Анализ эффективности методов притока нефти из пласта в скважины, применяемых на Харампурском месторождении

1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПРИТОКА НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА В СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ХАРАМПУРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Дипломник: студент гр. 6Эз-13
Д. А. Самойлов
Руководитель:
О. Н. Ситникова

2.

Обзорная карта района
работ

3. Характеристика продуктивных пластов

Характеристика продуктивных
Параметпластов
ры
Пласты Ю11 Глубина залегания, м
Пластовое давление, МПа
2818 - 3117
29,5
Температура, °С
85
Пористость, %
15
Проницаемость, мкм2:
- по керну;
5,6
- по ГИС
4,6
Нефтенасыщенность, д. ед.
Ю14
0,337

4. Характеристика пластовой нефти

Характеристика
пластовой
Параметры
Горизонт Ю
нефти
Вязкость нефти в пластовых
условиях, мПа·с
1,38
1
Плотность нефти в пластовых условиях, т/ м3
0,634
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/ м3
0,679
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,659
Содержание серы в нефти, %
0,14
Содержание смол в нефти, %
2,84
Содержание парафина в нефти, %
4,13
Давление насыщения нефти газом, МПа
21
Газоcодержание, м3/ т
100
Содержание сероводорода, %
Относительная плотность газа, %
1,118
Объёмное содержание в газе, % :
- азота
1,75
- метана
76,99
- этана
9,34

5. Состояние фонда скважин

Наименование
Фонд добывающих скважин
Характеристика фонда скважин
Кол- во
скважин
Всего
740
в том числе: действующие
651
из них:
- фонтанные
- ЭЦН
2
649
в освоении после бурения
11
в консервации
12
наблюдательные
23
переведены под закачку
15
ликвидированные
28

6.

Конструкция скважин
Харампурского месторождения
146

7.

Классификация веществ, загрязняющих ПЗП

8.

Схема расположения оборудования при
кислотных обработках

9.

Схема расстановки
оборудования
при проведении ГРП

10.

Удельная эффективность по видам
обработок, тыс. т/скв.

11.

Изменение проницаемости до и после воздействия
кислотными составами
Состав
Количество
жидкости компонента,
воздействия
%
HCl
HF
ПАВ
HC1
HF
ПАВ
Химеко ТК-2
Химеко ТК-2
Химеко ТК-3
12
3
0,5
3
0,5
1
разбавлени
е в воде 1:5
разбавлени
е в воде 1:5
разбавлени
е в воде 1:3
Проницаемость образца,
Изменение
мкм2
проницаемост
До
После
и, %
воздействия воздействия
0,0146
0,0093
-36
0,0139
0,0092
-33
0,0087
0,0195
124
0,0021
0,0047
123
0,0145
0,0427
194

12.

Изменения дебита нефти и обводненности
продукции скважины №556 Харампурского
месторождения (Южный купол) после
воздействия кислотной композицией Химеко ТК-2

13.

Изменение показателей работы скважин до и после
воздействия ГРП
№ скв.
807
884
1063
1059
1038
1068
1787
Дата
разрыва
20.04.201
4
03.03.201
4
21.03.201
4
22.03.201
4
18.04.201
5
06.04.201
5
13.05.201
5
До ГРП
Qн,
м3/сут
Месяц после ГРП
6 месяцев после
ГРП
Давление
разрыва,
% воды
атм.
% воды
Qн,
м3/сут
% воды
Qн,
м3/сут
0,04
99
60
65
17
66
259
3,04
35
27
51
15
58
343
1,03
41
10
12
4,5
22
393
1,4
54
15
50
6
58
348
2,46
30
23
17
17,6
27
373
2,27
78
22
76
14,7
89
330
3,41
52
24
49
16
51
392

14.

Динамика параметров скважины №807
Харампурского месторождения
до и после проведения операций ГРП
10.04.12
10.10.12 25.04.13
30.07.13 10.08.13

15.

Динамика параметров скважины №807
Харампурского
месторождения до и после проведения операции ГРП

16.

Результаты расчёта показателей
проектируемого ГРП на скважине №874:
1. Давление разрыва – 26,4 МПа
2. Забойное давление – 63,9 МПа
3. Давление на устье, необходимое для осуществления процесса ГРП
– 27,7 МПа
4. Общий объем закачиваемой жидкости - 42 м3;
продолжительность процесса ГРП составила 23 минуты
5. Наземное оборудование из:
- 3-х агрегатов 4-АН-700;
- 2 пескосмесителя агрегата 4ПА;
- 3 автоцистерны ЦР-20, вместимостью 17 м3;
- блок манифольдов 1БМ-700С;
- фонтанная арматура 2АУ-700СУ
Радиус трещины – 56 м
Ширина трещины – 0,16 м, остаточная ширина трещины – 4,3 см

17.

ТЭП проведения ГРП
Показатели
Доп. добыча за счет ГРП
Кол-во обработок в год
Выручка от реализации
Ед.
изм.
2014
тыс.т 25,846
шт.
181
2015
2016
21,838 11,563
-
-
тыс.р. 542766 458598 242823
Текущие затраты:
- на проведение ГРП
- затраты на доп. добычу
тыс.р.
1285
89107
0,00
0,00
75289 39866
Прибыль от доп. добычи
тыс.р. 452374 383309 202957
Налог на прибыль
тыс.р. 108570 91994
Поток денежной
48710
тыс.р. 343804 291315 154247

18. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ