- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
К настоящему времени на Березовской площади внедрены следующие методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов:
МУН на основе кислотных химреагентов (Кислотно-поверхностно-активная система). Дополнительная добыча нефти в отчетном году составляет (доп. д./н.) 0,7 тыс. т. (Итого по методу 2,615 тыс. т.). Фактическая накопленная дополнительная добыча (факт. нак. д./н.) 4,287 тыс. т. Удельная эффективность метода составляет (уд. эф.) 0,056 тыс. т./скв.
МУН на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ). Факт. нак. д./н. 2,871 тыс. т. Уд. эф. 0,775 тыс. т./скв.
МУН на основе щелочных химпродуктов. Доп. д./н. 0,021 тыс. т. (5,680 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 9,516 тыс. т. Уд. эф. 3,439 тыс. т./скв.
МУН на основе водорастворимых полимеров и полимеризующихся веществ (Вязко-упругие системы (ВУС), сшитые полимерные системы (СПС), физполимер, ОЭЦ, ДН 4, МОЭЦ). Доп. д./н. 4,546 тыс. т. (9,753 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 23,567 тыс. т. Уд. эф. 1,813 тыс. т./скв.
МУН на основе полимердисперсных и суспензионных композиций (Полимердисперсная система (ПДС), ПДС + ALCL3, ПДС + ALCL2, ПДС с наполнителем (ПДНС), полимерорганическая суспензия (ПОРС)). Доп. д./н. 1,257 тыс. т. (12,795 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 70,282 тыс. т. Уд. эф. 2,424 тыс. т./скв.
Система технологий ограничения водопритока (Силикатно-полимерные гели (СПГ), жидкое стекло н/м, кремний органическое соединение, кремний органическое соединение + HCl, декольматация, разглинизация, гидрофобная
эмульсия, РМД-1, нефтебитумный продукт, целлюлозно-смолистые материа-лы). Доп. д./н. 5,722 тыс. т. (14,415 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 26,436 тыс. т. Уд. эф. 0,508 тыс. т./скв.
Термическое воздействие на ПЗП (термобароимплозионное воздействие (ТБИВ), электровоздействие (ЭВ)). Доп. д./н. 0,070 тыс. т. (2,523 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 9,742 тыс. т. Уд. эф. 0,487 тыс. т./скв.
Волновые технологии (Волновое воздействие, воздействие направленными силовыми волнами (АНСВ), воздействие ультразвуковое акустическое (ВУЗА), ультразвуковое воздействие). Доп. д./н. 0,486 тыс. т. (3,988 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 8,379 тыс. т. Уд. эф. 0,268 тыс. т./скв.
Методы создания многократных депрессий (Депрессионная перфорация (ДП), ДП + ТБИВ). Доп. д./н. 2,876 тыс. т. (16,831 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 25,733 тыс. т. Уд. эф. 0,310 тыс. т./скв.
Физические методы (Гидроразрыв пласта (ГРП), глубинное внедрение в пласт боковых ответвлений, воздействие пульсатором, АСКВП). Доп. д./н. 0,123 тыс. т. (18,444 тыс. т.). Факт. нак. д./н. 100,746 тыс. т. Уд. эф. 0,037 тыс. т./скв.
Закачка экспериментальных растворов. Доп. д./н. 2,853 тыс. т. (2,853 тыс. т.)
Газоимпульсное воздействие.
Комплексное воздействие.
3.2.2. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
Максимальные темпы отбора нефти от балансовых запасов были зафиксированы в 1970 – 1975 гг. и составляли в среднем 2,43%; от начальных извлекаемых в тех же годах – 4,48%; от текущих извлекаемых в 1975 – 1980 гг. – 7,12%.
3.3. Характеристика показателей разработки
3.3.1. Добыча нефти
За 2002 год из горизонта Д0 и Д1 Березовской площади извлечено 737,5 тыс. т. нефти. Добыча нефти по сравнению с 2001 годом снизилась на 5,8 тыс. т. Нормы отбора нефти в целом по площади перевыполнены на 5,8 тыс. т. По способам эксплуатации добыча нефти (в тоннах) распределяется следующим образом (табл. 3.2.).
Распределение добычи нефти по способам эксплуатации (в тоннах)
Таблица 3.2.
Способ эксплуатации |
2001 год |
2002 год |
+, - |
% от общей добычи |
Фонтанный |
8 |
309 |
+301 |
0,04 |
ЭЦН |
374288 |
375514 |
+1226 |
50,92 |
СКН |
369032 |
361646 |
--7386 |
49,04 |
Итого за год: |
743328 |
737469 |
-5859 |
100,0 |
Из табл. 3.3. видно, что 99,9% годовой нефти добывается механизированным способом, причем большая часть (50,4%) скважинами, оборудованными ЭЦН, доля добычи нефти из скважин, оборудованных СКН, в 2002 году снизилась относительно добычи прошлого года на 7,3 тысяч тонн.
На конец года дебит по нефти составил: по фонтанным – 1,7 т/сут., ЭЦН – 8,2 т/сут., ШГН – 3,6 т/сут., в целом – 5,2 т/сут.; по жидкости соответственно по фонтанным – 6,9 т/сут., ЭЦН – 52,7 т/сут., ШГН – 7,7 т/сут. и в целом по объекту – 22,7 т/сут.
Потери добычи за год составили 112,1 тыс. т., в том числе из-за обводнения 89,5 тыс. т. За счет внедренных мероприятий (бурение новых скважин, очагов, обработки призабойной зоны (ОПЗ), капитального ремонта скважин (КРС), циклического заводнения и т. д.) получено дополнительно 131,7 тыс. т. нефти, в т. ч. за счет ввода новых скважин из бурения добыто 10,2 тыс. т., нестационарного заводнения – 50,0 тыс. т., оптимизации режимов работы скважин – 23,0 тыс. т.
Закачка химических реагентов по увеличению нефтеотдачи дала дополнительно 7,46 тыс. т. нефти.