Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Января 2013 в 12:32, курсовая работа
ОАО "Варьеганнефть", образованное в 1993г. на базе НГДУ "Варьеганнефть", является держателем 2-х лицензий на право добычи углеродного сырья (по Варьеганскому и Ново-Аганскому месторождениям, со сроком действия до 2013 г.), одной лицензии на поиск и добычу нефти и газа ( по Калиновому месторождению, со сроком действия до 2024 г.) и одной лицензии на геологическое изучение недр, разведку и добычу углеродного сырья ( по Валюнинскому месторождению, срок действия лицензии – 2026 г.)
Бригадами КРС, при плане 167 ремонтов и планируемом эффекте – 4437т, выполнено 184 ремонта с эффектом – 3544т. Нефтяных скажин отремонтировано – 172, скважин ППД - 12. Средний дебит отремонтированной скважины составил – 27,2 т/сут, эффективный дебит – 20,6т/сут. Выработка на одну бригаду КРС составила 1,87 ремонтов в месяц, вместе с ПРСовскими ремонтами. Чисто капитальных ремонтов – 156.
Накопленная добыча за год из отремонтированных бригадами КРС скважин составила 341,177 тыс.тонн нефти.
Бригадами ПРС выполнено 1034 ремонтов, в том числе нефтяных - 681 скважину. Средний дебит отремонтированной скважины составил – 9,9т\сут. Выработка на одну бригаду составила 10,2 ремонта в месяц.
Бригадами ПРС было сделано за 2003 г : смена ЭЦН – 414 скв, дострел пластов – 42 скв, оптимизация – 83скв, смена ШГН –277скв, перевод на механизированную добычу – 2скв, прочие ремонты - 329 скв. + 12 артезианских скважин.
Бригадами КРС было сделано за 2003 год : ликвидация аварии – 9 скв, чисто восстановление циркуляции – 5 скв, переход на другие горизонты – 9 скв, ремонт нагнетательных скважин и перевод в ППД – 12 скв, ремонтно - изоляционные работы – 25 скв ( в т.ч. чисто РИР – 1скв, РИР для проведения ГРП – 24скв ), обработка призабойной зоны пласта и вызов притока – 119скв ( в том числе : проведение кислотной обработки – 6скв, ГРП – 113 скв ), исследование скважин – 62 скв, прочие работы – 28 скважин.
Всего по ОАО “Варьеганнефть” за отчетный 2003 год силами ПиКРС были выполнены следующие мероприятия :
Введено из бездействия 53 скважины на накопленную добычу – 76,411 тыс.тонн , средний дебит – 9,3 т\сут.
Переведено на механизированную добычу 3 скважины на накопленную добычу – 0,003 тыс.тонн, средний дебит – 0,13т\сут.
Оптимизированно 83 скважины на накопленную добычу – 30,633 тыс.тонн, средний дебит – 5,9 т\сут.
Изоляция притока воды – 17 скважин на накопленную добычу – 0,000 тыс.тонн.
Воздействие на ПЗП – 87 скважин на накопленную добычу – 22,287 тыс.тонн, средний дебит – 3,8 т\сут.
Возврат скважин на другие горизонты – 58 скважин на накопленную добычу – 13,286 тыс.тонн, средний дебит – 5,2т\сут.
Ликвидация аварий – 36 скважин на накопленную добычу – 6,028 тыс.тонн, средний дебит – 4,0т/с.
Методы увеличения нефтеотдачи пласта – 156 скважин ( в т.ч. ГРП – 112 скважин на накопленную добычу – 320,625 тыс.тонн ,средний дебит –13,6т/с, и ФХВ – 44 скважины на накопленную добычу – 63,417 тыс.тонн )
Ввод нагнетательных скважин – 13 скважин.
Как видно из приведенных данных, особенно эффективны работы по проведению гидроразрывов пластов, ввод из бездействия, оптимизации и возврату с других горизонтов.
Гидроразрыв пласта. В отчетном году на Варьеганском месторождении проведено ГРП на 112 скважинах, в том числе :
на 22 скважинах повторные и на 5 скважинах – мини ГРП.
Объекты проведения ГРП – БВ 8 – 01 ( 84 скважины ), БВ 10 ( 24 скважины ), Ю2 и Ю1-2 ( 3 скважины ). В основном ГРП проводила фирма ООО «Ньюко Велл Сервис» – 106 ГРП и фирма «Schlumberger» – 6 ГРП.
Мини – ГРП проводились на скважинах имеющих маломощную перемычку с пластом Б7, с обязательным контролем термометрией, перед основным ГРП. В случае получения данных о перетоке в выше или нижележащие пласты основное ГРП отменялось и проводился спуск насоса. Из 5 скважин на двух скважинах мини – ГРП проводилось без проппанта, на трех скважинах – с закачкой 1т проппанта. Повторные ГРП проводились на скважинах с небольшой обводненностью, где первоначальные ГРП были проведены с объемом закачанного проппанта 4 – 6т.
Возвраты на другие горизонты - положительный эффект был получен по пластам Б10, Б 9, Б8 – 01.
В частности – сделано 58 возвратов на накопленную добычу 13,286 тыс.тонн, например :
Скважина 115 – р куст 103 – проводился капитальный ремонт бригадой № 88 с 28 января по 13 февраля. Цель ремонта : вызов циркуляции, подъем пакера, изоляция Ю 1-2, возврат на Б 9, спуск ЭЦН-45. После монтажа КОПС с помощью 1,5” НКТ произведен размыв ГПП в интервале 0 – 703м с применением ТМС. Работа ЦКР – СПО шаблона d = 57мм. Посадка на 1883м. СПО печати d = 45мм, работа печатью на 2370м, отпечаток – голова шаблона. Ловильные работы на 2370м ( + ), при подъеме – затяжка на 2322м, расхаживание результатов не дало, обрыв. В скважине осталось 1025м проволки + ловитель L = 2,8м. Срыв пакера с расхаживанием ( с противодавлением ) при натяжке 37т ( + ). В НКТ поднята проволка с ловителем + шаблон. Определение приемистости : при Р = 25атм – приемистость 720м3/сут. Намыв песка с последующим нащупыванием кровли песчаной пробки ( 2417м ). Установка цементного моста. ОЗЦ. Нащупывание кровли моста – 2380м. Опрессовка эксплуатационной колонны ( + ). Перевод скважины на солевой раствор, перфорация пласта Б9 зарядами ЗПКО – 89 DN по 12 отв / 1п.м, монтаж и спуск ЭЦН – 45 – 1600 с г / с на 2,5» НКТ – 1850м. Запуск скважины в работу с дебитом : Q жидкости = 33м3/сут, Q нефти = 27т/сут, обводненность – 2%.
Ремонтно – изоляционные работы проводились силами ООО «Варьеган – Ремонт» и ЗАО НТЦ «ГеотехноКИН».
ООО «Варьеган – Ремонт» провело на 4 скважинах операции по РИР, из них в трех скважинах : 5554 / 222, 2219 / 81, 3763 / 77 после проведения мини – ГРП по термометрии отмечен переток вверх в пласт Б7. Все работы проводились с использованием цемента + КМЦ. На конец года в работе находится 4 скважины с эффектом 17,2 т/сут. Эффект на одну скважину составил 4,3 т/сут.
ЗАО НТЦ “ГеотехноКИН” провело на 21 скважине операции по РИР, из них : в 10 скважинах получен приток жидкости с обводненностью 50 и менее %, в 4 скважинах получено 100 % воды, в 6 скважинах получен приток жидкости с обводненностью от 56 до 96 %, в 1 скважине после проведения работ по наращиванию цементного камня за эксплуатационной колонной по данным АКЦ цемент за колонной отсутствует, дальнейшие работы по ремонту скважины прекращены. Работы по изоляции и наращиванию цементного камня за колонной проводились с применением цемента, пен/цемента, CaCl2, асидола. На конец года из них в работе находится 16 скважин с эффектом 437 т/сут. Эффект на
одну скважину составил 27,3т/сут.
Оптимизация работы скважин проводилась в основном на скважинах, где были проведены ГРП и выполнялись силами бригад ТРС.
Скважина 5522 / 210 (пласт Б8-01) проводился текущий ремонт бригадой ТРС №12 2.08.03 – 8.08.03г. Цель ремонта: Подъем ЭЦН-60-1700, отбивка забоя, по результатам -нормализация забоя, спуск ЭЦН - 125.
После подъема ЭЦН-60-1700 на НКТ 73 мм был отбит текущий забой на глубине 2041м. С целью нормализации забоя произведены работы с применением КОС-1 и КОС-2 до глубины 2210,7м. Спустили ЭЦН-125-1800 на НКТ 73мм на глубину 2110 м. Запуск скважины в работу. До оптимизации скважина работала с дебитом жидкости - 52 м3/сут, обводненность - 72 %, нефти – 12,1т/с. После оптимизации : дебит жидкости - 96 м3/сут, обводненность – 35%, дебит нефти – 51,8 т/сут.
Ввод из бездействия проводился силами бригад КРС и ТРС. Бригадами КРС введено 28 скважин из Б / Д. Причем ввод проводился после длительных ремонтов связанных с вызовом циркуляции, изоляции пластов, проведением ГИС, переходом на другие горизонты, проведением РИРов, ГРП.
Бригадами ТРС проведено 25 ремонтов по вводу скважин из бездействия, все ремонты, в основном, связаны с дострелом пластов, например :
Скважина 2752 / 70 ( пласт Б –6) проводился текущий ремонт бригадой № 22 с 13.06.03 по 15.06.03г.
Цель ремонта : ввод из Б / Д, подъем воронки, отбивка забоя, дострел пласта Б-6, спуск ЭЦН-500- 950.
После подъема воронки и отбивки забоя, была проведена перфорация пласта Б-6 в интервале, ранее считавшимся газонасыщенным. Спустили ЭЦН –500—950 на глубину 1489 м. После запуска режим работы скважины : дебит жидкости - 484 м3/сут, обводненность – 96%, дебит нефти - 16,1т/сут, при динамическом уровне – 600м.
Исходя из вышеперечисленных работ видно, что основным направлением в прошедшем году было проведение ремонтов, связанных с подготовкой скважин к ГРП и проведение ГРП.
В связи с малыми дебитами скважин, оборудованных ШГН и большой продолжительностью ремонтов по восстановлению циркуляции - много скважин ушло в бездействующий фонд.
Всего восстановлено циркуляцию в ШГН в 12 скважинах.
Согласно геолого – техническим мероприятиям по наращиванию добычи, заложенной в плановых показателях, сделан уклон на оснащение бригад КРС новым оборудованием. На 2004год запланировано для ремонта скважин содержать 8 бригад КРС и 8 бригад ПРС. Запланировано провести 924 ремонтов ПРС и 170 ремонта КРС. По распределению количества ремонтов по видам также можно будет судить о состоянии обьемов добычи.
Согласно геолого-технических
Ввод из бездействия – 82скв.
Оптимизация – 36скв.
Изоляциоонные работы - 14скв.
Возврат с других горизонтов - 15скв.
Ликвидация аварий - 7скв.
Прочие КРС - 25скв.
ГРП - 72скв.
Ввод в ППД - 15скв.
Дополнительно к задачам, решающимся при помощи бригад ремонта, по фонду будут проводится работы связанные с повышением нефтеотдачи – потокоотклоняющие технологии, электропрогрев, газоимпульсные обработки. А также слоянокислотные обработки и обработки против солеотложений. С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны в скважинах с низким процентом водосодержания будут применяться спец / жидкости, закачиваемые в интервал перфорации.
Методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи пластов.
По наиболее высоко продуктивным объектам запасы отобраны и отбор от начально-извлекаемых запасов составляет 90%. Это обуславливает проведение по этим объектам таких методов увеличения нефти как физико-химическое воздействие и ремонтно-изоляционные работы. По низкопродуктивным объектам текущий КИН составляет 13-15%, при текущей обводненности 56-85%. Для увеличения нефтеоотдачи хорошо зарекомендовал себя ГРП.
В 2003 году добыча на Варьеганском месторождении составила 1704,36 тыс. тонн или 111% к добыче 2002г. В 2003 году предприятием проведен большой объем работ по повышению нефтеотдачи пластов, интенсификация притоков. Из примененных технологий к эффективным можно отнести следующие работы:
МУН ФХВ
.
К сожалению, до 2000г. достоверные данные об успешно проведенных работах по ФХВ отсутствуют.
Массовому внедрению этого метода препятствовали ряд причин:
1. Экономические. Так как затраты на внедрение ПНП увеличиваются пропорционально сложности разрабатываемых запасов.
2. Разбалансированная система разработки.
3. Аварийное состояние нагнетательного фонда скважин.
Точкой отсчета можно считать работы начатые ООО «Сибхимсервис» в 2000г. На участке пласта БВ8(2) в 2000г. ООО «Сибхимсервис» произвели 9 скв./опер. В 2001г. проведено 14 скв./опер. на 13 нагнетательных скважинах. Доп. добыча составила 13,1 тыс.т. в т.ч. переходящая доп. добыча от обработок 2000г. составила 8.4 тыс.т.
В 2002 г. эти работы были продолжены. Было выполнено 28 скв./опер. на 22 нагнетательных скважинах (23 ЩПСК и 5 ПС ) на участках пластов Б8-2 и Б6, что позволило получить эффект 43,4 тыс. тонн нефти ( в т. ч. 8,2 тыс. тонн переходящий с 2001г ). Реагирующий фонд скважин вырос с 48 - 01.01.02г до 90 – 01.01.03г. за счет расширения участков воздействия и вводом 9-ти скв. из консервации и бездействия. Нагнетательный фонд так же увеличился с 16 до 26 скв.
В 2003 г. было выполнено 44 скв./опер. на 29 нагнетательных скважинах
(29 ЩПСК и 15 ПС ) на участках пластов Б8-2 , Б6 и Б8-01 ( 3 скв./опер. были проведены в декабре 2003г. по этому эффект ожидается в 2004 г.). По пластам Б8-2 и Б6 эффект составил 63,4 тыс. тонн нефти ( в т. ч. 22 тыс. тонн переходящий с 2002 г. ). Реагирующий фонд скважин вырос с 90 до 93 за счёт вывода из консервации и бездействия 8 скважин . Выбыло 5 скважин : 3 обводнились до 100% , 1- авария ЭЦН , 1-перевод на другой пласт для проведения ГРП . Нагнетательный фонд сократился с 26 до 24 скважин . Выбыло 5 скважин: