- •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
5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
Для поддержания пластового давления в фаменской залежи используют пресную воду. Для организации ППД применяют как воды близлежащих водоносных горизонтов, нефтепромысловые сточные, так и пресные. Все нагнетательные скважины оборудованы воронкой Крылова. Режимы работы нагнетательных скважин представлены в табл. 5.7.
Таблица 5.7.
Технологический режим работы нагнетательных скважин
№ скв |
Нсп.нкт, м |
Тип пакера |
L пак, м |
Назем. оборуд. |
Ру, МПа |
Приеми-сто-сть, м3/сут |
Причина простоя | ||
Армат. |
Dшт | ||||||||
71 |
2 002 |
ПМР-122-52-70-ЯГ1 |
1 982 |
АДРК 65х140 |
|
20,9 |
75 |
| |
223 |
2 000 |
ПМР-122-70 |
1 980 |
АДРК 65х140 |
4 |
0 |
105 |
| |
401 |
0 |
|
0 |
|
3 |
0 |
0 |
Проведение ГРП | |
402 |
2 060 |
ПВМ 122-500 |
2 050 |
АДРК 65х140 |
|
18 |
35 |
| |
410 |
2 077 |
ПМР-136-70-ЯГ1 |
2 067 |
АДРК 65х140 |
|
0 |
0 |
Восстанов-ление приемисто-сти | |
411 |
2 070 |
ПМР-136-70-ЯГ1 |
2 050 |
АДРК 65х140 |
|
19 |
25 |
| |
421 |
1 915 |
ПМР-142-70-ЯГ1 |
1 905 |
АФК 65х210 |
|
0 |
0 |
Смена пакера | |
426 |
2 030 |
2ПОМ-ЯГ-140-1000 |
2 020 |
АДРК 65х140 |
|
15 |
20 |
|
Как видно из таблицы, нагнетательные скважины часто простаивают по причинам ремонта или восстановления приемистости. Характер снижения приемистости нагнетательных скважин весьма разнообразен и зависит от качества применяемых вод.
Ухудшение коллекторских свойств и снижение приемистости происходит в результате сужения поровых каналов и полной закупорки за счет проникновения твердых частиц дисперсной фазы, набухания глинистых частиц при контакте с закачиваемой водой; образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемых вод с пластовыми, образования стойких водонефтяных эмульсий, уменьшающих подвижность пластовой жидкости в зоне контакта, отрицательного влияния капиллярных и поверхностных явлений. Поэтому необходимо тщательно подходить к подготовке закачиваемой воды в пласт.
5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
На фаменском объекте Гагаринского месторождения наиболее часто применяемыми методами повышения нефтеотдачи пластов являются кислотные обработки, кислотные ГРП и дострелы пласта. Также на месторождении проводились работы по изоляции пласта цементом в комплексе с кислотными обработками соляной кислотой. Изоляционные работы проведены в двух скважинах. Все мероприятия характеризуются положительным эффектом по приросту дебита нефти. Технологическая эффективность ранее испытанных на объекте ГТМ приведена в табл. 5.8. Из всех выделяется технология КГРП, которая по количеству операций превышает другие технологии в 3-12 раз. В связи с этим, более подробно проведен анализ данных по кислотному ГРП, которые представлены в табл. 5.9. В целом прирост дебита по жидкости после КГРП составляет 14,7-47,8 м3 /сут. , а по нефти соответственно 11,4 - 39,2 т/сут.
Таблица 5.8.
Результаты применения ГТМ на фаменском объекте
ГТМ |
Среднее значение прироста дебита нефти, т/сут |
Продолжи-тельность эффекта, лет |
Кол-во ГТМ, шт. |
Средняя дополнитель-ная добыча на скв, тонн |
КГРП |
22,6 |
0,7 |
12 |
5695,0 |
ДОСТРЕЛ+КСПЭО |
16,15 |
1,6 |
4 |
5066,9 |
РИР + перфорация |
14,8 |
2,1 |
1 |
6692,1 |
СКО |
5,3 |
2,3 |
2 |
387,1 |
Таблица 5.9.
Эффект от применения КГРП на фаменском объекте
№ скв. |
дата |
Режим до ГТМ |
Режим после ГТМ |
Прирост | |||||||
Qж, м3/с |
% воды |
Qн, т/сут |
Qж, м3/с |
% воды |
Qн, т/с |
м3/сут |
т/сут | ||||
423 |
22.11.2012 |
13 |
2 |
10,4 |
38 |
27 |
22,4 |
25 |
12 | ||
414 |
26.11.2012 |
1,5 |
1 |
1,2 |
24,5 |
36,6 |
12,6 |
23 |
11,4 | ||
224 |
19.04.2011 |
8,6 |
1,5 |
6,9 |
26,5 |
3,5 |
21,3 |
17,9 |
14,4 | ||
412 |
02.05.2011 |
1,8 |
0,5 |
1,5 |
31,2 |
50 |
13 |
29,4 |
11,5 | ||
424 |
23.05.2011 |
21,5 |
60 |
6,5 |
40 |
39 |
19,7 |
18,5 |
13,2 | ||
425 |
25.06.2011 |
3,1 |
1 |
2,5 |
25,2 |
22,3 |
15,9 |
22,1 |
13,4 | ||
400 |
10.07.2011 |
6,3 |
10 |
4,6 |
28,6 |
31,9 |
16,2 |
22,3 |
11,6 | ||
420 |
14.07.2011 |
2,8 |
0 |
2,3 |
17,5 |
15,7 |
13,3 |
14,7 |
11 | ||
405 |
09.02.2010 |
2,5 |
2,5 |
1,3 |
50,3 |
0,5 |
40,5 |
47,8 |
39,2 | ||
9070 |
12.02.2010 |
4,3 |
1 |
3,1 |
30 |
18 |
19,8 |
25,7 |
16,7 | ||
418 |
21.04.2010 |
2,2 |
1 |
1,8 |
28,8 |
2 |
22,8 |
26,6 |
21 | ||
406 |
11.05.2010 |
3,7 |
0,5 |
3 |
28,8 |
10 |
20,7 |
25,1 |
17,7 |