Способы регулирования систем разработки нефтяных месторождений

Автор: Пользователь скрыл имя, 10 Марта 2013 в 20:42, курсовая работа

Описание работы

Большинство крупных и средних по запасам нефтегазовых месторождений нашей страны находятся на поздней стадии разработки. Эти месторождения, обладая еще значительными остаточными запасами углеводородов, характеризуются высокой обводненностью продукции скважин и сложной структурой распределения остаточных запасов. Стабилизация добычи нефти и вовлечение в эксплуатацию остаточных запасов требуют совершенствования системы контроля разработки.

Содержание

Введение…………………………………………………………………………..4
1 Основные показатели разработки нефтяных залежей и способы их определения …………………………………6
2 Анализ текущего состояния разработки и динамика основных показателей разработки на примере участка нефтяной залежи …………………………….10
3 Описание применяемых методов контроля разработки залежи…………….15
3.1 Контроль за освоением скважин………..……………………………...15
3.2 Контроль за техническим состоянием скважин.………………………20
3.3 Контроль за выработкой запасов...……………………………………..21
4 Способы регулирования систем разработки нефтяных залежей……………23
5 Определение положения зон пониженной фильтрации и застойных зон на участке залежи ……………27
6 Выбор метода регулирования процесса извлечения нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи………………………………..…........33
7 Выводы и рекомендации ………………………………………………………36
Список использованных источников……………………………………………38

Скачать полностью (589.98 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Работа содержит 1 файл

курсач.doc

— 1.03 Мб (Скачать)

Продолжение таблицы 2

Годы	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Фонд добывающих скважин, шт.	Фонд нагнетательных скважин, шт.	Закачка воды, тыс. м³	Накопленная закачка воды, тыс. м³
1986	36.0	36.0	3	-	-	-
1987	22.8	26.9	10	-	-	-
1988	8.5	12.6	7	-	-	-
1989	2.4	21.6	1	-	-	-
1990	1.1	7.4	1	-	-	-
1991	1.6	7.4	1	-	-	-
1992	11.5	16.6	6	-	-	-
1993	14.2	20.5	17	-	-	-
1994	6.4	10.9	27	-	-	-
1995	8.0	11.6	30	-	-	-
1996	10.6	13.3	30	-	-	-
1997	11.1	14.5	33	-	-	-
1998	13.7	16.5	26	-	-	-
1999	15.4	17.9	30	1	26	26
2000	14.3	18.2	40	1	38	63
2001	14.3	19.0	47	5	83	146
2002	12.3	15.6	48	5	157	303
2003	14.2	18.1	42	7	171	473
2004	17.0	22.5	52	7	190	663
2005	13.5	21.7	50	11	561	1224
2006	18.8	27.4	49	15	738	1962
2007	18.2	29.2	70	23	1005	2967
2008	12.5	29.9	93	26	1455	4421
2009	11.5	30	93	34	1462	5883

Период интенсивного разбуривания объекта ЮС₁¹ приходится на 2006-2008 гг. В этот период было введено 66 скважин, 26 из которых относиться к шестой залежи, 15 к залежи 3+5.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2008 г. (337.9 тыс. т), при темпе отбора от НИЗ – 3.5% и обводненности продукции 58.2%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов за этот год составил 4.6%.

Период с 1994 по 2007 гг. характеризуется растущей добычей нефти. В этот период отмечается увеличение годовых отборов, связанное с вводом новых высокодебитных скважин, с применением ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пласта. С 2007 г. по настоящее время отмечается устойчивый уровень добычи нефти, характеризующийся нарастанием обводненности продукции.

Добыча нефти в 2009 г. составила 323.7 тыс. т (95.8% от максимального уровня), жидкости – 848 тыс. т, отбор от НИЗ – 31.3% при текущей обводненности 61.8%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0.098. Закачено 1462 тыс. м³ воды, что обеспечило текущую компенсацию 146.7%. Средний дебит жидкости составил 30 т/сут, нефти – 11.5 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин – 141.4 м³/сут.

По состоянию на 1.01.2010 г. накопленный отбор нефти составил 3041 тыс. т, жидкости - 4957 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор 0.6. За всю историю разработки закачано 5883 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 92.7%.

Фонд скважин объекта запланирован в количестве 255 ед., в т.ч. 198 добывающих и 57 нагнетательных. На объекте ЮС₁¹ дополнительно к существующему фонду было размещено 150 скважин, из них 116 добывающих и 34 нагнетательных. На 1.01.2010 г. к бурению осталось 134 скважины (106 добывающих и 28 нагнетательных). В 2009 году планировалось ввести 16 ед., фактически введено 6 новых добывающих скважин.

По состоянию на 1.01.2010 г. на объекте ЮС₁¹ пробурено 155 скважин. На дату анализа фонд скважин объекта (с Восточным куполом), числящийся на балансе предприятия, составил 140 скважин, из них в действующем фонде находится 116 ед. (85 добывающих и 31 нагнетательная), в бездействии – 11 ед., 9 скважин – в консервации, одна скважина в контрольно-пьезометрическом фонде, и 3 скважины ликвидировано, таблица 3.

Фонд скважин объекта (без Восточного купола), по состоянию на 1.01.2010 г. составил 128 ед. (96 добывающих и 32 нагнетательных). Из них, в действующем фонде находится 108 ед. (79 добывающих и 29 нагнетательных), в бездействии – 11 ед., 8 скважин в консервации и одна скважина в контрольно-пьезометрическом фонде.

Таблица 3 – Характеристика фонда скважин на 1.01.2010 г. Южно-Ягунское месторождение. Объект ЮС₁¹

Наименование	Характеристика фонда скважин	Основное поднятие	Восточный купол	Прочие	Всего
Фонд добывающих скважин	Всего	96	5	5	106
	В том числе:
	Действующие	79	5	1	85
	из них: фонтанные	-	-	-	-
	ЭЦН	71	5	1	77
	ШГН	8	-	-	8
	Бездействующие	8	-	-	8
	В освоении после бурения	-	-	-	-
	В консервации	8	-	1	9
	Наблюдательные	-	-	-	-
	Пьезометрические	1	-	-	1
	В ожидании ликвидации	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	3	3
Фонд нагнетательных скважин	Всего	32	2	-	34
	В том числе:
	Действующие	29	2	-	31
	Бездействующие	3	-	-	3
	В освоении	-	-	-	-
	В консервации	-	-	-	-
	Наблюдательные	-	-	-	-
	Пьезометрические	-	-	-	-
	В ожидании ликвидации	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-	-
Числится на 1.01.2010 г.		128	7	5	140

3 Описание применяемых методов контроля разработки залежи

Для успешного выполнения целей и задач комплексного контроля за разработкой месторождений предусматривается проведение следующих видов контроля промыслово-геофизическими методами:

Контроль за освоением скважин;
Контроль за техническим состоянием скважин;
Контроль за выработкой запасов.

3.1 Контроль за освоением скважин

Контроль за освоением скважин производится с целью оценки качества вскрытия продуктивного пласта и установления оптимального режима работы скважины.

Контроль осуществляется в скважинах, вышедших из бурения, из капитального ремонта, после проведения геолого-технологических мероприятий.

Исследования добывающих скважин при их освоении сводится к определению интервалов перфорации, дебита, обводненности, профиля притока, источника обводнения продукции скважины, коэффициентов продуктивности и гидропроводности, степени загрязненности призабойной зоны пласта (оценка совершенства вскрытия пласта). Комплекс исследований включает в себя следующие методы: ГК, ЛМ, ТМ, РГД, СТИ, ИР, ВГД.

Исследования нагнетательных скважин на стадии освоения предусматривают определение интервалов перфорации, интервалов поглощения воды, приемистости, заколонной циркуляции, оценку приведенного радиуса скважины. В комплекс исследований входит: ГК, ЛМ, ТМ, МН, РГД на различных скоростях (5-10 скоростей).

Таблица 4 приводит скважины, выходящие из бурения, запускаемые из бездействующего фонда и переводимые на другой объект разработки для проведения в них ПГИ по оценке профиля, состава притока и техсостояния.

Виды, объемы и периодичность работ представляет таблица 5. Комплекс исследований по контролю за разработкой представляет таблица 6.

Таблица 4 - Скважины, рекомендуемые для проведения ПГИ

Год	2011			2012			2011	2012	2011	2012
Объект	БС₁₀						БС₁₁		ЮС₁
ПГИ при освоении (переводе) в добывающих	5032 1913						2934 4733	1679У	2319
ПГИ при освоении (переводе) в нагнетательных	1712 2718 2719 2720			2017У 2721 2270 2661 2595
ПГИ в горизонтальных стволах	1937 1777 1838 708			466У 263 344			1423У 1065 5239		385 1699У
ПГИ до и после ГРП	162 278 477 526 534		535 604 1151 1285 658	165 508 537 539 616 629 667 729		1219 1242 692 2092 560 572 603		560 572 603	908 5250 2037Н 680У	4743 301П
ПГИ после ГТМ (РИР, ОПЗ и др.)	451 756 831 5075 1054 1839У 838 871 501 1537 1714 1800У 348	372 374 376 950 220 1423У 1424 813 488 571 1727 3418 5045У		468 519 687 764 791 229 601 622 789 806 240 252 1908 373	918 919 5059Н 5074Н 1891 210 740 1870У 546 400 554 1585 1100Б 597		421 795 1537 728	933 1535 5120У 1149 676	2319 5421 5153Л 4232 4627	932 4271 4637
ПГИ в добывающих (КРС)	133 скв.			124 скв.			23 скв.	23 скв.	10 скв.	16 скв.
ПГИ в нагнетательных	149 скв.			158 скв.			51 скв.	50 скв.	16 скв.	16 скв.
Исследования по определению текущей нефтенасыщенности							2934 4733	1679У

Таблица 5 - Программа промыслово-геофизических исследований скважин

№ п/п	Цель проводимых работ	Виды работ	Срок исполнения	Исполнители
Контроль за освоением добывающих скважин после бурения, капремонта, после ГТМ
1	Определение интервалов перфорации, притоков (поглощения) и источников обводнения	Методы термометрии, магнитного локатора муфт, дебитометрии, методы на состав притока	Разовые (в скважинах, вышедших из бурения, капитального ремонта, после ГТМ, изоляционных работ)	ТПП "КНГ"
2	Определение коэффициента продуктивности (приемистости), гидропроводности, пластового давления, оценка совершенства вскрытия	Метод восстановления давления (уровня), методы падения давления, метод установившихся отборов (закачек)	Разовые исследования	ТПП "КНГ"
Контроль за техническим состоянием скважин
3	Определение интервалов негерметичности колонн	Методы расходометрии, меченой жидкости, ГК	При наличии отклонений в работе скважин	ТПП "КНГ"
4	Определение источников обводнения	Термометрия, расходометрия, методы на состав	При наличии отклонений в работе скважин	ТПП "КНГ"
5	Определение глубин забоя, подвески НКТ, глубины установки оборудования	Магнитный локатор муфт	При наличии отклонений в работе скважин	ТПП "КНГ"
6	Контроль за работой технического оборудования насосных скважин	Эхолоты, шумометры, индикаторы притока, термометрия	При наличии отклонений в работе скважин	ТПП "КНГ"
Контроль за выработкой запасов
7	Изучение охвата пласта разработкой, контроль за его заводнением	Методы расходометрии, термометрии, нейтрон - нейтронного каротажа меченой жидкости, локатор муфт, ГК.	1 раз в год (25% от действующего фонда добывающих и 50% от действующего фонда нагнетательных скважин)	ТПП "КНГ"
8	Контроль за положением ВНК и оценка изменения насыщенности пластов	Метод импульс. нейтрон нейтронного каротажа по тепл. нейтронам (ИННКТ-40), термометрия	1 раз в год (100 % опорной сети)	ТПП "КНГ"
9	Количественная оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности	Электрический коротаж через стальную колонну, ИНГК-С (С/О-кароттаж)	1 раз в год (100 % опорной сети)	ТПП "КНГ"
10	Оценка нефтенасыщенности в скважинах, пробуренных в заводняемых зонах пласта	Методы электрометрии и радиометрии	Разовые исследования	ТПП "КНГ"

Таблица 6 - Комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой

№ п/п

Категории и виды скважин

Промысловые и гидродинамические исследования

Промыслово-геофизические исследования (ГИРС)

Дебит (приемистость) жидкости

Обводнен-ность продукции

Газовый фактор

Устьевое давление

Затрубное давление

Определение забойного давления (динамичес-кий уровень)

Определение пластового давления (статический уровень)

Метод восстановления (падения) давления (уровня)

Метод установившихся отборов (закачек)

Отбор глубинных проб на физико-химический анализ нефти

Отбор и химический анализ поверхностных проб нефти

Отбор и химический анализ воды

Профиль притока, источники обводнения

Профиль приемистости

Определение заколонной циркуляции

Пластовая температура

Контроль положения ВНК и изменения насыщенности

Обследование технического состояния скважин

Низкодебитные (до 5 т/сут)

Средние и высокодебитные (свыше 5 т/сут)

При автоматизтрованном замере

При ручном замере

Рзаб. > Р нас. Рпл. >Р нас.

Рзаб. < Р нас. Рпл. >Р нас.

При Рпл. < Р нас.

Рзаб. > Рнас.

Рзаб. < Рнас.

Безводные скважины

Обврдненная скважина, объект однопластовый

Обводненная скважина, объект многопластовый

Объект однопластовый

Объект многопластовый

При автоматизированном замере

При ручном замере

При автоматизированном замере

При ручном замере

Систематические замеры

1. Добывающие

1.а

а) действующие

1кв

1м

1кв

1м

1кв

1м

из них: фонтанные

2рн 1н

≥ 1н

2рн

оборудованные ЭЦН

2рн 1н

≥ 1н

2рн

оборудованные ШГН

3рн

1н

≥ 1н

1н

1.б

б) опорной сети

3рн

1н

2рн

≥1н

2рн

1г

1кв

1м

1кв

1м

1кв

1м

3рг

2. Нагнетательные

2.а

а) действующие

1н

1кв

2г

2.б

б) опорной сети

1н

1кв

1м

1кв

3рг

1г

3. Пьезометрические

1кв

Разовые замеры

При вводе в эксплуатацию

4а

а) на нефть

4б

Б) под закачку

8. Скважины, по которым проводятся геолого-технические мероприятия (ремонты), связанные с изменением оборудования или режима эксплуатации, состояния призабойной зоны, с изоляцией или приобщением пластов либо без

5а

а) перед ГТМ

5б

б) после ГТМ

9. Перед переводом добывающих скважин в нагнетательные

10. Скважины, переводящиеся в пьезометрические

Условные обозначения:

Е - исследования ежедневно;

1м - исследования 1 раз в месяц;

3рг - исследования 3 раза в год;

* отбор устьевых проб жидкости при ручном замере производится одновременно с определением дебита жидкости

3рн - исследования не реже 3-х раз в неделю;

1кв - исследования 1 раз в квартал;

Р - исследования разовые;

2рн - исследования 2 раза в неделю;

1г - исследование 1 раз в год;

С - по специальной программе;

≥ 1н – исследования 1 раз в неделю и более;

2г - исследование 1 раз в 2 года;

Информация о работе Способы регулирования систем разработки нефтяных месторождений