Анализ разработки продуктивного горизонта. Снижение устьевого давления. Определение давления разрыва, допустимого давления на устье скважины, объема жидкости разрыва, количества и концентрации песка в жидкости-песконосителе, объема продавочной жидкости.
Развитие нефтяной промышленности в Томской области началось в 1962 году с открытием Советского месторождения. Более того, эти месторождения связаны с низкопродуктивными верхнеюрскими отложениями и требующие уже на начальной стадии механизированной добычи, поддержание пластового давления и подготовки нефти. Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 1995-2020 г.г. может быть добыто 161,6 млн. тонн нефти, в том числе в 1995-11,4 млн. тонн, 2000-9,1 млн. тонн, 2005-6,9 млн. тонн, 2010-5,0 млн. тонн и 2020-2,1 млн. тонн. Реализация программы предусматривает достижение максимального дебита скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения и воздействия как на пласт, так и на систему вертикального движения жидкости. Наиболее перспективным методом увеличения производительности скважин на данном месторождении будет применение ГРП . Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 147287 тыс. тонн (на 1.04.00г.) степень выработки - 63.6%. Текущий коэффициент нефтеизвлечиния - 0.27, обводненность продукции 86.2%, накопленная закачка компенсировала отбор на 93,1%. Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн. тонн, темп отбора 3,1%) по месторождению достигнут в 1977-78 годах, затем месторождение вступило в третью стадию разработки. В кусте, состоящем из 3 - 10 скважин, как правило, бурилась одна вертикальная или почти вертикальная скважина, в которой выполняется более обширный комплекс промыслово-геофизических исследований, чем по наклонно - направленным, где отклонения от забоя иногда достигает 1км. и некоторые геофизические приборы не проходят в скважину. Эксплуатационный фонд составлял 4044 скважин, нагнетательных 1570, средний дебит 11,9 тыс. тонн/сут. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а так же плотные песчаники. В верхней части нижне - юрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. На структурной карте по отражающему горизонту “Па”, приуроченному к подошве баженовской свиты, ранее были выделены три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки. 2.4 Нефтегазоносность В процессе разработки Советского месторождения установлена промышленная нефтегазоноснось по пластам: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ0-1, АВ8,АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2,АВ1. Начальные дебиты нефти при фонтаном способе эксплуатации достигают 160 т/сут на штуцере 8мм (скв.№69). Накопленная закачка компенсирует отбор жидкости на 125,8 %, текущее пластовое давление в зоне отбора выше первоначального (17,0 МПа) на 0,4 МПа. Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, единиц 147 168 292 172 335 173 378 26.Среднесуточный дебит добывающей скважины по нефти, т/сут 7,6 8,3 5,9 8,6 5,7 8,7 5,6 27. Процесс ГРП проводится в три стадии: закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в призабойной зоне пласта, введение в полученные трещины крупнозернистого песка для сохранения их в открытом состоянии, закачка продавочной жидкости для введения оставшегося в НКТ песка в трещины пласта. Объем продавочной жидкости составит: Vпр = 0,785*1.3*0,0622*620 = 2,4 м3 Общая продолжительность процесса ГРП: (3.9) где Q - расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03 м3/с, тогда: Определяем число насосных агрегатов.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
