Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи на обьекте Ачимовского месторождения

1.

Нефтегазовый факультет
Кафедра РНГМ
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
«анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи на обьекте Ачимовского
месторождения»
Выполнял: студент гр. ---------------------Руководитель проекта:--------------------------------------2019
--------------------------------------

2.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Технология применения
Заключение
Расположение месторождения «Ачимовское»
Начало разработки-1980 г.
Недропользователем является
НГК «Славнефть».
Объект разработки ЮВ1 -Пласт
ЮВ11
2
13

3.

Введение
Анализ геологии Анализ разработки
Специальная часть Заключение
Геолого-физическая условия пласта ЮВ11 Ачимовского месторождения
3
13

4.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Специальная часть Заключение
Анализ текущего состояния разработки обьекта по состоянию на 1.01.2015г
Показатели
Год максимального уровня добычи нефти
ЮВ11
2015
В целом
2015
Максимальный уровень добычи нефти, тыс. т
Темп отбора при максимальном уровне, %
Добыча нефти за 2014 г., тыс. т
1 344,0
6,8
513,4
1 344,0
3,5
513,4
Накопленная добыча нефти, тыс. т
7188,6
7188,6
Добыча жидкости за 2014 г., тыс. т
2 413,8
2 413,8
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
ВНФ, д.ед.
Обводненность, %
Среднесуточный дебит, т/сут:
по нефти
по жидкости
Закачка воды за 2014 г., тыс.м3
тыс.м3
Накопленная закачка,
Среднегодовая приемистость, м3/сут
Компенсация отбора закачкой, %
текущая
накопленная
15 905,
1
1,2
78,7
15 905,1
1,2
78,7
22,6
106,4
22,6
106,4
2 661,4
2 661,4
17 845,
6
235,3
102,8
95,6
17 845,6
235,3
102,8
95,6
4
13

5.

Введение
Анализ геологии
Технологическая часть
Специальная часть Заключение
Дополнительная добыча, тыс.т
Динамика дополнительной добычи нефти от проведенных МПН на Ачимовском месторождении.
Количество МПН, ед.
25
20
15
10
5
0
ВПП
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
7
10
7
9
ОПЗ
1
ГРП
8
5
БГС
ГС
5
1
3
10
10
9
5
2
3
5
3
2
2
4
3
6
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
ВПП
5
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
10,5 8,5 11,7 5,2
ОПЗ
5,9
7,0
0,3
ГРП
70,2 148,0 161,9 109,5 48,6
64,0
55,1
БГС
26,9
52,3
56,3
ГС
87,9 335,4 795,6 835,3 734,4 589,3 417,4 277,1 225,3
5,5
55,8
47,7
5
13

6.

Анализ геологии
Введение
Технологическая часть
Специальная часть
Заключение
40
1000
20
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
0
2005
0
Добыча воды
Добыча нефти
Количество
скважин, шт.
число скважин
80
100
60
40
50
20
0
0
Дебит воды
Обводненность
80
60
% скв.
60
40
100
Дебит нефти
Действующий доб. фонд
80
150
Обводненность, %
60
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2000
Дебит нефти,
воды, т/сут
80
Действ. доб. фонд, шт.
3000
2004
Добыча нефти, воды,
тыс. т
Сопоставление фактических и проектных показателей разработки пласта ЮВ11
40
72
20
28
7
0
20
0
0.01-1
1-3
Накопленный ВНФ, д.ед.
>3
6
13

7.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Специальная часть
Заключение
Обоснование применения зарезки боковых стволов как метода выработки остаточных
запасов и увеличения эффективности эксплуатации скважин
Вследствие уплотнения существующей сетки скважин на Ачимовском
месторождении, ЗБС будет способствовать :
Увеличению коэффициента нефтеизвлечения;
Увеличению коэффициента охвата пласта воздействием;
Решить проблему высокообводненных скважин и остаточных запасов нефти,
расположенных на невовлеченных в разработку участках пласта.
Зарезка боковых стволов технико-экономически превосходит бурению новых скважин
за
счёт
меньшей
стоимости
реализации
и
последующей
эксплуатации
с
использованием существующей системы сбора, транспорта, коммуникаций на
месторождении .
7
13

8.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Специальная часть
Заключение
Рациональная область применения зарезки боковых стволов :
Бездействующие скважины в результате сложной аварии с подземным
оборудованием;
Скважины с дефектами в эксплуатационной колонне (слом, смятие или смещение),
которые не поддаются исправлению;
Выбывшие из эксплуатации по причине нарушения призабойной зоны, восстановить
которую известным способом невозможно;
Скважины, в которых при опробовании произошли прорывы высоконапорных
подошвенных вод, неподдающихся изоляции;
Расположение на участках, где по условиям, состоянию разработки пласта и экологическим
соображениям бурить новые скважины нецелесообразно.
8
13

9.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Специальная часть
Заключение
Выбор скважины для проведения технологии зарезки боковых стволов
9
13

10.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Технология применения
Заключение
Расчет профиля и технологической эффективности
Был спроектирован профиль бокового ствола с горизонтальным окончанием на эксплуатационной
скважины № 224 отходом от забоя по кровле пласта 450 м. Общая длина бокового ствола зависит от
ЗБС
150 м
3,27 Т/сут ∙
МПа
12,54
3104,6 т.
20
Дебит скважины, т/сут
Показатели
Оптимальная длина
горизонтального
участка
Коэффициент
продуктивности
Дебит, т/сут
Дополнительная
добыча в первом
году
10
8
15
6
10
4
5
2
0
Падение давления, МПа
выбора оптимальной длины горизонтального участка и составляет 611+ lГ
0
0
100
200
300
400
500
600
700
Длина горизонтального участка, м
10
13

11.

Введение
Анализ геологии
Анализ разработки
Технология применения
Заключение
Выводы и рекомендации
Анализ проведенных МПН и МУН показал:
– мероприятия на месторождении проводятся на основании проектных решений 2013 года. Объем МПН ниже, чем планировалось проектным документом,
и, соответственно, дополнительная добыча нефти меньше на 100,4 тыс. т (11,7 %);
– наиболее эффективным мероприятием является эксплуатация горизонтальных скважин удельная эффективность ГС составляет 44,3 тыс. т/скв.;
–вторым
по
эффективности
мероприятием
является
ГРП.
За
период
2013-2014 гг. мероприятия проводились 3 раза. Дополнительная добыча нефти – 119,1 тыс. т нефти или 16% от дополнительной добычи по всем мероприятиям,
удельная эффективность – 39,7 тыс. т/скв.-опер.;
– третьим по эффективности является эксплуатация второго ствола скважин. За счет данного мероприятия в целом по месторождению получено 108,6
тыс. т нефти (15% от всей дополнительной добычи нефти). Удельная эффективность – 27,2 тыс. т/скв.
С учетом фактического состояния разработки месторождения и на основе результатов, полученных в период 2006-2014 гг. при реализации методов
увеличения нефтеотдачи, предложенных действующим проектным документом, была выполнена корректировка программы МПН.
Необходимость проведение мероприятия по достижению проектного КИН, вовлечению в разработку бездействующих скважин и доизвлечения остаточных
запасов.
2.
Выбраны и обоснованы технологии по увеличению добычи, за счет забуривания боковых стволов с целью вовлечения в разработку остаточных запасов и
вовлечения в разработку бездействующих скважин.
3.
Проведены расчеты по оценке технологической эффективности данного мероприятия и проектированию профиля.
4.
Предлагаемая технология доизвлечения остаточных запасов в нефтяной залежи ЮВ11 Ачимовского нефтяного месторождения – зарезка боковых стволов с

12.

УдГУ-Кафедра РНГМ
13
13