПАКС - основа технологии кислотной обработки поровотрещиноватых карбонатных коллекторов. Технология предполагает закачку в пласт оторочки ПАКС и ее продавку вглубь пласта.

Механизм действия ПАКС основан на усилении кислотного воздействия за счет снижения поверхностного натяжения на границе фаз, изменения смачиваемости поверхности породы, увеличения глубины проникновения обрабатывающего состава, снижения скорости реакции, более полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении.

ПАКС может применяться в процессе первичной кислотной обработки при освоении пробуренной скважины, для обработки пласта под давлением, в технологии кавернонакопителей и других способах СКО.

Таблица 9

Критерии применения ПАКС

Наименование параметра	Значение и характеристика
Литологический состав	карбонатный коллектор
Нефтенасыщенная толщина пласта	не менее 4 м
Дебит жидкости	не менее 8 т/сут
Обводненность	не более 80%
Неоднородность	однородный коллектор
Вязкость нефти и др.	более 12 мПа*с
Пластовое давление	nри давлении, составляющем 75 % от доnустимого давления на nласт

3 СНПХ-9633 1

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей нефти на поздних стадиях разработки существует проблема преждевременного обводнения продукции при неполной выработке запасов. Прогрессивное обводнение связано с подтягиванием подошвенной или прорывом нагнетаемых вод. Сущность решения этой проблемы состоит в обработке обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта с помощью углеводородных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) - реагента СНПХ-9633 1.

Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин в залежах с неоднородными коллекторами при пластовых температурах 20-40⁰С и различной минерализацией попутно-добываемых вод.

Таблица 9

Критерии применения СНПХ-9633 1

Наименование параметра	Значение и характеристика
Литологический состав	карбонатный коллектор
Нефтенасыщенная толщина пласта	не менее 4 м
Дебит жидкости	не менее 5 т/сут
Обводненность	не более 70%
Неоднородность	однородный коллектор
Вязкость нефти и др.	более 17 мПа*с
Пластовое давление	nри давлении, составляющем 75 % от доnустимого давления на nласт

3.3 Анализ эффективности применения геолого-технических мероприятия на месторождении и сравнение его с другими методами одной категории

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Геолого-технические мероприятия отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате реализации этих мероприятий предприятия, как правило, получают прирост добычи нефти. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие - к прочим ремонтам каждая нефтедобывающая компания определяет самостоятельно.

Геолого-технические мероприятия проводятся на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно - на поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью проведение ГТМ особенно актуально.

Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на каждом нефтяном месторождении - одна из основных задач геологической службы предприятия. Как правило, мероприятия ГТМ планируются ежегодно при подготовке бизнес-плана нефтедобывающего предприятия. А впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются.

Применение методов, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пласта Ksl1 проводятся на Таймурзинском месторождении с 2009 года. Используются в основном физико-химические методы, смена и оптимизация насосного оборудования.

Для повышения эффективности разработки Таймурзинского месторождения и повышения нефтеотдачи добывающих скважин, предлагаю проведение соляно-кислотной обработки с учетом минерального состава карбонатных пород (СКС), пенокислотной обработки (ПАКС) и закачку углеводородной композиции СНПХ-9633 1.

Пласт Ksl1 Таймурзинского месторождения обладает низкими фильтрационно-емкостными характеристиками и высокой обводненностью. Предполагаю, что после проведения предложенных геолого-технических мероприятий будут получены высокие приросты дебитов в связи с улучшением фильтрационно-емкостных характеристик и снижением обводненности.

По результатам проведенного анализа рекомендую проведение соляно-кислотной обработки с учетом минерального состава карбонатных пород на скважине №1538, пенокислотной обработки - на скважине №810 и закачку СНПХ-9633 1 в скважину №1754.

Для проведения соляно-кислотной обработки с учетом минерального состава карбонатных пород рекомендую скважину №1538, поскольку скважина полностью соответствует критериям применения метода, которые указаны в таблице 8.

Для проведения пенокислотной обработки рекомендую скважину №810, поскольку скважина обладает низкими фильтрационно-емкостными свойствами ввиду ухудшившихся свойств призабойной зоны пласта (ПЗП).

Для проведения СНПХ-9633 1 рекомендую скважину №1754, поскольку наблюдается резкое снижение эффективности, обусловленное высокой обводненностью

3.4 Геологическое обоснование мероприятия и ожидаемый эффект

Для применения любого вида ГТМ на Таймурзинском месторождении в кизеловском горизонте подбирались скважины на основании их геологической и технологической характеристики. Выбиралась такая скважина, которая после проведения ГТМ с наиболее сложными геологическими условиями сможет отдать оставшуюся нефть из пласта.

Для проведения соляно-кислотного воздействия с учетом минерального состава карбонатных пород была выбрана скважина №1538, так как значение дебита в этой скважине составляет 0,4 т/сут, обводненность 99,4%. После проведения данного ГТМ в скважине № 1577 Таймурзинского месторождения с аналогичными геологическими условиями дебит скважины вырос с 2,6 т/сут до 4,2 т/сут. А значение обводненности упало с 85% до 65%.

1. Рассчитаем ожидаемый эффект от отработки по скважине - эталону % 1577 после ГТМ по формуле 1:

А = Qпосле / Qдо (1)

где, А - эффект обработки;

Qпосле - дебит после МУН, т/сут

Qдо - дебит до МУН, т/сут

А = 4,2/2,6 = 1,62 т/сут

Таблица 10

Результаты проведения СКС в скважине-эталоне №1577

№ скважины	Q нефти, т/сут	Прирост	Обводненность, %
	до	после		до	после
1577	2,6	4,2	1,6	85	65

2. Рассчитаем ожидаемый дебит в скважине - кандидате № 1538 после проведения ГТМ по формуле 2:

Qожид.дебит = Qдо*А (2)



где Qдо - дебит до ГТМ;

А - эффект обработки

Qожид.дебит = 0,4*1,62 = 0.65

Таким образом, прирост дебита нефти после применения СКС в скважине-кандидате составил 0,25 т/сут.

Показатели эффективности СКС показаны в таблице 11.

Таблица 11

Результаты проведения СКС в скважине-кандидате №1538

№ скважины	Q нефти, т/сут	Прирост	Обводненность, %
	до	после		до	после
1538	0,4	0,65	0,25	99,4	76

Для проведения воздействия с поверхностно-активным кислотным составом выбрана скважина № 810, так как значение дебита в этой скважине составляет 7,5 т/сут, обводненность 71,8%. После проведения данного ГТМ в скважине №1005 Ямашинского месторождения с аналогичными геологическими условиями дебит скважины вырос с 5 т/сут до 8,5 т/сут. А значение обводненности упало с 82% до 78%.

1. Рассчитаем ожидаемый эффект от отработки по скважине - эталону №1005 после ГТМ по формуле 3:

А = Qпосле/Qдо (3)

где, А - эффект обработки;

Qпосле - дебит после МУН, т/сут

Qдо - дебит до МУН, т/сут

А = 8,5/5 = 1,7 т/сут



Таблица 12

Результаты проведения ПАКС в скважине-эталоне № 1005

№ скважины	Q нефти, т/сут	Прирост	Обводненность, %
	до	после		до	после
1005	5	8,5	3,5	82	78

2. Рассчитаем ожидаемый дебит в скважине - кандидате № 810 после проведения ГТМ по формуле 4:

Qожид.дебит = Qдо*А (4)

где Qдо - дебит до ГТМ;

А - эффект обработки

Qожид.дебит = 7,5*1,7 = 12,75

Таким образом, прирост дебита нефти после применения ПАКС в скважине-кандидате составил 5,25 т/сут.

Показатели эффективности ПАКС показаны в таблице 13.

Таблица 13

Результаты проведения ПАКС в скважине-кандидате № 810

№ скважины	Q нефти, т/сут	Прирост	Обводненность, %
	до	после		до	после
810	7,5	12,75	5,25	71,8	67,4

Для закачки углеводородной композиции СНПХ-9633 1 выбрана скважина №1754 Серафимского местородения так как значение дебита в этой скважине составляет 3,9 т/сут, обводненность 68,4%. После проведения данного ГТМ в скважине №1386 пласта С₁₁ карбоната турнейского яруса кизеловского горизонта Серафимовского месторождения с аналогичными геологическими условиями дебит скважины вырос с 1,3 т/сут до 4,6 т/сут. А значение обводненности упало с 83% до 77%.

Рассчитаем ожидаемый эффект от отработки по скважине - эталону №1368 после ГТМ по формуле 5:

А = Qпосле/Qдо (5)

где, А - эффект обработки;

Qпосле - дебит после МУН, т/сут

Qдо - дебит до МУН, т/сут

А = 4,6/1,3 = 3,5 т/сут

Таблица 14

Результаты проведения СНПХ-9633 1 в скважине-эталоне №1368

№ скважины	Q нефти, т/сут	Прирост	Обводненность, %
	до	после		до	после
1368	1,3	4,6	3,3	83	77

Рассчитаем ожидаемый дебит в скважине - кандидате № 1538 после проведения ГТМ по формуле 6:

Qожид. дебит = Qдо*А (6)

где Qдо - дебит до ГТМ;

А - эффект обработки

Qожид.дебит = 3,9*3,5 = 13,65

Таким образом, прирост дебита нефти после применения СНПХ-9633 1 в скважине-кандидате составил 13,65 т/сут.

Показатели эффективности СНПХ-9633 1 показаны в таблице 12.



Таблица 15

Результаты проведения СНПХ-9633 1 в скважине-кандидате №1754

№ скважины	Q нефти, т/сут	Прирост	Обводненность, %
	до	после		до	после
1754	3,9	13,65	9,75	68,4	63,4

3.5 Технология проведения мероприятии

Для применения любого вида ГТМ на Таймурзинском месторождении в кизеловском горизонте подбирались скважины на основании их геологической и технологической характеристики. Выбиралась такая скважина, которая после проведения ГТМ с наиболее сложными геологическими условиями сможет отдать оставшуюся нефть из пласта.

1. Технология СКС

Технология СКС относится к физико-химическим методам стимуляции работы добывающих скважин.

Технологический процесс основан на обработке призабойной зоны пласта добывающей скважины кислотными композициями, способствующими улучшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.

Механизм действия кислотных композиций заключается в растворении карбонатной составляющей коллектора.

Закачка композиции СКС проводится в три этапа (последовательно закачиваются три оторочки). Первый этап - закачка полимерного раствора, блокирующего высокопроницаемые каналы, второй этап - закачка загущенного кислотного раствора медленного реагирования для обработки каналов средней проницаемости, третий этап закачка кислотного состава пониженной вязкости (для создания новых проводящих каналов).

2. Технология проведения ПАКС

Кислотной пеной можно обрабатывать продуктивные пласты, сложенные не только карбонатными породами, но и песчаниками с высоким содержанием карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой.

ПКО позволяет увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. При освоении скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефть - нейтрализованный кислотный раствор и за счет расширения пузырьков воздуха в ПЗ происходит более полная очистка поровых каналов от продуктов реакции кислоты с породой пласта.

3. Технология проведения СНПХ-9633 1.

Технология СНПХ-9633 1 основана:

на способности реагента СНПХ-9633 при взаимодействии с минерализованной водой (как обводняющей, так и закачиваемой в скважину в процессе воздействия) образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой и блокировать промытые высокопроницаемые зоны (селективная изоляция);

на снижении водо- и увеличении нефтепроницаемости коллектора;

на возможности увеличения дебитов жидкости и нефти вследствие моющих свойств реагента (например, отмыва асфальтено- смоло- парафиновых отложений и т.п.).

Состав закачиваемой углеводородной композиции (марка реагента) подбирается исходя из минерализации (плотности) попутно-извлекаемых вод.



4. Охрана недр и окружающей среды

Охрана недр нефтяных месторождений составляет одну из важнейших сторон деятельности геологической службы нефтеразведочных и нефтедобывающих предприятий.

Работы по охране недр в нефтяной промышленности следует проводить по нескольким направлениям, основными из которых представляются следующие:

1) достижение максимальной нефтеотдачи эксплуатируемых залежей;

2) получение максимальной информации о недрах, вскрываемых буровыми скважинами;

3) охрана пресных вод от загрязнения и истощения;

4) сохранение природных гидродинамических условий разреза отложений;

5) предохранение от разрушения и переформирования неразрабатываемых.

Основная задача - охраны окружающей среды обеспечение рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений. Для ее решения в процессе бурения скважин необходимо изолировать друг от друга все продуктивные и не продуктивные пласты, обеспечить герметизацию обсадных колонн, предотвратить возможное открытое фонтанирование и обвалы. При освоении, эксплуатации и ремонте скважин необходимо предпринимать меры по предупреждению открытого фонтанирования, прорывов нефти и газа в другие пласты, преждевременного обводнения скважин, нанесения ущерба другим продуктивным пластам.

Разработка нефтяного месторождения в целом и отдельных его объектов должны осуществляться в соответствии с утвержденной технологической схемой или проектом. При разработке месторождений необходимо осуществлять меры для использования добываемых попутно с нефтью газа или воды.

Основной задачей по охране недр является обеспечение эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений в целях достижения максимального использования недр (максимального извлечения запасов нефти и газа в кротчайшие сроки с максимальным использованием пластовой энергии и соблюдением охраны недр и окружающей среды, при минимальных затратах средств).

Разработку месторождения необходимо проводить в соответствии с проектным документом и «Правилами разработки нефтяных месторождений» (согласно ст.39 Кодекса РФ о недрах). В процессе разработки очень важно обеспечить герметизированный сбор нефти и воды для борьбы с потерями нефти и загрязнением территории месторождения.

Работа эксплуатационных скважин должна осуществляться в соответствии с технологическим режимом, определяющим по каждой отдельной скважине оптимальные величины дебитов нефти и воды, давления на устье, и т.д. Отборы жидкости должен подбираться таким образом, чтобы обеспечить сохранность скелета пласта. Устья работающих эксплуатационных скважин необходимо оснастить соответствующим оборудованием с целью предотвращения возможности бесконтрольного выброса или открытого фонтанирования.

При возникновении интенсивных, межпластовых перетоков в процессе эксплуатации скважины нужно закачать в нее воду или глинистый раствор и произвести необходимые изоляционные работы. В случае невозможности устранения этих дефектов скважину следует ликвидировать. По мере обводнения или истощения скважин, а также по техническим и геологическим причинам возникает необходимость перевода скважин на другие объекты.



Заключение

В курсовом проекте проведен анализ состояния разработки кизеловского горизонта Таймурзинского месторождения.

За время прохождения производственной практики в НГДУ «Чекмагушнефть» я приобрел бесценные навыки работы на предприятии. Смог не только увидеть, как работают геологи, но и сам выполнял некоторые работы, что смогло еще больше сблизить меня со своей специальностью. Так же тесно освоил работу экономического отдела.

Таймурзинское месторождение находится на 4 стадии разработки, что характеризуется низкими дебитами нефти и ростом обводненности добывающих скважин. Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуется внедрение специальных методов по повышению нефтеотдачи.

В дальнейшем для очистки призабойной зоны пласта и понижения процента обводненности добываемой жидкости на кизеловском горизонте рекомендуется применение различных геолого-технических мероприятий, таких как закачку углеводородной композиций ПАВ (СНПХ-9633), увеличение притока с учетом минерального состава (технология СКС), также ПАКС для более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта.

На основе анализа состояния разработки эксплуатационного объекта для максимального извлечения нефти предлагаю провести СНПХ-9633 1, пенно-кислотную обработку и соляно-кислотную обработку с учетом минерального состава карбонатных пород.

В результате применения этих методов:

1. После проведения СНПХ-9633 1 в скважине №1754 кизеловского горизонта Таймурзинского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть» дебит увеличится с 3,9 до 13,65 т/сут.

2. В скважине №810 после пенокислотной обработки ожидается увеличение дебита с 1,3 до 4,6 т/сут.

3. В скважине №1538 после проведения соляно-кислотной обработки с учетом минерального состава карбонатных пород ожидается увеличение дебита скважины с 7,5 т/с до 12,75 т/с.



Список литературы

1. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. - М., Нефть и газ, 2014 г.

2. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений (теория и практика): учеб.пособие / Дуркин С.М. -Ухта: УГТУ, 2014 г.

3. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2015 год.

4. Максимов М.И. «Геологические основы разработки нефтяных месторождений». М. - Недра, 2014 г

5. Петров Л.М. «Глубинные приборы для исследования скважин». М. - Недра, 2014 г.

6. Р.Г. Абдулмазитов Научно-технический журнал ГЕОРЕСУРСЫ 3(20) 2006 г.

7. Фондовые материалы НГДУ «Чекмагушнефть» 2015 г.

Размещено на allbest.ru

...