Анализ состояния разработки месторождения

В настоящее время Правдинское месторождение находится на третьей стадии разработки.

Сравнительный анализ показателей разработки Правдинского месторождения проводился с начала разработки месторождения (1977 г.) по 1992 год включительно Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности (СИБНИИНП) на основании договоров и с использованием технологической схемы месторождения и других проектных документов и отчетов. Выявленные причины отклонения от проектных показателей разработки позволяли разработать комплексные мероприятия.

Так за 1998 год добыча жидкости по месторождению составила 95.4% от проектной, средний дебит действующей скважины оказался меньше проектного.

Анализ состояния разработки показал, что причиной этого является несформированная до конца система ППД. Не смотря на то, что фонд нагнетательных скважин превышает проектный (420 скважин вместо 268 по проекту), фактически под закачку эксплуатируются 235 скважин. Для улучшения нефтеотдачи пластов рекомендовано повысить эффективность системы ППД, в особенности по объектам АВ13 и АВ2.

Анализ наибольших расхождений (по пластам Правдинского месторождения) по добыче нефти наблюдался по объекту АВ13 ( годовая добыча 126.9 против 403 по проекту) выявил худшие, чем предполагалось коллекторские свойства пласта, более высокую слоистую и зональную неоднородность коллектора.

Расчеты показали что разработка этого объекта находится за границей рентабельности, в результате было принято решение о совместной разработке пластов АВ13 и АВ2, а также, при росте цен на нефть, уплотнить низкопродуктивную часть объекта АВ13 за счет бурения новых скважин или скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих горизонтах.

На основании данных анализов темпов разработки месторождения рекомендуются и проводятся мероприятия направленные на повышение нефтеотдачи пластов (ПНП). Основные из них направлены на выравнивание профилей притока добывающих скважин, изоляцию водопромытых интервалов пласта и на увеличение охвата пластов воздействием. Такими технологиями явились: закачка водных растворов метилметилцеллюлозы (ММЦ) и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), полимерно-дисперсных систем (ПДС) и растворов КМЦ с бентонитовой глиной (КГС). Технологии, направленные на интенсификацию разработки и на повышение нефтеотдачи пластов: закачка алкилированной серной кислоты (АСК) и водных растворов неионогенных ПАВ (НПАВ).

Общими проблемами для всех скважин НГДУ “Правдинскнефть” являются освоение скважин после ремонтов, недостаток или полное отсутствие систем диагностики и телемеханики механизированного фонда добывающих скважин, недостаток эффективного оборудования для добычи нефти из малодебитных скважин.

Анализ условий эксплуатации фонда скважин НГДУ “Правдинскнефть” позволил выявить основные направления работ по повышению добычи нефти, снижению ее себестоимости, увеличению нефтеотдачи пластов и улучшению условий труда:

повышение эффективности работ по освоению и выводу на режим добывающих скважин после ремонтов;

совершенствование системы контроля за работой штанговых насосов;

разработку и внедрение контрольного и диагностического оборудования, систем диагностики и телемеханики механизированного фонда скважин;

совершенствование технологических систем подбора нефтепромыслового оборудования с применением компьютерных технологий;

разработку устройств и приспособлений для улучшения условий труда.

Установками скважинных штанговых насосов в настоящее время оборудовано 50 % всего фонда скважин России и ближнего зарубежья, а в Западной Европе 90 % скважин, работающих со вспомогательной техникой, оборудованы штанговыми глубинными насосами, зарекомендовавшими себя как экономичные, гибкие, с широкими возможностями применения, системы.

Межремонтный период скважин с УЭЦН по НГДУ “Правдинскнефть” в 2003 году был значительно выше среднего показателя в целом по Главтюменнефтегазу. “Показатели эксплуатационной надежности на месторождении достаточно высокие, что свидетельствует о постоянном контроле за работой электронасосного фонда” - так охарактеризована работа НГДУ “Правдинскнефть” в 2003 г. СИБНИИНП при анализе разработки месторождений “Юганскнефтегаз”.

Анализ причин простоя и бездействия механизированного фонда скважин. показал, что основными причинами для скважин с УСШН являются отсутствие подачи (50%) и заклинивание ШГН (14%). Другие причины связаны с ликвидацией аварий, со сменой отказавшего оборудования и другими.

Другие статьи по теме

Расчет выбросов вредных веществ
Котельная: Количество выбросов загрязняющих веществ от котельной определено технологами и составит: .Азота диоксид -4,31 г/с, 90,6т/год; .Азота оксид -0,7г/с, 14,72т/год ; З.Сажа -1,26 ...

Модель гетеротрофной сукцессии в культуре сенного настоя
Сукцессия (от лат. successio - преемственность, наследование) - это процесс саморазвития сообщества. Экологическую сукцессию можно определить по следующим параметрам: развитие видовой струк ...

Физико-химический метод очистки сточных вод
Современная очистка сточных вод подразумевает полное или максимально возможное удаление загрязнений, примесей и вредных веществ. Методы очистки сточных вод можно разделить на механические, ...