- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1. Общая характеристика предприятия и района работ
- •2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения
- •2.1. Тектоническое строение
- •2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •2.3. Нефтегазоносность
- •2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
- •3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки
- •3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность
- •3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
- •3.3. Состав и свойства пластовой воды
- •3.4. Начальные запасы нефти и газа
- •3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
- •4. Анализ состояния разработки залежи
- •4.1. История разработки
- •4.2. Анализ текущего состояния разработки
- •4.3. Анализ энергетического состояния залежи
- •4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
- •4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
- •4.7. Геолого-гидродинамическая модель
- •4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
- •5. Анализ эксплуатации скважин
- •5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- •5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- •5.3. Анализ фонда скважин
- •5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- •5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
- •5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
- •5.7. Анализ ремонтов скважин
- •5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле
- •5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин
- •6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
- •6.1. Анализ плотности остаточных запасов
- •6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения
- •6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта
- •6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта
- •6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта
- •6.4.1. Оборудование для проведения кгрп
- •6.4.2. Теория гидроразрыва пласта
- •6.4.3. Свойства технических жидкостей
- •6.4.3. Расчет параметров гидроразрыва пласта
- •19,19 МПа
- •6,7 Мм .
- •6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта
- •6.6. Прогнозирование дебита после кгрп
- •6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи
- •7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
- •7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта
- •7.2. Объем необходимых инвестиций
- •7.3. Величина эксплуатационных затрат
- •7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
- •7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
- •7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
- •8. Промышленная безопасность
- •8.1. Введение
- •8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции
- •8.2.1. Разрушение металлических конструкций
- •8.2.2. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека
- •8.2.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте
- •8.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •8.3. Методика оценки безопасности рабочего места
- •8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда
- •8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода
- •Заключение
- •Список литературы
- •Приложения
4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
Фаменский объект Гагаринского месторождения находится на 2-й стадии разработки. Отбор от НИЗ на 01.01.2013 составил 24,6 %.
По результатам потокометрических исследований можно сделать вывод о неравномерности работы продуктивного разреза скважин.
Разбуривание залежи завершилось в 2010 году. Коэффициент нефтеизвлечения соответствует проектному, КИН=0,103.
Средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2012 составляет 17,8 МПа, что выше давления насыщения (14,69 МПа), но в зонах отбора пластовое давление зачастую ниже давления насыщения (9,12 МПа в районе скв. № 418). В северной части залежи - зоне рифового гребня, обеспечивающей основную часть добываемой нефти, необходимо повысить пластовое давление, которое ниже давления насыщения. Кроме того, сильно истощена энергия пласта в западной части залежи -район скв. №№ 407, 408, 9070.
Компенсация отбора с начала разработки ниже проектного показателя на 3 % и составляет 23,4 %. Накопленная закачка рабочего агента в пласт также отстает от проектного показателя: 318,6 тыс. м3 вместо проектных 328,7 тыс.м3 , что связано с задержкой ввода нагнетательных скважин. На данный момент достигнут проектный фонд нагнетательных скважин, поэтому необходимо повысить приемистость нагнетательных скважин и коэффициент их эксплуатации.
Анализируя схему распределения плотности остаточных запасов видно, что основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части залежи. Сложное геологическое строение оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов.
5. Анализ эксплуатации скважин
5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
Направление I диаметром 530 мм спускается на глубину 15 м для предохранения устья от размыва и перекрытия неустойчивой части разреза. Цементируется до устья тампонажным материалом на основе портландцемента с добавками ускорителя сроков схватывания.
Направление II диаметром 426 мм спускается на глубину 30 м для изоляции интервалов катастрофических поглощений и перекрытия неустойчивой части разреза (четвертичных отложений). Цементируется до устья тампонажным материалом на основе портландцемента с добавками ускорителя сроков схватывания.
Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 160 м для изоляции интервалов поглощений в кунгурских отложениях, перекрытия неустойчивых – склонных к обвалообразованиям горизонтов и изоляции пресных подземных вод от нижележащих минерализованных пластовых вод. Цементируют с подъемом цементного раствора до устья. Используют тампонажный портландцемент ПЦТ-1-50 с добавкой 2 % хлорида кальция.
Техническая колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 600 м для изоляции интервалов частичных поглощений в кунгурских и артинских отложениях, неустойчивых, склонных к обвалообразованиям горизонтов. Для разобщения вышележащих зон геологического разреза несовместимых по условиям бурения с нижележащими, предотвращение гидроразрыва пород при газонефтеводопроявлениях. Цементируют с подъемом цементного раствора до устья. Обсадная колонна оснащается центраторами, располагаемыми через 50 м. Используют тампонажный портландцемент ПЦТ-1-50 с добавкой 2 % хлорида кальция. В процессе цементирования обязательное использование осреднительной емкости типа УСО-20. Колонна используется также для установки противовыбросового оборудования в случае заканчивания скважин по обычной технологии. Испытание на герметичность производится опрессовкой с заполнением тех.колонны водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м тех.колонна повторно опрессовывается с закачкой воды в объеме, обеспечивающим подъём её на 10-20 м выше башмака. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья во время фонтанирования.
Эксплуатационную колонну спускают с целью разобщения пластов до проектной глубины. При строительстве всех наклонно-направленных скважин используется эксплуатационная колонна, диаметром 168 мм. Колонна спускается на проектную глубину, перекрывая продуктивный пласт, и скважина цементируется до устья.
Для наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием на Гагаринском месторождении используется эксплуатационная колонна диаметром 178 мм. Колонна спускается с целью разобщения пластов на 2-5 м ниже кровли продуктивного горизонта и цементируется до устья. На месторождении эксплуатационные колонны предполагается цементировать в один прием с применением облегченного тампонажного состава плотностью 1,5-1,55 г/см3 в интервале, расположенном выше продуктивного пласта, и тампонажного состава с низкой водоотдачей, приготовленного на основе ПЦТ G1-СС-1 с плотностью 1,92 г/см3 (с вводом реагентов, отвечающими за седиментационную устойчивость, структурно-реологические свойства, регулятором сроков твердения цементного раствора и проницаемости цементного камня), в интервале продуктивного пласта и (или) на 400 м выше башмака колонны. Для изоляции нефтеносной части продуктивного пласта от близлежащих к зоне перфорации водоносных горизонтов, в оснастку эксплуатационных колонн включается заколонный пакер (интервал установки пакера уточняется по результатам ГИС, кавернометрии).
Программа цементирования эксплуатационной колонны должна предусматривать минимально возможную репрессию на продуктивный пласт и проницаемые коллектора, склонные к поглощению, при закачке и продавке цементного раствора.
Хвостовик - спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Верх хвостовика устанавливается на 70 м выше «окна» в эксплуатационной колонне, хвостовик цементируется по всей длине.
Хвостовик-фильтр спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Для всех наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием, в конструкции которых эксплуатационная колонна спускается в кровлю пласта, хвостовик-фильтр спускается до проектного забоя. Диаметр хвостовика – фильтра 114 или 127 мм в зависимости от конструкции элементов технологической оснастки.