Файл: Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.02.2024
Просмотров: 55
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 16
Сопоставление основных фактических и проектных показателей Гремихинского месторождения
| Показатели | ГОДЫ РАЗРАБОТКИ | |||||||||||||||||
| 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | |||||||||||||
| Ф | П | Д,% | Ф | П | А,% | Ф | П | А,% | Ф | П | А,% | Ф | П | А,%% | Ф | П | А,%% | |
| Действующий фонд скважин, шг в т.ч.: - в эксплуатации - под закачкой | 690 592 98 | 871 780 91 | -20,8 -24,1 +7,7 | 709 600 109 | 871 764 107 | -18,6 -21,5 +1,9 | 654 540 114 | 845 727 118 | -22,6 -25,7 -5,1 | 703 578 125 | 686 549 137 | +2,5 +5,3 -8,8 | 690 547 137 | | | 690 470 145 | | |
| Годовая добыча, тыс.т нефти жидкости %вод | 778,0 2456,5 71,8 | 1053,6 3995,0 73,6 | -26,2 -31,0 -2,4 | 725,7 3010,8 75,9 | 1072,0 4570,0 76,5 | -32,3 -34,1 -0,8 | 672,9 2117,2 76,5 | 708,9 3873,8 76,8 | -5,1 -45,3 -0,4 | 630,2 2604,2 77,1 | 688,9 2803,6 77,5 | -8,5 -10,3 -0,52 | 652,2 2797,8 77,9 | | | 628,8 3151,1 81,2 | | |
| Накопленная добыча нефти, шт. | 11226 | 11770 | -4,6 | 11952 | 12842 | -7,1 | 12624,5 | 13551 | -6,8 | 13254,7 | 13314 | -0,45 | 13966,2 | | | 14595 | | |
| К. нефтеизвления | 0,174 | 0,182 | -1,4 | 0,185 | 0,190 | -2,6 | 0,196 | 0,195 | +0,5 | 0,205 | 0,206 | -0,5 | 0,173 | | | 0,180 | | |
| Годовая закачка агента, тыс. т в т.ч. – теплоноситель - холодной воды | 2143,1 1499,8 613,3 | 4041,0 1838 2203 | -4,7 -18,4 -70,8 | -464,3 1659,9 804,4 | 2735,0 2154 2581 | -18,0 -22,9 -68,8 | 1638,3 1135,6 502,7 | 3084,0 2406 678 | -46,9 -52,8 -26 | 2123,0 1251,6 871,4 | 2130 1351,7 597,0 | -0,33 -7,4 +0,46 | 3490 2600 900 | | | 3473,4 2354,4 1159 | | |
| Накопленная закачка агента, млн.т в т.ч. – теплоноситель - холодной воды | 13,234 11039 4,195 | 20,927 10,828 10,099 | -27,2 +1,9 -58,5 | 17,698 12,698 5,000 | 23,662 12,982 12,680 | -25,2 -2,2 -60,6 | 19,336 13,834 5,5502 | 26,746 15,388 13,358 | -27,7 -10,1 -58,8 | 21,459 15,086 6,373 | 21,466 15,187 6,100 | -0,03 -0,67 +4,5 | 23,210 16,385 6,824 | | | 24,947 17,536 7,383 | | |
текущей обводненности добываемой продукции (степень расхождения в
2000 году составила 0,8%). Высокий фактический "недобор" нефти связан с
существенным снижением за рассматриваемый период количества
действующего фонда добывающих скважин, которое вызвано
производственной причиной.
- по накопленной добычи нефти и коэффициенту нефтеизвлечения: с
дальнейшем наращиванием расхождения, которое.к 2000 году составило
соответственно-6,9 и-7,0%;
- объемы годовой закачки агента в пласт за период с 1998 по 2002 гг существенно отличаются от проектных значений (ниже на 27,7 - 47%), но такое различие связано лишь с существенным сокращением закачки холодной воды. Такой факт вызван двумя причинами: первая - за последние годы основное развитие получили технологии ТЦВП и «Укрупненного элемента», в которых предусмотрена закачка только теплоносителя и вторая в 1999-97 годах проведены мероприятия по снижению темпов закачки агента с целью снижения избыточных пластовых давлений в зонах воздействия, а также с целью снижения текущей обводненности добываемой продукции, при этом важно, что накопленные объемы закачанного теплоносителя в пласт имеют высокую сходимость (+,- 1,9 - 6,1%);
Начиная с 2000 по 2002 год, роль закачки теплоносителя с каждым годом постоянно увеличивается, благодаря экономической эффективности внедрения тепловых методов (ТМ) воздействия н пласт. Также увеличилось количество паронагнетательных скважин (график) за счет чего увеличилась годовая добыча нефти при помощи ТМ.
2.9.Методы контроля в процессе теплового воздействия
на нефтяные пласты
Разработка месторождений высоковязких нефтей термическими метода-ми представляет собой комплекс взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимального нефтеизвлечения из плас-та с минимальными затратами. Достижение максимального нефтеизвлечения во многом зависит от правильного и системного проведения исследований и постоянного контроля за ходом процессов в продуктивных пластах при их разработке.
Существует много методов исследования скважин. Все они направлены на получение своевременной и полной информации по разрабатываемому объекту, чтобы принимать своевременные меры для осуществления рациональной разработки месторождения, вносить при необходимости изменения в использование нефтепромыслового оборудования для приема жидкости из скважины, осуществлять геолого-технические мероприятия по регулированию процесса добычи нефти, увеличения или ограничения объемов закачки агента воздействия на залежь, проведения ремонтно-изоляционных работ и т. д.
Из многих методов исследования скважин следует выделить следующие: геофизические методы исследования; гидродинамические методы исследования; скважинные дебитометрические исследования; термодинамические исследования.
Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их флюидах при взаимодействиях их с жидкостью скважины и воздействии на них радиоактивного облучения и ультразвука. Геофизические методы исследования дают обширную информацию о состоянии горных пород, их параметрах, а также об их изменениях в процессе разработки залежи. В процессе геофизических исследований скважин получают так называемые каротажи, которые дают возможность следить за изменением той или иной величины по стволу скважины.
Применяются следующие виды каротажа скважин: электрокаротаж, радиоактивный каротаж, акустический каротаж, нейтронный, а также кавернометрия и термокаротаж.
При использовании тепловых методов чаще всего прибегают к термокаротажу. Термокаротаж позволяет определять температуру по стволу
скважины, дифференцировать горные породы по температурному градиенту, т. е. по тепловому сопротивлению, что особенно важно знать при импульсных тепловых воздействиях на пласт. При импульсно-дозированном воздействии на
пласт (ИДТВ), т. е. при чередующемся введении в пласт тепла и холодной воды, термокаротаж позволяет получить соответствующую новую информацию (к исходной) о теплоемкости и теплопроводности пластов, определить газонефтяной контакт, зоны утечки тепла в дефектные участки обсадной колонны, зоны поглощения воды и газа и т. д. В связи с отсутствием до настоящего времени надежного внутрискважинного оборудования (пакеров, разобщителей, термоизолированных труб и т. д.) термокаротаж дает возможность определять непроизводительные теплопотери по стволу скважины и судить об эффективности применяемого метода. Совершенствование и повышение чувствительности внутрискважинных термометров, создание новых приборов и средств исследования при тепловых методах дают возможность дальнейшего совершенствования существующих методов воздействия на пласт.
Гидродинамические методы исследования при тепловых методах служат для изучения характеристик и состояния притока жидкости к забою скважин как при установившихся, так и при неустановившихся режимах ее работы. Главными параметрами гидродинамических измерений являются определение дебита жидкости и давлений, а также их изменение в процессе разработки.
Гидродинамические методы исследования делятся на два вида -
исследования при установившихся режимах работы скважин, так
называемый метод пробных откачек, и исследования при неустановившихся
режимах работы скважин, метод кривой восстановления давления или метод
прослеживания уровня.
Исследование при установившихся режимах работы скважин позволяет определить зависимость притока жидкости к забою скважины от состояния забойного давления или от динамического уровня в скважине.
Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта E=kh/μ в призабойной зоне.
Исследования при установившихся режимах работы скважин
позволяют определить пьезопроводность для более удаленных зон пласта. Дебитометрические исследования скважин при тепловом воздействии позволяют определить приток жидкости вдоль интервала перфорации в нефтяных скважинах (профили притока) и приемистость в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью приборов (дебитомеров и расходомеров), спускаемых в скважину.
Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию прежде всего о работающих пластах и пропластках, а на их основе принимаются решения для проведения тех или иных геологоехнических мероприятий по приобщению в число действующих неработающих мощностей как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах.
Исследования эти должны рассматриваться с учетом одновременно проводимых в скважинах исследований по состоянию обводненности, давлений, температур (это особенно важно) по стволу и призабойной зоне I скважины и т. д.
I Термодинамические исследования, особенно при применении термических методов воздействия на пласт, являются главенствующими, т.
к. с их помощью удается определить степень распределения температуры,
начиная от устья до забоя скважины. Эти исследования дают возможность
определять потери тепла от устья до забоя скважины и тем самым позволяют
оценить эффективность применяемого теплового метода. С точки зрения
теплопотерь известно, что суточные колебания температуры затухают на
глубинах 1—1,5 м, а годовые на глубине около 15м. Этот уровень называют
нейтральным слоем, ниже которого температура земной коры постоянна и
равномерно (закономерно) нарастает с глубиной.
Температурный градиент имеет различные значения для различных районов земли, но его среднее значение принято: Г = 0,03°С/м.
Начальная термограмма, замеренная перед пуском скважины в эксплуатацию, позволяет определить естественный температурный фон по стволу скважины в данных конкретных условиях. Термограмма, полученная через определенное время работы скважины в результате соответствующего
воздействия на эксплуатационный объект, дает возможность определить
работающие и неработающие пропластки, степень теплопотерь по стволу и в
призабойной зоне скважины, приемистость нагнетательной скважины,
