Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
Биохимия спиртового брожения: Основу технологии получения пива составляет спиртовое брожение, - при котором сахар превращается...
Топ:
Марксистская теория происхождения государства: По мнению Маркса и Энгельса, в основе развития общества, происходящих в нем изменений лежит...
Устройство и оснащение процедурного кабинета: Решающая роль в обеспечении правильного лечения пациентов отводится процедурной медсестре...
Основы обеспечения единства измерений: Обеспечение единства измерений - деятельность метрологических служб, направленная на достижение...
Интересное:
Искусственное повышение поверхности территории: Варианты искусственного повышения поверхности территории необходимо выбирать на основе анализа следующих характеристик защищаемой территории...
Отражение на счетах бухгалтерского учета процесса приобретения: Процесс заготовления представляет систему экономических событий, включающих приобретение организацией у поставщиков сырья...
Мероприятия для защиты от морозного пучения грунтов: Инженерная защита от морозного (криогенного) пучения грунтов необходима для легких малоэтажных зданий и других сооружений...
Дисциплины:
2022-11-14 | 40 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
В 2008 году из продуктивных пластов горизонтов Д0 и Д1 отобрано 0,806 млн. тонн нефти, что на 0,004 млн. тонн меньше, чем в 2007году (данные по объекту).
Темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 0,31 % и 2,75% от остаточных извлекаемых запасов, против 0,31 % и 2,68 % в 2007 году.
С начала разработки добыто 234,928 млн. тонн нефти, что составляет 89,16 % от начальных извлекаемых запасов. Из нижних пластов "в", "r1", г2+3", "д" отобрано 94,9 %, 87,4 %, 98,2 %, 97,8% соответственно от начальных извлекаемых запасов. Из верхней пачки горизонта Д1 а также из горизонта До отобрано: пласт "б3" - 74,8 %, "б2" - 52,8 %, "б1" - 60,9 %, "а" -46,2 %, До - 51,3 %. За 2003 год темп отбора от НИЗ из песчаных коллекторов - 1 группе - составил 0,28 %, из песчаных - глинистых коллекторов - (1) группе - 1,09 %, из алевролитовых коллекторов (2 группе) -0,39%, из коллекторов контактной водонефтяной зоны - 0, 010 %.
По состоянию на 1.01.2008г. добыто 94,6% от запасов песчаных коллекторов, 53,0 % - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,8% -от запасов алевролитов, 94,1 % - от запасов контактной водонефтяной зоны).
В 2008 году были продолжены активные работы по капитальному ремонту скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказы от обводненных пластов) и организация закачки высокоминерализованной воды в зоны с ухудшенными коллекторами, что позволило, за счет улучшения режима эксплуатации части добывающих скважин, обеспечить перспективу роста добычи нефти по площади в 2008 году. По-разному обстоят дела по блокам в разрезе объекта.
1 блок: Нормы отбора нефти не выполнены на 10 тыс. тонн. Добыто 80 тыс. тонн, т.е. на 7 тыс.тонн меньше, чем в 2007 году. Обводненность в целом по блоку практически осталась на уровне 2007 года (85,4%). Закачка обеспечила отбор жидкости на 11,7 %, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3ат. (147,7ат.). За счет закачки в нагнетательные скважины 58,488тыс. м3 пластовой воды в 2004 году дополнительно добыли 2,7 тыс.тонн нефти. Однако, в 12 скважинах из-за роста обводненности за 2008 год суммарная добыча нефти снизилась на 44 т/сут.
|
В начале 2009 года намечено завершить ввод новых скважин, начатых бурением в 2008 году, что позволит ввести в разработку раннее недренируемые запасы и восстановить потерянный темп добычи.
2 блок: Добыча нефти осталась на уровне 2007 года. Обводненность снизилась на 0,6% (87,7%). За 2008 год из водозаборных скважин добыто и закачано в нагнетательные скважины 2 блока 151,050 тыс. м3 минерализованной пластовой воды, что позволило дополнительно добыть 4 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 114%, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3,1 ат. (152,6ат.).
Для увеличения темпов добычи нефти на блоке планируется ввод в разработку слабодренируемых запасов бурением новых скважин.
3 блок: Несмотря на проведенные мероприятия: капитальный ремонт добывающих и нагнетательных скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказ от обводненных пластов, ОПЗ), ввод из бурения новых скважин, добыча нефти снизилась на 4тыс.тонн, нормы отбора не выполнены на 9 тыс.тонн. В весенне-летний период на купольных участках блока проводились работы по циклическому отбору закачке воды, за счет чего дополнительно добыто 1,6 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 10,9 % и как следствие, пластовое давление выросло на 2,8ат. (147,2ат.).
По блоку отобрано 93,15% от начальных запасов, обводненность достигла 85,0%, в основном вырабатывается нижняя пачка пластов.
Дальнейшие мероприятия направлены на довыработку нижних высокообводненных пластов и вовлечение в разработку недренируемых запасов верхних пластов.
|
4 блок: Добыто на 3 тыс. тонн нефти выше норм и на 8 тыс. тонн больше чем в 2007 году. Обводненность снизилась на 0,9 % (78,2%) по сравнению с 2007 годом. Основная причина ввод ранее ведренируемых запасов. Из скважин, введенных из бурения в 2007 году за 2008 год добыто 18,7 тыс.тонн нефти (средний дебит 8,7 т/сут).
В течение года на блоке произведен большой объем работ по капитальному ремонту в нагнетательных и добывающих скважинах
Однако из общего числа 37 эксплуатационных добывающих скважин блока, в 2008 году из-за роста обводненности на 12 скважинах потери нефти составили 24 т/сут.
Закачка обеспечила отбор жидкости на 98,4 %, что выше на 11,4 % по сравнению с 2007 годом.
Из-за выхода из строя ряда нагнетательных скважин пластовое давление по блоку снизилось на 8,1 ат (со 149,4ат до 141,3ат). По этим скважинам в 4 квартале 2008 года выполнены и в 1 квартале 2009 года намечены мероприятия по капитальному ремонту (ликвидация нарушений эксплуатационных колонн, ОПЗ).
Наиболее выработаны запасы блока 6 - 94,67%, блока 3 - 93,15 %, блока 2 - 90,93 % от начальных извлекаемых запасов. Самая низкая выработка запасов нефти на блоке 5 - 70,93 %.
В 2008 году наиболее интенсивно вырабатывались запасы 5 блока, темпы отбора нефти по этому блоку составили 0,53 %.
3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте
Разработки
Разработка Миннибаевской площади ведется с поддержанием пластового давления закачкой. На площади внедрена комбинированная система заводнения, сочетающая линейное, законтурное, перенос линии нагнетания, дополнительное и очаговое.
Линейное заводнение представлено разрезающими линиями нагнетательных скважин между площадями: Альметьевской (на севере), Зай-Каратайской (на юге), и Абдрахмановской (на востоке). Всего под закачкой на разрезающих линиях перебывало 65 скважин. Накопленная закачка по этому виду заводнения составляет 40,5% от всего объема воды, закаченной в пласты. Максимальные объемы закачки по разрезающим рядам приходилось на 70-е годы, когда разработка площади велась только с помощью этого вида заводнения. К настоящему времени скважины разрезающих рядов, в основном, ликвидированы, как выполнившие свои технологические функции.
Линейное заводнение явилось, безусловно, весьма эффективным. Оно позволило вовлечь в разработку основные (67%) запасы нефти эксплуатационного объекта. Однако по мере выработки запасов, постепенной интенсификацией разработки для замедления темпов падения добычи, а также улучшения условий выработки запасов за счет изменения направления фильтрационных потоков жидкости в пласте и более полного охвата заводнением эксплуатационного объекта возникла необходимость в дополнительном разрезании площади. В проектном документе было принято решение о трехлучевом разрезании законсервированной части площади и поперечном разрезании центральной части по линии наметившегося естественного разрезания. Всего под закачкой на дополнительных линиях разрезания перебывало 111 скважин. Закачено в эти скважины 29% от суммарного объема воды, приходящуюся на площадь. Исследования проектных документов показали, что дополнительное разрезание оказалось наиболее эффективным для базисной нижней пачки пластов, характеризующихся площадным развитием. Роль нагнетательных скважин в дополнительных линиях разрезания в последние годы уменьшается по мере выработки запасов нефти вышеуказанных пластов.
|
До 1992 года на площади осуществляется перенос фронта нагнетания ближе к зоне отбора на новые нагнетательные скважины или на добывающие скважины первых рядов, что способствовало увеличению темпов выработки запасов, повышению охвата пластов заводнением. Перенос нагнетания осуществлен на 27 скважинах, в которых закачено 4,5% от общего объема воды. Из года в год все большее значение на Березовской площади приобретает очаговое заводнение. Оно стало применяться, в основном, в третьей стадии разработки площади после полного освоения и использования возможностей линейного разрезания, а также выявления недостатков в системе разработки. Очаговое заводнение применяется на участках, изолированных от нагнетательных рядов или испытывающих недостаточное воздействие закачки воды из-за слабой гидродинамической связи зоны отбора с линией нагнетания.
Основным объектом очагового заводнения на площади являются верхняя и средняя пачки пластов. На долю этих пластов приходится 49% начальных извлекаемых запасов нефти. Пласты эти, по сравнению с базисными, менее продуктивны, хуже по проницаемости и толщине, в них выше доля трудноизвлекаемых запасов нефти. С начала внедрения в очаговые скважины закачено 97138 тыс. м3, что составляет 26%о от общего объема закаченной воды на площади.
|
Внедрение системы заводнения осуществлялось при постепенном повышении давления нагнетания воды в пласт. В начальной стадии проектирования Ромашкинского месторождения предусматривалось поддерживать давление на линии нагнетания, равное начальному пластовому. Однако, повышение потребностей страны в нефти обусловило необходимость увеличения давления нагнетания выше первоначального пластового. Этот принцип нашел отражение во второй Генсхеме разработки.
Опыт разработки показал, что оптимальным для выработки большей части пластов является давление нагнетания около 15МПа, а для освоения слабопроницаемых и глинистых коллекторов целесообразнее применять закачку пластовой воды высокой минерализации, сточной воды с минерализацией около 60 - 100 г/л или облагороженной воды при давлениях закачки 10-20 МПа.
В настоящее время на Березовской площади закачка воды ведется при давлениях на устье нагнетательных скважин 7-20 МПа, в зависимости от типа пласта-коллектора. Среднее по площади давление на устье нагнетательных скважин равно 12,4 МПа
Анализ выработки пластов
Ввод недренируемых запасов
Наличие недренируемых запасов обуславливается как объективными, так и субъективными причинами. К числу первых можно отнести сложность геологического строения залежей, из которых основными являются расчлененность, зональная и послойная неоднородность, тектоническая нарушен-ность, а также свойства пластовых флюидов, влияющие на их фильтрационные свойства. Ко вторым относится выделение чрезмерно крупных эксплуатационных объектов, объединяющих пласты с различной геолого-физической характеристикой, проектирование неоптимальных сеток скважин, несовершенство применяемых методов воздействия на пласт, недостатки в системе контроля и регулирования процессов выработки пластов.
Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов месторождений показывает, что потери нефти в них происходят по различным причинам и могут быть разделены на две основные группы - макро- и микромасштабные.
Макромасгитабные:
- на участках пластов, имеющих худшие по сравнению с окружающими участками фильтрационные свойства («целики» или застойные зоны);
- в худших по фильтрационным свойствам пластах, разрабатываемых совместно с другими пластами, имеющими лучшие свойства;
|
- в зонах выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);
- в замкнутых линзах и полулинзах при их небольших размерах, сравнимых с плотностью разбуривания;
- в краевых частях водонефтяных зон при нефтенасыщенной толщине, менее какой-то критической при данной вязкости нефти, так, для терриген-ных толщ девона при вязкости менее 3 мПа с (в пластовых условиях она составляет 2 м и менее);
- в кровельных, часто уплотненных частях продуктивных пластов;
- в зонах между первым рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности (если он неподвижен или малоподвижен) при применении только внутриконтурного заводнения («кольцевые» зоны);
- на участках резкого локального увеличения толщины продуктивного пласта;
- в зонах стягивания контуров при рядных системах разработки;
- в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченных разработкой;
- в пластах с меньшими, чем в других, темпами извлечения запасов;
- за счет конусообразования;
- в техногенно измененных в процессе разработки коллекторах;
- в пластах с ухудшенными в процессе разработки нефтями;
- в техногенно измененных пластах с ухудшенными свойствами нефтей.
Микромасштабные потери возникают в обводненных (выработанных) пластах:
- в поровых каналах после прорыва по ним воды («пленочная» нефть);
- в тонких, менее проницаемых прослоях в обводненных пластах;
- в поровых каналах по причине техногенного изменения свойств нефтей
- в процессе разработки;
- в прослоях заводненных пластов из-за техногенного изменения свойств нефтей в процессе эксплуатации.
Природа микропотерь практически не изучена. Обводнение первоначально полностью нефтенасыщенного пласта при продвижении воды происходит в основном так, что единичные каналы с момента появления первой капли воды полностью переходят на подачу чистой воды, в то время, как через остальные поступает чистая нефть. В этом случае первыми должны обводняться каналы, обладающие лучшими фильтрационными свойствами. По мере увеличения числа обводнившихся поровых каналов возрастает обводненность всей продукции и пласта по толщине.
В настоящее время при проектировании разработки и, прежде всего, определении конечного значения коэффициента извлечения нефти учитываются не все виды потерь. Некоторые из них объединяются и учитываются каким-либо единым коэффициентом, например, коэффициентом охвата залежи заводнением.
Удельный вес макро- и микропотерь в зависимости от характеристики коллекторов и геологического строения продуктивных пластов на каждом месторождении будет различаться. Чем более неоднороден пласт по пористости или проницаемости, тем резче должны возрастать микропотери. При объединении нескольких пластов в едином объекте, отличающихся толщиной и неоднородностью фильтрационных свойств, будут возрастать макропотери.
При разработке месторождений приходится проводить большой объем
работ но вводу в разработку, недренируемых запасов нефти. На это затрачи-
ваются основные усилия производственных коллективов. Так, наибольшая
доля недренируемых запасов приходилась на залежи горизонтов Д1Д0 Ро-
машкинского месторождения (составляет 37%)
после разбуривания площадей основной сеткой скважин. Из этого следует чрезвычайно низкий охват пласта 61 Миннибаевской площа-
ди заводнением после разбуривания основной сеткой скважин и освоения
запроектированной вначале системы заводнения. На следующем этапе со-
вершенствования системы разработки путем бурения дополнительных сква-
жин и раздельного освоения этого пласта под нагнетание воды удалось не-
сколько улучшить состояние выработки пласта, но слабопроницаемые кол-
лекторы, отдельные линзы песчаников до сих пор не дренируются и требуют
для этого дополнительных ГТМ. Благодаря огромному объему проведен-
ных мероприятий по совершенствованию процессов разработки эта доля за
более чем 50-летний срок уменьшилась на Ромашкинском месторождении
до 11%.
На практике ввод недренируемых запасов осуществляется путем разукрупнения эксплуатационных объектов и оптимизации плотности сеток скважин в комплексе с совершенствованием системы поддержания пластового давления (ППД).
3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
Для ввода недренируемых запасов и снижения макромасштабных потерь наиболее широко используется оптимизация плотности сеток скважин. Она производится либо самостоятельно, либо (при выделении чрезмерно крупных объектов) совместно с разукрупнением эксплуатационных объектов. Обычно при проектировании разработки выделяются основной и резервный фонды скважин.
Бурение резервных скважин преследует две основные цели: достижение запроектированной нефтеотдачи и интенсификацию процесса разработки с целью поддержания уровня добычи или снижение темпов ее падения и обеспечение проектного уровня добычи нефти.
Скважины, бурящиеся с целью достижения проектной нефтеотдачи, можно разделить на три категории.
Разукрупнение эксплуатационных объектов и плотность сетки скважин на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, не дают эффекта без совершенствования системы ППД. Оно осуществляется путем оптимизации размеров выделяемых блоков, применения очагового заводнения и в отдельных случаях переноса нагнетания.
3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
Миннибаевская площадь введена в промышленную разработку в 1952 году и уже в 1974 году был достигнут максимальный уровень добычи – 5384,7тыс.т., при этом было отобрано 54,4% запасов, при обводненности 38,3%. Весь период максимальной добычи нефти пришелся с 1972 по 1976гг., где добыча нефти не отпускалась ниже отметки в 5 млн. т. Добыча жидкости в этот период увеличивалась в пределах от 8,5 до 11 млн. м3.
|
|
Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...
Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!