industrySimilar presentations:
Повышение эффективности эксплуатации осложненного солеотложением фонда скважин на приразломном месторождении
1.
Министерство науки и высшего образования Российской ФедерацииИнститут нефти и газа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения
высшего образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
(филиал в г. Октябрьском)
Кафедра «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений»
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ОСЛОЖНЕННОГО СОЛЕОТЛОЖЕНИЕМ ФОНДА СКВАЖИН
НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Иллюстрационно-графический материал к бакалаврской работе
по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело»,
профиль подготовки «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»
Студент гр. БГР 19-12
Александр Вячеславович
Шайдуллин
Руководитель
канд.физ-матем.наук, доц.
Г.Р. Измайлова
г. Октябрьский
2023
2.
Актуальность, цель и задачи ВКРОбъектом исследования являются продуктивные пласты Приразломного
месторождения.
Цель работы – технологическое и экономическое обоснование мероприятия
по повышению эффективности эксплуатации скважин, осложненных солеотложениями в
условиях Приразломного месторождения.
Актуальность данной работы заключается в выборе метода увеличения
нефтеотдачи продуктивных пластов, который обеспечит максимальный экономический
эффект при минимальных затратах.
Для достижения данной цели, необходимо решить ряд задач:
- изучить состояние разработки Приразломного месторождения;
- произвести обзор методов предупреждения и борьбы с солями;
- проанализировать технологическую эффективность применения конкретного
метода борьбы с солями;
- произвести расчёт прогнозируемой дополнительной добычи нефти.
Слайд 1
3.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластовПриразломного месторождения
Объект
Параметры
Средняя глубина залегания, м
АС111
2357
Тип залежи
пластовая сводовая
АС112
2278
Тип коллектора
Площадь нефтеносности, тыс. м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная
нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, %
БС
БС2
2411
АС11
БС1
2372
БС4-5
Ач1
Ач2
2514
2789,1
2763,3
пластовая
литологически
экранированная
Ач4
2672,0
Ач5
2734,0
пластовая
структурно
литологически
литологически
литологический
экранированная
экранированная
литологически
ограниченный
терригенный поровый
Ач
Ач3
2790,4
терригенный
поровый
поровый
11598
12,6
525533
21,1
187621
16,3
38206
19,4
1119620
60,5
69850
5,6
79730
6,4
96123
10,7
1383844
87,0
475695
93,6
3,3
2,3
1,9
2,4
8,2
2,4
1,5
3,5
5,5
8,4
16,0 – 18,0
15,0
16,0 - 17,0
16,0
16,0
16,0
0,14 – 0,17
0,16
16,0
19,0
Проницаемость, 10-3 мкм2
9,1
7,4
3,0
2,3
2,2
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчленённость, %
Начальная пластовая температура, С
0,63
3,0
91
0,5
2,8
91
0,43
2,8
97
0,63
3,0
97
0,42
10,6
97
0,43
3,0
0,23
2,3
0,33
7,0
99
0,22
8,9
99
0,22
9,8
99
Начальное пластовое давление, МПа
24,4
24,4
23
23
23
28
28
28
Вязкость нефти в пластовых условиях,
мПа·с
1,95
1,95
1,00
1,00
1,00
1,74
1,74
1,74
0,821
0,821
0,759
0,759
0,759
0,78
0,78
0,78
1,111
1,111
1,210
1,211
1,211
1,147
1,147
1,147
1,03
3,31
0,9
1,7
0,86
3,15
0,86
3,15
0,86
3,15
1
2,3
0,87
3,72
0,87
3,72
0,4
0,3
2,0
2,0
2,4
0,49
0,3
0,3
0,428
0,417
0,456
0,435
0,545
0,437
0,461
0,46
Плотность нефти в пластовых
условиях, т/м3
Объемный коэффициент нефти, доли
ед.
Содержание в нефти, % :
− серы
− парафинов
Коэффициент продуктивности,
м3·сут/МПа
Коэффициент вытеснения, доли ед.
Слайд 2
С. 24
4.
4000045
35000
40
35
30000
30
25000
25
20000
20
15000
15
10000
10
5000
5
0
0
Добыча нефти
Слайд 3
С. 29
Добыча жидкости
Закачка воды
Обводнённость
Обводнённость, %
Добыча нефти, жидкости и закачка воды,
тыс. куб.м
Динамика показателей разработки
Приразломного месторождения
5.
Причины отказов погружных ЭЦНв условиях Приразломного месторождения
Слайд 4
С. 31
6.
Эффективность применения установки УБПРна скважинах Приразломного месторождения
Показатель
q1 ,т/сут
q2 ,т/сут
Т1 ,сут
Т2 ,сут
Qн1 ,т
Qн2 ,т
Qдоп ,т
Слайд 5
С. 43
411
7,348
7,348
170
286
1249,16
2101,528
852,368
Номер скважины
422
493
6,057
13,811
6,057
13,811
164
171
277
285
993,348
2361,51
1677,789
3935,85
684,441
1574,34
645
9,901
9,901
174
292
1722,6
2890,8
1168,2
Итого
–
–
–
–
6326,618
10605,97
4279,349
7.
Схема оборудования для подачи ингибиторав затрубное пространство
1 – блок (УБПР);
2 – трубопровод наземный;
3 – устройство ввода;
4 – трубопровод скважинный
Слайд 6
С. 48
8.
Технологическая эффективность использования технологиина скважине № 437 Приразломного месторождения
Номер
скважины
437
Слайд 7
С. 50
q1, т/сут.
q2, т/сут.
Т1, сут.
Т2, сут.
Qн1, т
Qн2, т
Qн, т
4,869
4,869
168
282
817,992
1 119,192
301,5
9.
Экономическая эффективность применения УБПРв условиях Приразломного месторождении
Показатель
Объем добычи нефти, т
Дополнительная добыча нефти, т
Себестоимость 1 тонны нефти, руб./т
Стоимостная оценка результатов,
тыс. руб.
Стоимостная оценка затрат, тыс. руб.
ЧДД, тыс. руб.
Производительность
труда, т/чел.
Слайд 8
С. 60
До применения
технологии
817,9
−
3 122,69
После внедрения
технологии
1 119,2
301,5
2 828,94
Абсолютное
отклонение
+ 301,5
−
- 293,75
–
5 125,8
–
–
–
4 284,8
3 313,8
–
–
0,67
0,90
+ 0,23
10.
Полученные результаты и выводыВ бакалаврской работе был представлен проект применения технологии
обработки ингибитором солеотложения ИНСАН на скважине № 437
Приразломного нефтяного месторождения ОАО НК «Роснефть».
Экономический эффект от мероприятия был достигнут за счет увеличения
объёма добычи нефти на 301,5 т и снижения ее себестоимости на 293,75 р./т, также
возросла производительность труда.
Чистый дисконтированный доход составил 3313800 рублей.
Индекс доходности 1,67.
Дисконтированный срок окупаемости данного проекта составит 8,99 месяцев.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что проведение предлагаемого
мероприятия экономически рентабельно и целесообразно.