Разработка Южно-Ягунского месторождения

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Сентября 2013 в 15:07, реферат

Описание

Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района
1.2 История освоения месторождения
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфи
2.1.2 Тектоническое Нефтеносность месторождений. Гидрогеология
2.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения
3.2 Текущее состояние разработки
3.3 Анализ системы заводнения
3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов
4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и проиводству
буровых работ
4.2 Подземное и устьевое оборудование при различных способах добычи
4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин
4.2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками
4.2.3 Общие сведения об эксплуатации скважин УЭЦН
4.2.4 Технические характеристики насосов
4.3 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН
5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН
5.2 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН
5.3 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок
5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства
5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства
5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН
5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Оптимизация режима работы скважин.
6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.
6.3 Анализ чувствительности проекта к риску.
7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА
7.1 Обеспечение безопасности работающих
7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства
7.1.2 Расчет заземления скважин, оборудованных ЭЦН
7.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.
7.1.4 Средства индивидуальной защиты
7.2 Оценка экологичности проекта
7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин
7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания
7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды
7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН
7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций
7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций
7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Работа состоит из  1 файл

Южно-Ягунское.doc

— 1.54 Мб (Скачать документ)

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177.

Тенденция на увеличение компенсации  с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации  по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем  остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация  с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

 

3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

 

На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:

 - дебитов добывающих скважин,

 - приемистости нагнетательных скважин,

  • забойных и пластовых давлений,
  • динамических и статических уровней жидкости в добывающих скважинах,
  • статических уровней в нагнетательных скважинах,
  • прослеживание восстановления уровня жидкости (КВУ),
  • прослеживание восстановления давления (КПД).

Эти исследования проводятся цехом ЦНИПР НГДУ “Когалымнефть” с целью контроля за текущим состоянием разработки.

По стволу скважин проводится комплекс геофизических исследований в нефтяных и нагнетательных скважинах. Объемы работ проводились ОАО «Когалымнефтегеофизика».

Основная часть исследований приходится на контроль за энергетическим состоянием залежей, определение добывных возможностей скважин и пластов, замер дебитов добывающих и расхода нагнетательных скважин, изучение профилей притока и приемистостей.

Замеры пластового давления в скважинах служат основой для потроения карт изобар.

Результаты исследования скважин, выполняемые на месторождении, в основном качественные и пригодны для использования.

В таблице 3.3. приведены основные результаты исследований скважин и пластов. Необходимо отметить, что по основным объектам даны показатели, рассчитанные по скважинам, охваченных исследованиями.

Разработка всех залежей объектов осуществляется с поддержанием пластового давления с начала эксплуатации. Режим залежей характеризуется как жесткий водонапорный.

 

 

Таблица 3.3 Результаты исследования скважин и пластов

Наименование

1БС10

2БС10

1БС11

2БС11

ЮС1

Средневзвешенное пластовое давление, атм

219,0

228,4

218,0

232,0

234,2

Пластовая температура, ºС

71

73

80

82

83

Ср.дебит нефти, т/сут

16,4

35,6

27,8

33,6

3,5

Обводненность весовая, %

34

25,4

46

40,4

67,1

Газовый фактор, м3

53

45

46

72

83

Коэффициент продук-тивности, м3/сут*атм

0,25

0,389

0,18

0,375

0,072

Гидропроводность, мкм/мПа*с

1,75

32

50,7

50,7

1,56

Проницаемость, мкм

14

117

39

101

14


 

Объем исследованных скважин для определения коэффициента продуктивности составляет 13% от всего пробуренного фонда. При расчетах были учтены коэффициенты продуктивности по результатам опробования скважин.

По Южно - Ягунскому месторождению были проанализированы данные исследований 23 нагнетательных скважин по пласту 2БС10 и 33 нагнетательных скважин по пласту 2БС11.

Результаты исследования нагнетательных скважин приведены в таблице 3.4.

Как видно из таблицы, по пласту 2БС10 толща охвачена заводнением на 32% от всего числа пропластков, а по пласту 2БС11 этот показатель составляет 36.8%.

Таблица 3.4 Результаты исследования нагнетательных скважин

Количество скважин

Число перф.интерв.

Работающие пропластки, %

Не охвачено заводнением, %

верх

середина

низ

Пласт 2БС10

23

25

36

12

20

32

Пласт 2БС11

33

33

23,7

10,5

20

36,8


 

Также на Южно-Ягунском месторождении проводятся геофизические исследования. За 2001 год было проведено 366 исследований в 306 скважинах, что составляет 29% действующего фонда. В 321 скважине проведено 276 исследований с целью определения герметичности колонны.

 Проводятся гамма - каротаж (ГК),основной замер 100 метров на подъеме с захватом вышележащего водоносного пласта, контрольный замер 50 м в интервале перфорации и в местах искажения ГК проявлением радиоактивных аномалий. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ)- в остановленной на 6-8 часов скважине. Выполняются основной и контрольный замеры. При необходимости остановка скважины контролируется глубинным манометром по восстановлению забойного давления. Влагометрия (ВГД) в остановленной скважине - производится запись ВНР, если пласт работает через застойную воду ( на поверхности - нефть, в интервале пласта - вода).

Технология исследования скважин с закачкой меченого вещества.

Решаются задачи выделения интервалов обводнения, отдающих (поглощающих) пластов, определения профиля отдачи ( поглощения ), остаточной нефтенасыщенности, установления негерметичности цементного колодца и возможных заколонных перетоков, получения опорной информации для оценки степени выработки запасов на месторождениях, вступивших во вторую и третью стадии разработки.

 Технология включает закачку в прискваженную часть пласта вещества с аномальными нейтроннопоглащающими свойствами и проведение фоновых и повторных измерений методом импульсного нейтронного каротажа (ИНК , чувствительным к содержанию таких веществ в околоскважинном пространстве. Основным интерпретационным параметром ИНК является декремент затухания плотности тепловых нейтронов Л, в качестве дополнительных параметров может быть использовано время жизни тепловых нейтронов Т, скорость счета во временных окнах на задержках после импульса нейтронов.

 В качестве меченного вещества используют хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый калий, соляную кислоту. Соляная кислота хорошо пропитывает низкопроницаемые глинистые породы, насыщенные нефтью и обеспечивает большой охват вытеснением неоднородных по проницаемости коллекторов по сравнению с водными растворами. Ее целесообразно использовать для решения качественных задач контроля за разработкой. Этот вид исследования только недавно начал внедряться на Южно - Ягунском месторождении. В 2001 году исследовались 5 скважин.

 Скажины 1396/126, 2923/118, 772/44 были исследованы методом шумометрии. Объем исследований РГТ за 2001 год составил 103 скважины.

 Объем исследований высокочувствительным термометром в добывающих скважинах составил 306 скважин, по определению притока исследовались 200 скважин, по отбивке забоя 59 скважин, по проверке на герметичность 47 скважин.

 На Южно - Ягунском месторождении планируется использование всевозможных методов увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечение в разработку слабодренируемых запасов, в том числе 8 ГРП, 80 системных технологий, 102 ОПЗ, 19 переходов. Необходимо более широко внедрять циклическую закачку в комплексе с системными технологиями и одновременно проводить селективную изоляцию на добывающих скважинах.

Контроль за объемами закачки воды осуществляется с помощью счетчиков СВУ. 85% замеров телемеханизированы, остальные замеряются в ручном режиме. Все действующие скважины оборудованы замерными устройствами. Контроль ведется по кустовым насосным скважинам, по направлениям и по скважинам.

На нагнетательных скважинах  за прошедший год проведено 28 капитальных  ремонтов и 136 текущих. С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин  проведено 21 кислотных обработок.

 В таблице 3.5. приведены обемы промысловых геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на Южно-Ягунском месторождении в 2001 году

 

Таблица 3.5 ПГИ и ПГД за 2001 год на Южно-Ягунском месторождении.

п/п

Вид исследований

Количества

скважин

Замеров

1

Определение профиля притока, источника  обводн. и тех. сост. добывающих скважин

59

63

2

Определение профиля приемистости, тех. состояния нагнетательных скважин 

208

211

3

Исследования гироскопичес. инклинометром

121

121

4

Определение Рпл.

177

419

5

Определение Нст.

753

2525

6

Определение Ндин.

1082

8121

7

Исследование методом КВУ

230

266

8

Исследование методом ПД

92

180

9

Замер дебита добывающих скважин

920

58717

10

Отбор устьевых проб на водосодержание

920

37350

11

Замер приемистости нагнетательных скважин

160

7370


 

Геолого–технические мероприятия (ГТМ)

 На месторождении планомерно внедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

 В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении проведено 239 ГТМ с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.

Их перечень приведен в таблице 3.6.

 

Таблица 3.6 ГТМ за 2001 год.

п/п

 

Вид мероприятий

Кол-во скв-н

Добыча нефти, т.т.

Средний при-рост дебита на 1скв-ну,т/сут

1

Ввод новых скважин

4

10,47

14,4

2

Ввод из бездействия

35

72,38

11,7

3

Ввод из консервации, пьезометра

42

21,48

2,6

4

Перевод на мех.добычу

3

6,02

12,7

5

Оптимизация режимов работы скважин

120

100,21

5,0

6

Ремонтно-изоляционные работы

18

15,4

8,2

7

Интенсификация  притоков (ОПЗ)

53

65,01

10,1

8

Возврат с других горизонтов

9

10,5

7,1

 

ИТОГО

293

309,19

6,8


 

Как видно из таблицы 3.6. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие ГТМ, как перевод  скважин на мех. добычу, ввод новых  скважин, ввод скважин из бездействия.

В течение года выполнено 132 капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП и КРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированным скважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. На нагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов. Введено под нагнетание 15 скважин.

Эффективность методов  увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов  приведена в следующей таблице 3.7.

 

 

Таблица 3.7 Эффективность МУН применяемых в месторождений

п/п

Метод, технология

Количество, скв./обр.

Доп.добыча

<span class="dash0421_0442_0438_043b_044c_00202__Char" style=" text-



Информация о работе Разработка Южно-Ягунского месторождения