Реферат: Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Окончаниетаблицы2.2

Показатели		2015	2016
Приемистость		278,608	307
% добычи мех.способом		99,1	99,1
% мех.фонда		92,2	85
Кэкспл		0,910	0,845
Добыча поЭЦН		7148,85	7660,93
Добыча по ШГН		29,133	20,32

Рисунок2-ДинамикадобычинефтиижидкостинаМамонтовскомместорожденииСначаларазработкинаместорождениидобыто650,2млн.тнефти,извлечено1468млн.тжидкости.Отборначальныхизвлекаемыхзапасовсоставляет84%приобводненности83%,текущийкоэффициентнефтеизвлечения – 0,318. Накопленный водонефтяной фактор – 1,5. Закачано сначаларазработки 1,7 млрд.м³воды.Компенсацияотбора-117 %.Основная часть скважин характеризуется средними дебитами жидкости(дебитот 30 до75т/сут имеет 53 %скважин) ивысокойобводненностью(более80%-около46%скважин).Сдебитамиболее120т/сутработают13%скважин.Дебитжидкостименее15т/сутхарактерендля16%скважин.МалодебитныйфондвосновномрасположеннанизкопроницаемыхималомощныхучасткахпластовАС₄иБ_10ТСП.Лишь5

% скважин добывают продукцию с невысокой обводненностью (менее 40 %). 43 % скважин имеют дебит нефти менее 6 т/сут (средний дебит по месторождению – 14 т/сут). Из приведенных данных можно сделать вывод, что структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены основные усилия.

Анализ распределения скважин по накопленным отборам нефти показывает, что значительная часть прибывавших в эксплуатации скважин (37

%) отобрала от 20 до 100 тыс.т на скважину. Наибольшее количество нефти в расчете на одну скважину добыто из объекта БС_10мон, наименьшее - из пласта БС₆. Почти треть (30 %) добывающих скважин отобрали менее 20 тыс.т/скв. Более 300 тыс.т/скв отобрали лишь 8% скважин. В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 100 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

Анализ работы скважин нагнетательного фонда показал, что основная часть (более половины) скважин работают с приемистостью 150-300 м³/сут.

Низкая (менее 100 м³/сут) приемистость характерна для 10 % скважин, высокая (более 300 м³/сут) - для 24 % нагнетательного фонда. В целом по месторождению текущие приемистости скважин при существующих давлениях нагнетания (11-12 МПа на устье скважин) позволяют обеспечивать необходимую компенсацию отборов закачкой.

Основная часть (58 %) скважин эксплуатируются при забойных давлениях от 14 до 20 МПа. С давлением на забое менее 12 МПа работает 7 % скважин, более 22 МПа – 11 %. На скважинах последней группы

необходимопервоочередноепроведениеработпооптимизациирежимовэксплуатации,посколькубольшаячастьизнихработаетневоптимальномрежиме(привысоких динамическихуровнях).Обращаетнасебявниманиетотфакт,чтозначительнаячастьскважинвнастоящеевремянаходитсявбездействии(41%добывающихи49%нагнетательных).ОсновнойпричинойбездействияскважинМамонтовскогоместорождения(околотретиотобщегочисла)являютсяаварийныеситуации,связанныесполетаминазабойскважиннасосов,НКТипрочегоскважинногооборудованияврезультатеобрываколоннынасосно-компрессорныхтрубприпроведенииподземногоиликапитальногоремонтаскважин(какправило,впроцессеспуско-подъемныхопераций).Наэтихскважинах,приналичиивихрайоне остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ.Около150скважин(13%неработающегофонда)посостояниюнаконец2015г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного сосменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен вработу.Приблизительно 130 скважин (11 %) ожидают проведения операции повызовупритока.Основнуючастьэтихскважиннеудалосьосвоитьпослеглушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части такихскважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланированопроведениеоперацийпогидравлическомуразрывупласта(ГРП).Результатыпроведенногоанализапозволяютзаключить,что

пробуренныйфондскважинМамонтовскогоместорожденияобладаетопределеннымирезервамиулучшенияпоказателейихиспользованияиэксплуатации.Основныминаправлениямипоработесфондомскважиннаместорождениидолжны стать:

1. 
   Сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);
   

2. 
   .Оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных
   

режимовработыскважинногооборудованияипласта,воздействиенапризабойнуюзонуипластсцельюсниженияобводненностипродукции,комплексноесочетаниеремонтныхработи воздействияна пласт);3.широкое внедрение новых технологий, позволяющих повыситьэффективностьиспользованияфонда(зарезкадополнительныхгоризонтальныхстволов, внедрениевбольших объемах потокоотклоняющихМУН, ГРП,ИПВиСКО).Сопоставлениефактическихпоказателейразработкиместорожденияпроведеноспроектнымипоказателямитехнологическойсхемыидополнительныхзаписоккнейсучетомуточненияпроектныхпоказателей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. 
   Пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения в целом достаточно эффективно выполняет свое назначение. В среднем на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 100 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.
   
2. 
   В настоящее время значительная часть скважин находится в бездействии. Приоритетной задачей является работа по вводу бездействующих скважин в эксплуатацию.
   
3. 
   Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены значительные усилия.
   
4. 
   Выполнен анализ эффективности ГРП, результаты анализа показали, что скважины были хорошо простимулированы и коэффициент продуктивности увеличился в среднем в 5 раз.
   
5. 
   При дальнейшей разработке месторождения с целью более полного извлечения запасов рекомендуется применять комбинированный метод воздействия на пласт: плазменно-импульсный + закачка НПАВ.
   

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВНК – Водонефтяной контактГНК – газонефтяной контактЛЭП–ЛинияэлектропередачММП – Многолетнемерзлые породыМУО–МетодустановившихсяотборовНГДУ – Нефтегазодобывающее управлениеНКТ–Насосно-компрессорныетрубыОФП – Относительная фазовая проницаемостьПАВ–Поверхностно-активныевеществаПЗП–ПризабойнаязонапластаЦКР– ЦентральнаякомиссияпоразработкеПГИС - Промыслово-геофизические исследования скважинНПАВ - Неионогенные поверхностно-активные вещества