Курсовая работа: Совершенствование очистки закачиваемых вод в системе поддержания пластового давления в условиях
В 2007 –2009 годах в связи с неприемом нефти с товаротранспортными организациями было много вынужденных остановок скважин, в результате чего произошло искусственное снижение МРП скважин.
2.2 Динамика технологических показателей разработки
По состоянию на 1.01.09г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Зай-Каратайской площади отобрано 73,599 млн.т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор - 1,76.
В 2009г. с площади отобрано 420 тыс.т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс.т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор - 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 МПа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 %. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.09г. равен 155, из которых 21 остановлена по технологическим причинам.
Максимальная добыча нефти 3,893 млн.т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн.т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986г. С 1987г. обводненность снижается. В 1997г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по-сравнению с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро снижается.
2.3 Анализ выработки пластов
С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных - 4%.
Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки "б" и пласту "в". Так, например, по пласту "б1 " осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту "в" - 1,6%.
По пластам "а", "б2 ", "б3 " в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.
Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.
Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.
Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.
Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводнения и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ .
3.1 Обзор существующей схемы и подготовки скважинной продукции в НГДУ «Лениногорскнефть»
В НГДУ «Лениногорскефть» применяется герметизированная высоконапорная система сбора и подготовки скважиной продукции.
Существующая система сбора и подготовки продукции скважин применяемая в НГДУ «Лениногорскнефть» отвечает всем основным требованиям:
- полную герметичность процесса сбора, транспортирования и подготовки,
- измерение количества продукции на каждой подключенной скважине,
- совместное или раздельное, после ГЗУ, транспортирование обводненной и не обводненной нефти газа,
- использование нефтесборных коллекторов для подготовки скважинной продукции к дальнейшей обработке (внутритрубная диэмульсация),
- сепарацию газа,
- подготовку товарной нефти (обезвоживание и обессиливание)
- подготовку сточной воды для ее дальнейшего использования в системе ППД,
- поточное измерение количества и качества продукции на различных этапах ее подготовки.
Основные преимущества такой схемы следующие:
- практически полное устранение потерь легких фракции за счет герметичности системы,
- возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качество продукции,
- возможность в некоторых случаях транспортирования скважиной продукции по всей площади месторождения за счет давления на устьях скважин.