Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта

• Автор: Тяпов, Олег Анатольевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 162 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Список сокращений
Введение
1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОТККЛЮЧЕНИЯ ВЕРХНИХ ПЛАСИОВ МНОГОПЛАСТОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
Выводы
2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РИР ПО ОТКЛЮЧЕНИЮ ОБВОДНЁННЫХ ПЛАСТОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
2.1. Особенности разработки крупных месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз»
2.1.1. Комсомольское месторождение
2.1.2. Барсуковское месторождение
2.1.3. Тарасовское месторождение
2.2. Обобщение опыта проведения РИР по отключению обводнённых пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых
ООО «РН-Пурнефтегаз»
2.3. Анализ влияния геолого-технических условий эксплуатации
скважин на результаты РИР
Выводы
3. СОЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РИР ПО ОТКЛЮЧЕНИЮ ВЕРХНИХ ОБВОДНЁННЫХ ПЛАСТОВ
3.1. Разработка методического подхода к анализу состояния эксплуатации добывающих скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР
3.2. Лабораторные исследования тампонажных растворов для отключения верхних обводнённых пластов
3.2.1. Методики лабораторных исследований различных свойств гелеобразующих составов
3.2.1.1. Определение реологических свойств гелеобразующих составов и смол
3.2.1.2. Определение фильтрационных свойств
3.2.2. Лабораторные исследования составов на основе полиакриламида

3.2.2.1. Тестирование дисперсных наполнителей для составов на основе полиакриламида
3.2.2.2. Реагенты для разрушения гелей на основе ПАА
3.2.3. Лабораторные исследования прочностных и адгезионных свойств
3.3. Технологии РИР для отключения верхних обводнённых
пластов
Выводы
4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ И ВНЕДРЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОБВОДНЁННЫХ ВЕРХНИХ ПЛАСТОВ
4.1. Разработка способа изоляционных работ в добывающих скважинах
4.1.1. Проведение опытных изоляционных работ на Северо-Комсомольском месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»
4.2. Внедрение усовершенствованных технологий по отключению верхнего пласта на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз»
4.2.1. Отключение верхнего газового пласта
Выводы
ОСНОНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1. Методические указания ООО «РН-Пурнефтегаз» № П2-05-СЦ-057М-001 ЮЛ-094 по проведению экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин с целью определения видов, объёмов и технологий РИР и ГТМ Приложение 2. Справка о технологической эффективности технологии отключения верхних пластов многопластовых месторождений нефти ООО «РН-Пурнефтегаз»

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
БД - бездействующий фонд скважин;
ВНЗ - водонефтяная зона;
ВНФ - водонефтяной фактор;
ВРП - водорастворимые полимеры;
ГИС - геофизические исследования скважин;
ГМ - геологическая модель;
ГРП - гидроразрыв пласта;
ГТМ - геолого-технические мероприятия;
ЗКЦ - заколонная циркуляция жидкости;
КРС - капитальный ремонт скважин;
КИН - коэффициент извлечения нефти;
МРП - межремонтный период;
НИЗ - неизвлекаемые запасы;
НКТ - насосно-компрессорные трубы;
ОПЗ - обработка призабойной зоны пласта;
ОРЗ - одновременно-раздельная закачка;
ПАА - полиакриламид;
ПАВ - поверхостно-активное вещество;
ПГС - полимерно-гелевые составы;
ПЗП - призабойная зона пласта;
ППД - поддержание пластового давления;
РИР - ремонтно-изоляционные работы;
ФОЖ - форсированный отбор жидкости;
ЭЦН - электро-центробежный насос.

кости и прорыва закачиваемой воды. Из 244 исследованных геофизическими методами скважин в 148 (61 %) обнаружена негерметичность эксплуатационной колонны (в 62 из 137 добывающих или 45,3 % и 86 из 107 нагнетательных скважин - 80,4 %).
По состоянию на 01.01.08 г. средняя обводнённость по основным объектам составляла: БП8 - 79,8; БП9 - 91,6; БПю-п - 59,3; БП]4 - 66,2 %; по другим объектам: БП] 91; БП3 - 55; БП6 - 58; БП7 - 63,2 %; БП°8 - 46,6 %. Средняя обводнённость по месторождению составляла 68,7 %, при этом с обводнённостью 50 - 90 % эксплуатировалось 30 % фонда скважин, фонд малоде-битных скважин составлял 53,8 %. Среднегодовой дебит нефти составлял
6,6, жидкости 21,2 т/сут, в том числе по основным объектам: БП8 - 3,5 и 17,1; БП9 - 2,6 и 30,8; БП10-ц - 5,1 и 12,5; БП- 8,1 и 23,9 т/сут.
Средняя приёмистость нагнетательных скважин по основным пластам составляла: БП8 - 96,7; БП9 - 0; БП10-и - 159,6; БП]4 - 126,9 м3/сут; в среднем по месторождению 95,3 м3/сут. Компенсация отборов закачкой воды, соответственно текущая и накопленная, по основным пластам составляла: БП8 -101 и 134; БП9 - 0 и 106; БПю-п - 303 и 171; БП]4 - 156 и 144 %; в среднем по месторождению 153 и 143 %.
За период 2004 - 2006 г. на Тарасовском месторождении было проведено 26 операций РИР в 25 скважинах, в том числе по отключению обводнённых интервалов пластов БП8, БП9, БПю-п и БП14 в 13 скважинах, что составляет 12 % фонда добывающих скважин, обводнённых более чем на 90 %. Технологическая эффективность указанного вида РИР составила 50 % по нефти, 71 % по воде, 36 % по нефти и воде. При этом происходило ограничение объёма попутно добываемой воды на 50 тыс. т при одновременном уменьшении добычи нефти на 1,1 тыс.т.
Основным видом ГТМ на месторождении является ГРП. Было проведено 800 скважино-операций (с учётом повторных). По состоянию на 01.01. 2007 г. по этим скважинам было добыто 47 % от общей добычи нефти месторождения. Накопленная добыча нефти на одну скважину составляла 47