Эффективность применения методов ограничения водопритока скважины Арланского месторождения

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 4
I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 7
1.1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Арланского месторождения 7
1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 12
1.3. Физико-химические свойства нефти, газа и воды 13
1.4. Запасы нефти, газа 17
1.5. Осложняющие факторы геологического строения месторождения 20
Выводы по разделу 1. 21
II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 22
2.1. Текущее состояние разработки Арланского месторождения 22
2.2. Анализ работы фонда добывающих и нагнетательных скважин 25
2.3. Причины обводнения добывающих скважин 26
2.4. Анализ эффективности применения методов ограничения водопритока на скважинх Арланского месторождения 36
2.5. Литературный обзор по методам и технологиям ограничения водопритока 45
2.6. Обоснование выбора оптимального метода и технологии для повышения эффективности ограничения водопритока на скважинах Арланского месторождения 53
2.7. Выбор скважин для реализации предлагаемого метода ограничения водопритока 57
2.8. Проектирование технологии по реализации предлагаемого решения 61
2.9. Оценка технологической эффективности предлагаемого решения 65
Выводы по разделу 2. 71
III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 72
3.1. Обоснование экономической эффективности при проведении проектируемого предложения 72
3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проектируемого предложения 72
3.3. Расчет экономических показателей проекта 73
3.3.1. Платежи и налоги 73
З.3.2. Расчет стоимости РИР 74
3.3.3 Расчет дополнительно добытой нефти 75
3.3.4. Эксплуатационные затраты 75
3.3.5. Выручка от реализации 76
3.3.6. Прибыль от реализации 77
3.3.7 Экономический эффект 77
3.3.8. Доход государства 78
3.4. Выводы по разделу 79
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 80
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 82

ВВЕДЕНИЕ
Открытие кладовых «черного золота» положило началу динамичному развитию северо-западной окраины Башкортастана. В 1957 году буровики Краснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразведка» пробурили здесь около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти.
Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать мощное эксплуатационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи жизненно важного сырья.
Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с центром в п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году. Уже к лету 1958 года был построен и сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Кутерем - Уфа, а в июле того же года Арланская нефть, начала поступать на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.
Очевидно, на различных стадиях разработки нефтяных месторождений методы интенсификации добычи нефти в зависимости от геолого-физической характеристики объектов, имеют свои особенности, которые проявляются при использовании их на практике в условиях конкретных месторождений. Не благоприятными условиями являются и месторождения Башкирии, 35% которых относятся к трудноизвлекаемым с высоковязкими парафинистыми нефтями, отмечается высокая послойная неоднородность пород по проницаемости
Обводнение добывающих скважин при разработке нефтяных месторождений - естественный процесс, связанный с заполнением водой освобождающегося от нефти порового пространства продуктивных пластов.
При равномерном продвижении фронта вытеснения вода достигает интервала перфорации добывающей скважины по всей вскрытой (перфорированной) толще пласта и скважина практически полностью обводняется за короткий промежуток времени.
В реальных условиях продолжительность безводного периода работы скважин может изменяться от нулевых значений до многих месяцев, что связано с влиянием на процесс обводнения геолого-физических особенностей нефтяной залежи, в первую очередь неоднородности коллектора по фильтрационным свойствам - послойной (по разрезу) и зональной (по простиранию), наличием подошвенной воды, водо - нефтяных зон, повышенной вязкости пластовой нефти [1-4].
Скорость перемещения фронта в таких слоях увеличивается, что ускоряет процесс преждевременного обводнения скважин [5, 6]. Влияние неоднородности коллектора усиливается при повышенной и высокой вязкости пластовой нефти.
По мере заполнения нефтенасыщенного пласта вытесняющей водой и перемещения фронта вытеснения в направлении добывающей скважины гидравлические сопротивления в высокопроницаемых слоях постоянно снижаются.
Наличие слоев горных пород с системами раскрытых сообщающихся трещин, что особенно характерно для карбонатных коллекторов, ускоряет процесс обводнения добывающих скважин.
Промытые и изолированные перемычками от нефтенасыщенных пропластков водонасыщенные слои в интервалах между нагнетательными и добывающими скважинами характеризуются, как правило, повышенными давлениями, под действием которых при достаточно длительных остановках скважин вода оттесняет нефть от забоев добывающих скважин и снижает фазовую проницаемость горных пород для нефти в призабойных зонах.
Цель работы: Исследовать эффективность применения методов ограничения водопритока скважины Арланского месторождения.
Задачи исследования:
1. Изучить геологические характеристики анализируемого месторождения.
2. Проанализировать текущее состояние разработки и применяемых методов ограничения водопритока на Арланском месторождении.
3. Обосновать выбор оптимального метода и технологии для повышения эффективности ограничения водопритока на скважинах Арланского месторождения.
4. Рассчитать экономическую эффективность внедряемых мероприятий по ограничению водопритока.


.4. Выводы по разделу
Экономический раздел является показателем эффективности применения РИР на Арланском месторождении.
Общий объем дополнительно добытой за три года нефти составил 8913,5 т. Итоговая выручка от реализации продукции составила 229322,6 тыс. руб.
Суммарные затраты проекта составили 4210,2 тыс.руб.
Чистая прибыль, остающаяся в распоряжении компании составила 170502,1 тыс. руб.
В доход государства перейдет 76102,5 тыс. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Арланское месторождение открыто в 1955 году. Разрабатывает месторождение НГДУ "Арланнефть". Залежи Арланского месторождения представлены многопластовым разрезом терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), присутствуют карбонатных коллектора турнейского яруса. Имеет место повышенная плотность и высокая вязкость пластовой нефти, значительное содержание асфальто-смоло-парафиновых соединений. Основная продуктивные пласты представлены терригенными коллекторами.
Указанные факторы обуславливают сравнительно невысокие коэффициенты нефтеотдачи. В целом по месторождению текущая нефтеотдача составляет 0,239 д.ед. (утвержденный КИН – 0,280 д.ед.).
Начальные запасы нефти оцениваются в 1,2 млрд тонн, 511 млн тонн уже добыто. На 01.01.2005г. в целом по месторождению числятся следующие начальные запасы нефти категорий А+В+С1: геологические 1079697 тыс.т. извлекаемые 460881 тыс.т. Начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, составляют 7833 млн.м3. Запасы нефти категории С2: геологические 41425 тыс.т., извлекаемые 7206 тыс.т.; Извлекаемые запасы газа - 145 млн.м3.
Сравнение фактических и проектных показателей КИН показывает, что при естественном падении добычи нефти на поздней стадии разработки и при высокой обводненности скважинной продукции происходит снижение показателей КИН. В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение попутно добываемой воды на основе применения эффективных для данного месторождения методов.
Согласно условий принятых в настоящей работе, в добывающих скважинах водоизоляционные работы проводи¬лись с применением водного раствора гидролизованного полиакриламида ОВП-2 (6 скважин) и кремнийорганического вещества (1 скважина).
В качестве мероприятия по ограничения водопритока исследуемых скважин Арланского месторождения был выбран способ тампонажа.
В качестве опытных были выбраны условные добывающие скважины №№ 1,2,3,4,5,6,7.
В ходе РИР обводненность снизилась с 77,8 до 74,3 %в первый год эксплуатации. Мы полагаем, что произойдет снижение эффективности РИР в размере 15% в год.
По 7 добывающим скважинам средний прирост добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам составил 119,5%, средняя дополнительная добыча в расчете на одно мероприятие -8т.,/сутки .
Расчеты показал увеличение добычи нефти на 3467,5 т. в год. Ограничено 3734,5 м3 воды поступающей в скважину.
В качестве мероприятия по ограничения водопритока скважин Арланского месторождения был выбран способ тампонажа.
Общий объем дополнительно добытой за три года нефти составил 8913,5 т. Итоговая выручка от реализации продукции составила 229322,6 тыс. руб.
Суммарные затраты проекта составили 4210,2 тыс. руб.
Чистая прибыль, остающаяся в распоряжении компании составила 170502,1 тыс. руб.
В доход государства перейдет 76102,5 тыс. руб.
На основании полученных данных можем сделать вывод о том, что проведение РИР на предложенных скважинах позволит не только повысить эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа пласта, но и принести немалый дополнительный доход предприятию.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Абилхаиров Д.Т., Альмухаметова Э.М., Владимиров И.В. Результаты внедрения технологии выравнивания профиля приемистости с применением Геллана в качестве тампонирующего агента // Нефтегазовое дело. - 2017. - Т. 15. - № 1. - С. 65-69.
2. Анализ разработки и прогноза технологических показателей по ме-сторождениям АНК Башнефть на период действия лицензионных соглашений: проект / АНК Башнефть. – Уфа, 1999. – 25 с.
3. Борхович С.Ю., Волков А.Я. Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине: Основы экономической деятельности предприятия. Ижевск 2006-63 стр.
4. Габрахманов А. Г., Алмаев Р. Х., Парамонов С. В. Примение физико-химических методов воздействия на пласты. - пос. Редькино.: НГДУ «Южар-ланнефть», 1994. – 48 с.
5. Геологический отчет НГДУ «Арланнефть» за 2011 год: отчет / НГДУ «Арланнефть»;- пос. Редькино, 2011. - 74 с.
6. Гладких Е.А., Хижняк Г.П. Результаты исследований водо-изоляционного состава на керновой модели слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 11. - С. 118-121.
7. Ибрагимов Г. З., Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М.: Недра, 1983.- 312 с.
8. Каменщиков В.Е. , Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти.- М.: 2004. - 432 с.
9. Каменщиков Ф.А. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями. - Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Ижевский институт компьютерных исследований, 2008.- 384 с.
10. Кочнева О.Е., Лимонова К.Н. Оценка обводненности скважин и продукции яснополянской залежи Москудьинского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - Т. 13. - № 10. - С. 66-72.
11. Кудинов В.И., Борхович С.Ю. Методические указания к дипломному проектированию для студентов очной и заочной форм обучения. УдГУ. Ижевск, 2009. 68 с.
12. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. - Самара, 1998.
13. Кудинов В.И., Сучков Б.М.Методы повышения производительности скважин. - Самарское книжное издательство, 1996.
14. Кудряшова Д.А Использование вероятностно-статистических методов для определения источников обводнения скважин- кандидатов для водоизоляционных работ (на примере визейского объекта месторождения Пермского края) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2018. - Т. 17. - №1. - С. 26-36.
15. Методическое руководство по освоению и повышению производи-тельности скважин в карбонатных коллекторах. РД - 39-1-442-80.- М.-, 1980. - С.-81-93.
16. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкор-тостана.Уфа,1997 год-128 с.
17. Научно-технические обзоры ВНИИОЭНГ: И. Ф. Рахматкулов, Р. Х. Алмаев и др. Усовершенствованная методика прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 14 с.
18. Поплыгина И.С., Мордвинов В.А. Использование осадкогелеобразующей композиции для снижения обводненности скважин на нефтяной залежи с высоковязкой нефтью. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 12. С. 37-43. https://elibrary.ru/item.asp?id=41711170
19. Проект доразработки Арланского месторождения, ООО «ИК БНИ и проектный институт нефти»,Уфа,2004 г.-280 ст.
20. Строганов М.А. Технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением кремнийорга-нических тампонажных материалов группы АКОР // Нефть. Газ. Инновации. - 2016. - № 4. - С. 69-73.
21. Хасанов И.М. Результаты применения технологий по выравниванию профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин на месторождениях АО «Варьеганнефтегаз» // Нефть. Газ. Инновации. - 2015. - № 7. - С. 28-33.