Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, ЭКОЛОГИЯ

Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин Ромашкинского месторождения

irina_k200 1750 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 70 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 17.09.2020
Выпускная квалификационная работа содержит 75 страниц машинописного текста, 9 рисунков, 22 таблиц. В работе было использовано16 источников литературы. Тема дипломного проекта: «Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин Ромашкинского месторождения». Основные термины и ключевые слова: залежь, месторождение, объект, скважина, АСПО (асфальто-парафиновые отложения), обводненность, показатели разработки, НКТ (насосоно-компрессорные трубы), ингибитор. В работе представлены общие сведения о месторождении, геолого-физические характеристики пластов и объектов, свойства нефти, газа и воды. Приведен анализ текущего состояния разработки месторождения и анализ выработки запасов, в результате чего выявлены осложняющие факторы геологического строения Ромашкинского месторождения, приведены обоснования предложенного метода совершенствования предупреждения отложения парафинов.
Введение

Актуальность темы: Наиболее существенно на развитие нефтяной промышленности России в последние годы влияет постепенно накапливаемое негативное изменение структуры разрабатываемых запасов нефти. В эксплуатацию вводится все большее число месторождений с низкопроницаемыми пластами, повышенной вязкостью нефти, сложным геологическим строением. К тому же, в процессе эксплуатации месторождения ухудшаются параметры околоскважинных зон пластов (кальматация, каналов фильтрации) и, как следствие, происходит уменьшение отборов нефти и снижение коэффициента продуктивности. При ликвидации парафинистых отложений или пробок нефть подогревают с помощью АДП. Проблема: На Ромашкинском месторождении стоит проблема парафиноотложений в подземном оборудовании скважин. Обьектами исследования является скважины №356; 243; 265; 328. Алькеевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Предмет исследования – технологический процесс предупреждения и защиты подземного оборудования скважины от АСПО. Цель работы – обоснование технологии совершенствования методов предупреждения парафиноотложений на Ромашкинском нефтяном месторождении. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: 1. Изучить состав и свойства скважинной продукции. 2.Дать характеристику геологического строения месторождения. 3. Рассмотреть схему и обосновать последовательность технологического процесса ликвидации парафиноотложений. 4. Выполнить необходимые технологические и экономические расчеты. Методы работы: изучение, моделирование технологического процесса, анализ выполненных работ, количественный расчет.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………….6 I.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………………….7 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения. …………………....7 1.2 Физико-химические свойства нефти, газа, воды. ………………………..12 1.3 Запасы нефти. ……………………………………………………………...15 1.4 Осложняющие факторы горно-геологических условий данного месторождения на существующей стадии разработки……………………….16 Выводы по геологическому разделу…………………………………………...17 II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………...18 2.1 Текущее состояние разработки…………………………………………….18 2.2.Анализ фонда скважин нефтяного месторождения……………………….24 2.3. Механизм образования парафиноотложений…………………………….26 2.4. Анализ АСПО в скважинах Ромашкинского месторождения………...…31 2.5.Последствия образования отложений парафинов.......................................33 2.6.Анализ сравнении применяемых технологии по борьбе с парафиноотложениями………………………………………………………….40 2.7.Анализ использования закачки ингибитора СНПХ7912М применяемого на Ромашкинском месторождении……………………………………………..45 2.8.Рекомендации по усовершенствованию методов борьбы с парафиноотложениями на Ромашкинском месторождении………………….54 Выводы по технологическому разделу………………………………………...62 III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………………………………64 3.1. Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения…………………………………………………………………………..64 3.2.Исходные данные для расчета экономических показателей проекта. …..64 3.3.Расчет экономических показателей проекта………………………………65 Выводы по экономическому разделу………………………………………..67 ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………….68 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………..70 Перечень графического материала……………………………………………72 Приложени 1.
Список литературы

1. Борхович С.Ю. Методические указания к выполнению ВКР для студентов очной и заочной форм обучения.Ижевск:Изд-во Удмуртский университет 2016г 125с. 2. Гавур В.Е. Геология и разработка крупных месторождений России. – М., Издательство Недра, 1996г. 339 с.: ил. 3. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. – М.: Недра, 1991г.- 384. С 4. Мазепа Б.А Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М. Издательство Недра, 1966г. 184. с.: ил. 5. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием. Нефтяное хозяйство – 1997г. - №9. страницы 62 – 69. 6. Непримеров Н.Н., Шарагин А.Г. Исследование скважины и разработка превентивных методов борьбы с парафином. Ученые записки Казанского государственного университета. Физика. – Казань, Издательство КГУ, 1957г. 367с. 7. Оленев Л.М., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО. – М., ВНИИОЭНГ, 1994г. 33с. 8. Проект пробной эксплуатации Ромашкинского месторождения. - ТатНИПИнефть ,1987г. 9. Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Алькеевской площади Ромашкинского месторождения (ТатНИИНП, 1990г.). 10. Борхович С.Ю., Волков А.Я. Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине «Основы экономической деятельности предприятия», 2006. 11. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Издание в 2 т./ под ред. В.Е. Гавуры. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – Т.1.-280 с. 12. Совершенствование технологий разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. – Казань: Татарское книжное изд-во, 1989. -136 с. 13. Физико-химическая характеристика нефтей и нефтеконденсатов, характеризующихся повышенным содержанием парафинов/ С.В. Савченков, Н.К. Наумова, С.В. Шелемей, Р.Ю.Юнусов // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ. предпр. «Севергазпром». – Ухта: Севернипигаз, 1999. - с. 334-344. 14. Композиция для предупреждения и удаления парафиноотложений/ Р.Ю. Юнусов, В.В. Крачковский, А.И. Бурмантов А.И. и др. // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В 4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2000. - с. 312-328. 15. Применение ПАВ для повышения коэффициента эксплуатации скважин / Р.Ю. Юнусов, А.И. Бурмантов, С.А. Погуляев и др.// тез. докл. V науч.-техн. конф. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Секция 2. Разработка и эксплуатация месторождений природных углеводородов. (М., 23-24 янв.). - М. – 2003. - с. 129.
Отрывок из работы

I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ. 1.1Геолого – физическая характеристика Ромашкинского месторождения. Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона. В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий. Основным объектом разработки площади являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта (Д1), которые представлены двумя группами: высоко продуктивные и малопродуктивные. Объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород-коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами. Фациальный состав коллекторов изменяется от тонкодисперсных алевролитов до песчаных фракций. Геологические свойства Ромашкинского месторождения изучены геологической съемкой, всеми видами полевых геофизических исследований, структурным и структурно-поисковым бурением, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением. В таблице 1 показаны основные геологические физические характеристики продуктивных отложений пластов . Таблица 1. Геолого-физические свойства продуктивных отложений Ромашкинского месторождения. Показатель Значение Объекты разработки Д4 Д3 Д2 Д1 Фамен Турней Бобрик. Глубина залегания, м 1680 1640 1630 1600 1350 1120 1100 Тип залежи свод. свод. свод. свод. риф. свод. структ.-литолог. Тип коллектора песч. песч. песч. песч. карбон. карбон. песч. Нефтенасыщенная толщина пласта, м 2,7 2.0 9.9 5.8 - 3.5 2.5 Начальное пластовое давление, МПа 18,1 17,7 17,2 17,2 14.0 12,5 12,5 Начальная пластовая t, °С 30 - 30 30 - 18-20 18-20 На рисунке 1 покажем литолого-стратиграфический разрез по Ромашкинскому месторождению. Пласт DIV залегает в нижней части ардатовского горизонта и представлен песчаниками. Породы слабо сцементированные и пористые, плохо отсортированные, неравномерно глинистые. Пласт DIII залегает в верхней части горизонта и характеризуется резкой литологической изменчивостью и замещением непроницаемыми породами. Пласт DIII сложен песчаниками. Рисунок 1-Литолого-стратиграфический разрез. Продуктивные породы пласта DII муллинского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками. По литологическим особенностям продуктивный пласт DII рассматривается в составе двух пачек: верхней и основной. Песчаники основной пачки пласта DII хорошо отсортированы и обладают высокими коллекторскими свойствами. Песчаники пласта DI пашийского горизонта кварцевые, мелкозернистые. По коллекторской характеристике пласт DI делится на три продуктивных пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. Величина начальной нефтенасыщенности средней и нижней пачек пласта DI в нефтяной зоне как по керну, так и по геофизическим данным одинакова и составляет 89 %, верхней пачки пласта DI - 87 %, алевролитов - 77 %. Для водонефтяной зоны пласта DI нефтенасыщенность несколько ниже и принимается равной 84%. Таким образом, пласты DI и DII как по литологии не равномерны. Продуктивные отложения фаменского яруса представлены известняками серыми. Тип коллектора в основном кавернозно-трещиноватый. В прикровельной части турнейского яруса выделяется продуктивный пласт, представленный известняками. Терригенная толща нижнего карбона содержит довольно крупные залежи нефти. Продуктивными являются пласты песчаников и алевролитов. На территории месторождения выделяются и прослеживаются три пласта - VI3, VI2, VI1. По площади и разрезу песчаники резко неоднородны и зачастую замещаются алевролитами. Терригенная толща перекрывается глинистыми известняками тульского горизонта. Коллекторские и фильтрационные свойства пород и флюидов изучали как по образцам керна, так и инструментально, а также по материалам ГИС с различной детальностью. Рассмотрим коллекторские свойства пластов коллекторов Ромашкинского месторождения (таблица 2) . Таблица 2 Коллекторские свойства пластов Объекты разработки Д4 Д3 Д2 Д1 Фамен Турней Бобрик. Пористость, долей ед. 0,19 0,204 0,22 0,22 0,03 0,10 0,223 Проницаемость, мкм2 0,345 - 0,404 0,582 - 0,024 0,562 Нефтенасыщенность, долей ед. 0,80 0,89 0,88 0,89 0,63 0,72 0,83 Коэф. песчанистости - - 0,94 0,82 - - - Коэф. расчлененности - - 1,5 1,9 - - 1,5 Пласт DIV обладает довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость по керну составляет 19,5 %, проницаемость - 0,345 мкм2. Нефтенасыщенность по геофизическим исследованиям составляет 80%. Средняя пористость пласта DIII по лабораторным исследованиям керна составляет 20,4% Среднее значение нефтенасыщенности по керну составляет 89 %. Пористость по керну пласта DII составляет 22,0 %, проницаемость - 0,404 мкм2. Нефтенасыщенность верхней и основной пачек пласта DII по геофизическим данным в среднем составляет соответственно 88 и 90 %. По основной пачке пласта DI пористость изменяется от 21,8 до 26,1 % и в среднем составляет 21,97 %, проницаемость составляет в среднем 0,582 мкм2 .В верхней пачке пласта DI значение пористости по данным 327 определений керна с учётом новых данных находится в пределах 16-29 % и в среднем составляет 20 %, проницаемость изменяется от 0,0004 до 1,1 мкм2, в среднем составляя 0,268 мкм2. Среднее значение пористости фаменского яруса составляет 2,9 % по керну. Значение пористости - 3 %. Нефтенасыщенность коллекторов составляет около 63 %. Пористость турнейского яруса находится в пределах 6-19 % и в среднем равна 9,8 %. Средняя проницаемость по керну составляет 0,0024 мкм2. Проницаемость по промысловым данным - 0,048 мкм2 значительно выше, чем по керновым данным, объясняется наличием трещиноватости. Величина начальной нефтенасыщенности коллекторов как по керну, так и по геофизическим данным оказались близкими и составляют соответственно 71 и 72 %. По керну пористость пород бобриковского горизонта изменяется от 8 до 30 %, а проницаемость - от 0 до 5,1 мкм2. Средние значения пористости и проницаемости соответственно равны 22,3 % и 0,562 мкм2. Начальная нефтенасыщенность изменяется от 63 до 93 %, составляя в среднем 83 %. 1.2. Физико – химические свойства нефти, газа и воды. Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. В таблице 3 покажем основные физические свойства пластовых нефтей по Ромашкинскому месторождению. Таблица 3 Физические свойства пластовых нефтей. Свойство нефти Д4 Д3 Д2 Д1 Фамен Турней Бобрик. Плотность нефти, кг/м3 852 806 852 852 910 868 864 Вязкость нефти, мПа·с 3,1 3,4 2,7 2,5 89,8 17,4 12,4 Давление насыщения, МПа 8,62 7,5 9,57 9,12 4,3 4,6 6,3 Газовый фактор нефти, м3/т 55 59 64 62 26 10,4 22,0 Содержание серы, % - - - - 4,45 4,95 0,15 Таким образом, исследования девонских нефтей показали, что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенное давление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по данным Желонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI уменьшается от центра к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счёт чего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. Следует отметить, что состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Газ пласта DIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше 1, наличие азота. Кроме азота в числе редких газов в попутных газах девона содержатся также гелий и аргон. Газы Ромашкинского месторождения относятся к жирным. Свойства пластовой нефти турнейского яруса изучены по двум пробам, отобранным из скв. 341. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м3, вязкость - 17,4 мПа·с, газосодержание - 10,4 м3/т. В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород. Рассмотрим физические свойства нефтей в поверхностных условиях (таблица 4). Таблица 4 Физические свойства нефтей Ромашкинского месторождения в поверхностных условиях. Свойство нефти Д4 Д3 Д2 Д1 Фамен Турней Бобрик. Плотность нефти, кг/м3 851 864 851 863 - 893 891 Вязкость нефти, мПа·с 7,9 6,9 9,8 20 - 32,3 30,6 Содержание серы, % 1,4 1,35 1,6 1,5 - 2,8 - Содержание смол силикагелевых, 10,6 13,0 11,9 12,7 - 13 13,2 Содержание асфальтенов, % 2,54 2,84 3,04 2,97 - 2,14 - Содержание парафинов, % 2,61 2,74 3,51 3,12 - 3,7 3,3 Характеристика поверхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII, DIII, DIV лёгкие (847 – 856 кг/м3), маловязкие (8,7 - 10,9 мПа·с), сернистые (1,1 - 1,5 %), смолистые (8,95 - 14,1 %), парафинистые (4,8 - 5,5 %). В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые - 893 кг/м3, вязкие - 32,3 мПа·с, смолистые - 13 %, сернистые - 2,8 %, парафинистые - 3,7 %. В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона в среднем высоковязкие (28,6 - 32,6 мПа·с при 20 оС), тяжёлые (886 - 891 кг/м3), смолистые (12,0 - 13,2 %), парафинистые (3,2 - 3,5 %) . В таблице 5 показаны свойства пластовых вод. Таблица 5 Свойства пластовой воды. Свойство воды Девон Турней Бобрик. Плотность воды, кг/м3 1190 1166 1176 Минерализация, г/л 266 142 - Вязкость нефти, мПа·с - - 1,3 Пластовые воды терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу. Общая их минерализация составляет 266 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Воды пластов DI и DII имеют близкий солевой состав и по отдельным анализам различить их затруднительно. Пластовая вода турнейского яруса имеет плотность (по 2 пробам) 1166 кг/м3. Плотность воды бобриковского горизонта достигает 1176 кг/м3. В составе пластовых вод преобладают ионы хлора и натрия. Вязкость воды в пластовых условиях - 1,3 мПа·с. Анализ геолого-физической характеристики пластов-коллекторов показал, что основными эксплуатационными объектами площади являются: бобриковский горизонт нижнего карбона; турнейский ярус (кизеловско-черепетский горизонт и упино-малевский горизонт); пашийский, муллинский, ардатовский и воробьевский горизонты верхнего девона. Горизонты представлены песчаниками и карбонатными породами (известняками). Пористость пластов изменяется в пределах от 0,03 д.ед до 0,22 д.ед. Проницаемость колеблется от 0,024 мкм2 до 0,582 мкм2. Нефтенасыщенность пластов изменяется от 0,63 д.ед до 0,89 д.ед. Нефти являются сернистыми, парафинистыми и смолистыми. Нефть девонских отложений относится к легким и маловязким. Нефть бобриковского горизонта относится к тяжелым и высоковязким. Нефти отложений турнея также являются тяжелыми и высоковязкими. В среднем по площади минерализация пластовой воды составила 204 мг/л. По химическому составу воду можно отнести к хлор-кальциевому типу. 1.3. Запасы нефти. Геологические запасы нефти Ромашкинского месторождения оцениваются в 5 млрд тонн, доказанные и извлекаемые запасы – в 3 млрд тонн. По последним данным, из недр месторождения уже отобрано более 2,2 млрд тонн нефти. Темп выработки по горизонтам Д1+Д0 составляет 0,6 % от начальных извлекаемых запасов, от текущих - 4,7%. Анализируя распределение запасов по пластам, видно, что более половины (52,7%) из них сосредоточено в пласте Д0. По горизонту ДI наибольшим количеством запасов характеризуется пласт «а» (43,9%). В пластах «б1», «б2» и «б3» сосредоточено, соответственно, 15,4%, 20,6% и 12,5% запасов от суммарных по пашийскому горизонту. Минимальным содержанием отличаются пласты «в» (5,6%) и «гд» (2,0%). В целом по площади наибольшим количеством содержащихся запасов характеризуются высокопродуктивные коллекторы (70%). Аналогичная тенденция наблюдается по каждому из продуктивных пластов. По зонам н ачальные запасы распределились следующим образом: в чисто нефтеносных пластах содержится 91,6%, а в пластах с ВНК - лишь 8,4%. Невысокий процент содержания запасов в пластах с подошвенной водой свидетельствует о развитии на площади небольших водонефтяных зон. Среди выделенных блоков наибольшим содержанием начальных запасов характеризуется первый - 54,8%. На втором блоке сосредоточено до 32% от общих по площади, а на третьем – лишь 13,2%. 1.4. Осложняющие факторы горно-геологических условий Ромашкинского месторождения на существующей стадии разработки. К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти. Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях карбона, и девона придает им структурно-механические свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. Основная часть запасов нефти сконцентрирована в терригенной толще карбона, которая характеризуется наличием нескольких пластов с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, различной активностью пластовых флюидов, зональной неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами. В терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) развита трещиноватость, которая является основным видом пустотности и составляет десятые доли процента. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений. Выводы по геологическому разделу. В геологическом разделе рассмотрено территориальное расположение месторождения, геологическое строение залежей, основные продуктивные объекты и пласты, приведены геолого-физическая характеристика месторождения, физико-гидродинамические показатели продуктивных пластов, коллекторов и покрышек, физико-химический состав нефти, воды и газа, определены запасы. Ромашкинское месторождение является сложнопостроенным с трудноизвлекаемыми запасами газа и нефти. Значительная обводненность продукции, высокое содержание парафина в нефти, низкие дебиты предопределяют образование асфальтосмолопарафиногидратных отложений. Решение проблемы борьбы и предупреждения отложений АСПО требует использования специальной насосной техники и нестандартного оборудования, также необходимо своевременно производить «горячие» обработки скважин и обработки реагентами. II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ. 2.1. Текущее состояние разработки. Основной девонский объект (горизонты Д1, Д0) Ромашкинского месторождения разделен рядами нагнетательных скважин на отдельные площади самостоятельной разработки. В первую очередь в разработку вводили наиболее продуктивные центральные площади Ромашкинского месторождения: Миннибаевская, Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская и Павловская. В несколько этапов разбуривали и площади, прилегающие к центральным: Альметьевская, Северо-Альметьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Зеленогорская и Зай-Каратайская. Рисунок 2. Структурная карта по кровле пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. 1-границы площадей; 2-контур нефтеносности; 3-скважины. Скважины на Ромашкинском месторождении на начальном этапе размещали преимущественно по неравномерной сетке 600х400 и 800х650 м. Равномерная квадратная сетка скважин применена только на Сармановской, Карамалинской, Холмовской (600х600 м) и Березовской (720х720 м), равномерная треугольная сетка скважин на Куакбашской (650Х650 м) площадях. На Куакбашской и части Холмовской площади внедрёна избирательная система заводнения продуктивных пластов, а на Сармановской - линейная. На всех остальных площадях применяется комбинированная система заводнения - линейная на непрерывные базисные пласты и очаговая - на прерывистые коллекторы. С начала разработки по горизонтам Д1-До добыто 90,0% начальных извлекаемых запасов, текущая нефтеотдача достигла 47,4%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 108,8%. Средневзвешенное пластовое давление составляет 16,2 МПа. Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн. т на месторождении был достигнут в 1970 г. Добыча нефти на уровне 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет. С 1975 г. при отборе 53,9% начальных извлекаемых запасов (НИЗ) добыча нефти по месторождению начала снижаться и в 1994 г. составила 13,0 млн. т (0,6% НИЗ и 5,7% ТИЗ) С 1975 г. месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), сокращением (в 5-10 раз) эксплуатационного фонда, снижением в 1,5-2,0 раза эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов. Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985 г. Затем объединение «Татнефть» резко изменило техническую политику в сторону снижения отбора попутной воды. На поздней стадии разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и нефтеотдачи. В результате отбор попутной воды уменьшен на 180 млн. т в год. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки. Давление на устье нагнетательных скважин на отдельных площадях составляет 10,0-4,9 МПа, на забое добывающих скважин - 7,2-11,2 МПа. Средний дебит нефти снизился с максимального значения 63,0 до 4,6 т/сут, жидкости с 63,6 до 35,3 т/сут. Максимальный отбор жидкости в 1985 г. составил 18,4 млн. т, закачка - 17,1 млн. м3, а в 1994 г. соответственно 7,0 млн. т и 6,0 млн. м3. Отбор попутной воды составил 38,7% достигнутого уровня. Обводненность в течение последних 10 лет стабилизировалась на уровне 70%, водонефтяной фактор составил всего 1,6. Средний дебит нефти снизился с максимума, 21,9, до 4,2 т/сут, жидкости от 34,5 до 14,7 т/сут. Давления на устье нагнетательных скважин составляют 5,6-11,7 МПа, на забое добывающих 4,7-8,2 МПа. Объединение «Татнефть» по Ромашкинскому месторождению провело большую работу по оптимизации плотности и размещения сеток скважин. Опыт оптимизации плотности сетки скважин на Ромашкинском месторождении является уникальным и его обобщение имеет громадное теоретическое и практическое значение. На примере Ромашкинского месторождения было доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы начального и конечного уплотнения сетки скважин. Практика разработки месторождения убедительно свидетельствует о том, что при уплотнении сетки за счет бурения дополнительных скважин и соответствующего изменения системы заводнения можно увеличить добычу нефти пропорционально числу скважин и улучшить экономические показатели разработки. Проведенная оценка ожидаемой нефтеотдачи при практическом внедрении проектных решений Генеральных схем разработки месторождения показало, что при реализации первой Генеральной схемы разработки месторождения с бурением 9400 скважин конечная нефтеотдача составила бы всего 38%. Вторая Генеральная схема предусматривала бурение 12000 скважин. Однако и при этом нефтеотдача составила бы всего 42%. При реализации третьей Генеральной схемы с бурением более 19000 скважин конечная нефтеотдача должна составить 49%. Таким образом, необходима дальнейшая оптимизация сетки скважин для достижения проектной нефтеотдачи пластов, равной 53%. Один из вариантов представляет собой продолжение осуществляемой на сегодня системы разработки. В другом варианте плотность сетки соответствует уточненным проектам разработки отдельных площадей, составленным за последние 10 лет. Остальные два варианта разработки по плотности сетки отличаются от последнего в ту или иную сторону. Расчеты технологических показателей разработки по площадям проведены с использованием методики ТатНИПИнефти. Максимальный экономический эффект по площадям достигнут при плотности сетки 12,0-28,2 га/скв, причем более плотные сетки оптимальны для площадей, характеризующихся высокой геологической неоднородностью коллекторов. Так, для объектов с коэффициентом расчлененности более трех, оптимальная плотность сетки находится в интервале 12,0-18,4 га/скв (среднее значение 14,5 га/скв), а для менее расчлененных объектов 17,5 -28, 2 га/скв (среднее значение 22,5 га/скв). Начиная с 60-х годов на месторождении ведется бурение дополнительных скважин сверх основного фонда (оптимизация плотности сетки) в целях достижения запроектированной нефтеотдачи эксплуатационного объекта (79,5% дополнительного фонда), а также интенсификации процесса разработки горизонта для поддержания достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти или снижения темпа его падения. Наибольшее число скважин из дополнительного фонда пробурено в целях выработки запасов линз, полулинз и тупиковых зон, а также малопродуктивных коллекторов, и значительно меньшая доля приходится на скважины для выработки водонефтяных зон. На таких площадях, как Абдрахмановская, Западнo-Ленино-горская, Зай-Каратайская., Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины, и на них приходится значительная часть добычи нефти за весь прошедший период разработки. В результате бурения дополнительных скважин активные извлекаемые запасы нефти месторождения увеличились до 95% начальных. По последнему утвержденному ПАО Татнефть 27.12.2013 г «Анализу разработки Ромашкинского месторождения» на месторождении (без учета дублеров) пробурено 15301 скважин, в том числе 8961 скважина сверх основного фонда, что составляет 46,6%, из них около половины пробурено на разукрупнение эксплуатационного объекта и примерно столько же на оптимизацию плотности сетки скважин. Если средний дебит нефти одной добывающей скважины за 1994 г. по месторождению составил 4,6 т/сут, жидкости - 35,3 т/сут, то по дополнительным скважинам он соответственно равен 3,9 и 31,9 т/сут. Средний дебит скважин дополнительного фонда по площадям на рассматриваемую дату изменяется по нефти от 0,2 до 33,0 т/сут, по жидкости от 1,0 до 255,1 т/сут. С начала бурения скважин дополнительного фонда добыто свыше 337 млн. т нефти, 812 млн. т жидкости, водонефтяной фактор достиг 1,41. По состоянию на 01.01.2013 г. в период поздней стадии пробурено и введено в эксплуатацию около 5800 добывающих скважин, по которым отобрано 145 млн. т нефти и 480 млн. т жидкости. Водонефтяной фактор 2,3, средняя обводненность добытой жидкости 70,2%. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 25 тыс. т нефти и 58 тыс. т воды. Основное назначение скважин, пробуренных в поздней стадии - повышение нефтеотдачи пластов путем вовлечения в активную разработку запасов нефти песчаных линз, водонефтяных зон, пластов с низкой проницаемостью. В настоящее время Ромашкинское месторождение находится в завершающей стадии разработки. По месторождению достигнут сравнительно высокий коэффициент нефтеотдачи - 0,47 - при обводненности 87%. Из пробуренного фонда выбыло 35% скважин, часть которых в дальнейшем при проведении ГТМ может быть введена в повторную эксплуатацию. На одну отработанную скважину добыто 133 тыс. т нефти. Оставшиеся в работе скважины уже добыли 159 тыс. т/скв. Для достижения проектной нефтеотдачи по ним нужно еще отобрать 25 тыс. т/скв. Это многовато, но, учитывая необходимый для достижения проектной нефтеотдачи фонд, эта величина существенно снижается. Поэтому достижение проектной нефтеотдачи не вызывает сомнений. По Ромашкинскому месторождению доля трудно извлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30 до 80%, в том числе в слабопроницаемых пластах — с 7 до 29, ВИЗ — с 18 до 38, песчаных линзах — с 5 до 13%. Ухудшение структуры запасов нефти происходит в течение всего периода разработки месторождения. Однако в начальной стадии, до отбора 50-601 НИ3 оно оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии разработки (после отбора 2/3 запасов нефти), несмотря на проведение большого объема мероприятий, структура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи. При этом чем больше доля трудно извлекаемых запасов нефти, тем при меньшем проценте суммарной добычи НИЗ наступает снижение темпов отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ). Такая же закономерность наблюдается между величиной темпов отбора и выработкой запасов: чем выше темп отбора, тем при меньшей выработке начинается его снижение. Первая из отмеченных закономерностей более существенна, так как величина темпа отбора при прочих равных условиях в значительной мере зависит от продуктивности объекта. 2.2.Анализ фонда скважин нефтяного месторождения. На 01.01.2013 года на месторождении пробурено 15301 скважина, что составляет 80%
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Экология, 62 страницы
1550 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg