Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта. Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Особенность причин ухудшения состояния призабойных зон скважин. Классификация методов интенсификации процессов добычи нефти.
Но достаточное количество запасов нефти сосредоточено в карбонатных коллекторах. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний. В данной работе проведен анализ разработки турнейского яруса Ново-Елховской площади, рассмотрены технико-эксплуатационных показатели эксплуатационного фонда скважин, проанализированы методыинтенсификации процессов добычи нефти, применяемые на данном объекте разработки, а так же детально рассмотрен анализ применения технологии интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых коллекторах путем комплексного химики-депрессионного воздействия-СНПХ-9030. Ново-Елховское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Заинского, Лениногорского и Черемшанского районов Татарстана, в географическом отношении расположено в северной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности, в закамской юго-восточной части Татарстана западнее Ромашкинского месторождения, в 20 км от города Альметьевска (рис.1.1) [1]. В распоряжении НГДУ «Елховнефть» находятся Акташская, Федотовская и Ново-Елховская (юг, центр и север) площади, Красноярский и Патанский участки.Общая толщина карбонатных отложений турнейского яруса изменяется в широких пределах. В зонах развития «врезов» толщина их минимальна, на остальной площади карбонатная толщина кизеловско-черепетских отложений может достигать 38,4 м. Характеристика толщины продуктивных отложений турнейского ярусу представлены в табл. Шламово-водорослевые известняки отмечаются в виде маломощных прослоев, линзовидных включений в сгустково-детритовых известняках. Одни и те же разновидности карбонатов, находящихся в нефтяной и водной зонах, могут значительно отличаться друг от друга по коллекторской характеристике, что обусловлено различной интенсивностью развития вторичных процессов, ухудшающих коллекторские свойства пород.Исследование физико-химических свойств нефти проводилось по поверхностным и глубинным пробам в течении 1958-1994 гг. Пробы пластовой нефти отбирались глубинными пробоотборниками во время испытания пластов и кратковременной пробной эксплуатации. Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ-1 и капиллярным вискозиметром ВПЖ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом. Наименование Количество исследованных Диапазон измерения Среднее значение скв. проб Как видно из табл.3.1. давление насыщения нефти газом на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения изменяется от 1,5 до 5 МПА и в среднем составил 3 МПА.Динамика основных показателей разработки в целом по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения по состоянию на 01.10.2006г. представлена на рис. Эксплуатация ведется, как правило, на естественных режимах работы залежей. Внедряются на залежах в промышленных масштабах третичные (физические и физико-химические) МУН и технологии интенсификации добычи. Среднегодовые объемы добычи нефти по турнейскому ярусу составляют 350-400 тыс.т. В 2006г за 9 месяцев отобрано 480 тыс. т нефти, учитывая тот факт что ежемесячная добыча нефти месяца составляет 54тыс.т, то ожидается, что добыча нефти за 2006г. превысит отметку 630тыс.т.Весь эксплуатационный фонд скважин турнейского яруса Ново-Елховского месторождения по состоянию на 01.01.2007 год составляет 636 скважины, из них 562 скважин представляют действующий фонд скважин, который в свою очередь подразделяется [3]: - по способам эксплуатации: УСШН - 502 , УЭЦН - 53, фонтан-7 скважин. Весь эксплуатационный фонд скважин по дебитам нефти подразделяется: 235 скважин относятся к малодебитным (менее 5 м3/сут), 165 - среднедебитным (5-10 м3/сут), 162-высокодебитным (более 10 м3/сут) (рис.5.2). Из рис.5.3 видно, что у основного фонда скважин (88,79%) насосы расположены на глубинах от 1050 до 1350 м, у 3,05% скважин на глубине до 950 м, 7,66% - от 950-1050 м, 0,56% - на глубине от 1350 - 1450 м. Распределение скважин по типу насосов показывает (рис.54): - 440 скважины, оснащенных ШСНУ, оборудованы вставными толстостенными насосами с верхним механическим креплением RHAM, с наиболее используемым диаметром 125 мм (269 скважин); трубные насосы используются в 67 скважинах.Через призабойную зону скважины проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. От состояния призабойной зоны скважины существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород призабойной зоны скважины. Так, при вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения призабойная зона скважины закупоривается глинистым раствором, что приводит к снижению проницаемости пород и к уменьшению притока нефти и
План
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА
2. ОСНОВНЫЕ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ
4. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПО ТИПАМ КОЛЛЕКТОРОВ
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
