Способы регулирования процесса разработки

Главная задача регулирования процесса разработки месторождения заключается в выборе и применении комплекса мероприятий, обеспечивающих наилучший результат эксплуатации и повышение конечного КИН в рамках принятых технологических решений.

При этом методы регулирования предусматривают воздействие на объекты разработки, не связанное с принципиальным изменением системы разработки.

Характерными особенностями Загорского месторождения, влияющими на выбор методов регулирования, являются:

- многопластовость, многозалежность;

- наличие тектонических и литологических экранов, зон замещения осложняющих залежи нефти;

- разные типы коллекторов;

- низкие коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства;

- высокая зональная и послойная неоднородность пластов;

- нефть маловязкая, но с высоким газосодержанием;

- высокое давление насыщения, близкое к начальному пластовому давлению.

Для регулирования процесса разработки Загорского месторождения предложены следующие мероприятия по увеличению добычи нефти и улучшению состояния разработки:

По добывающему фонду:

- зарезка боковых стволов;

- проведение гидравлического разрыва пласта;

- приобщение и дострел, продуктивных интервалов;

- вскрытие пластов по современным технологиям;

- переводы скважин на другой объект

- обработка ПЗП различными агентами;

- ремонтно-изоляционные работы;

- оптимизация глубинно-насосного оборудования;

По нагнетательному фонду:

- закачка воды для ППД и вытеснения нефти;

- улучшение качества закачиваемой воды;

- обработка ПЗП с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин;

- применение потокорегулирующих технологий.

Таким образом, целью регулирования процесса разработки является выполнение проектных показателей по реализуемому варианту разработки продуктивных пластов, создание условий максимально полного вовлечения в разработку запасов и достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения.

Заключение

В процессе составления проекта разработки месторождения создана и настроена геолого-фильтрационная модель продуктивных объектов, которая может быть использована при формировании геолого-технологических мероприятий, оценки их эффективности, определения плановых уровней и долгосрочных прогнозов добычи нефти.

Проведен анализ текущего состояния разработки, по промысловым данным оценена выработка запасов нефти промысловых объектов, энергетическое состояние объектов, выполнен анализ работы фонда скважин, проведена оценка основных ГТМ, применяемых на месторождении.

С целью наиболее перспективного направления разработки месторождения в настоящей работе рассмотрены варианты, направленные на совершенствование системы разработки, с целью обеспечения наиболее полной и равномерной выработки запасов и достижения утвержденной нефтеотдачи пластов.

В настоящей работе, исходя из геолого-физической характеристики продуктивных отложений Загорского месторождения, предлагается выделить шесть объектов разработки:

Объект		Пласты
1	Дфр2	Пласты Дфр2-1+Дфр2-2
2	Дфр3	Пласт Дфр3
3	Д1	Пласт Д1
4	Д3	Пласт Д3
5	Д4	Пласты Д4-0+Д4
6	Д5	Пласты Д5-1+Д5-2

 

В работе рассмотрены два варианта разработки. В качестве рекомендуемого варианта разработки месторождения предлагается принять вариант 2 (два). Вариант предусматривает бурение новых скважин формирование системы ППД, бурение боковых стволов, выполнение комплексной программы ГТМ. Таким образом, к внедрению рекомендуется второй вариант разработки, характеризующийся наилучшими технико-экономическими показателями, обеспечивающий достижение утвержденного коэффициента извлечения нефти.

 

 

Список использованных источников

1.  Пересчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН по продуктивным пластам Загорского месторождения Оренбургской области. ОАО «УНППНИПИнефть», Ижевск, 2013 г.;

2. Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по пласту Дфр3 франского яруса Основной залежи Загорского месторождения Оренбургской области. ООО «СамараНИПИнефть», Оренбург, 2015г.;

3. ОСТ 39-180-85 Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород.

4. Лицензия ОРБ № 15973 НЭ на право пользования недрами Загорского месторождения от 28.12.2015 г. сроком до 30.04.2038 г.

5. Проект пробной эксплуатации Загорско-Лебяжинского месторождения. «Гипровостокнефть», г. Самара, 1994 г.

6. Технологическая схема разработки Загорского и Лебяжинского месторождений Оренбургской области. «ОренбургНИПИнефть», 1997 г.

7. Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений. ОАО «Оренбургнефть», 1999 г.

8. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Загорского месторождения Оренбургской области. ОАО «Тандем», г. Тюмень, 2006 г.

9. Пересчет запасов нефти, растворенного газа и компонентов продуктивных пластов Загорского месторождения. «ОренбургНИПИнефть, 2007 г.

10. Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области, ОАО «Тандем», 2008 г.

11. Авторский надзор за реализацией проекта «Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области», ОАО «Тандем», 2009 г.

12. Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области, ОАО «Тандем», 2011 г.

13. Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области, ОАО «Тандем», 2014 г.

14. Разработка методов определения оптимальных забойных давлений с учетом взаимодействия скважин. В.А.Ихтисанов, Р.И.Дияшев. Нефтяное хозяйство, № 8 2003 г.

15. Расчеты в добычи нефти. И.Т.Мищенко, М., «Недра» 1989 г.

 

Покровское месторождение открыто в 1961 году. Промышленная нефтегазоносность установлена в десяти пластах – пласты Т₁турнейского яруса, Б₂бобриковского горизонта, О₂, О₃ и О₆ окского надгоризонта, А₄башкирского яруса, А_1-3верейского и А₀ каширского горизонтов, один газонефтяной пласт пласт АRT₁артинского ярус и один газоносный пласт У₁ уфимского яруса.

На вязкость транспортируемой продукции скважин и удельные потери давления в трубопроводах особо существенное влияние оказывает обводненность перекачиваемой продукции.

По товарной характеристики нефть Покровской группы месторождений сернистая, парафинистая, на Покровском месторождении смолистая.

По состоянию на 01.01.2015 на государственном балансе по Покровскому месторождению числятся следующие начальные запасы нефти (категории АВС1/С2): геологические – 183398/5352 тыс. т, извлекаемые – 98166/ 2306 тыс. т.

На продуктивных пластах Покровского месторождения накоплен значительный опыт применения технологий ОПЗ. В основном использовались солянокислотные обработки.

Как видно из проведённого анализа разработки нефтяных скважин, эксплуатирующихся УЭЦН и ШСНУ, Покровского месторождения были проведены зарезка БС, ОПЗ, дострел, приобщение, ГРП, оптимизация, ликвидация аварий из них обработка призабойной зоны соляной кислотой оказалась самой эффективной.

Всего с 2010 по 2012 года проведено 138 мероприятий связанных с соляно-кислотной обработкой, из которых 92 % успешны. Средний прирост дебитов нефти после ликвидации аварий составил 28,0 т/сут, дополнительная добыча нефти составила 572,35 т, дополнительная добыча нефти в среднем по скважине 19,08 тыс.т.

На продуктивных пластах месторождений ПАО «Оренбургнефть» достаточно высокую эффективность и успешность показали комплексные кислотные обработки, включающие закачку кислоты и раствора ПАВ. Такие обработки более эффективно удаляют воду и механические примеси из пласта и улучшают приток нефти к забою.

Показатели работы фонда скважин улучшились, в связи с проводимой соляно-кислотной обработкой увеличилась добыча нефти и коэффициент продуктивности на скважинах оборудованных ЭЦН;

Совершенствование эксплуатации скважин с ЭЦН остается одной из самых острых проблем, причем она не потеряет своей актуальности и в обозримом будущем. Это обусловлено рядом причин:

- постепенное увеличение численности фонда  скважин;

- их возрастающая доля в общей добыче нефти.