Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Применялись как обычные соляно- и глинокислотные обработки, так и технологии Геотерм (удаление парафиновых пробок электронагревом), Сервис-Нафта (комплексная технология с использованием перфорационных систем с глубоким проникновением  кумулятивной струи и реагентной разглинизации, которая представляет собой физико-химический метод диспергирования и растворения глинистых минералов), технологии Фокс (удаление солеотложений). При обработках ПАВ использовались неонол и сульфонол.

Эффективность применявшихся технологий также значительно отличается: наиболее эффективными оказались солянокислотные обработки (0,8 тыс.т/скв), а также вибровоздействие (0,9 тыс.т/скв.). Наименее эффективными оказались обработки ПАВ – средний удельный технологический эффект около 0,2 тыс.т/скв. Эффективность технологий Геотерм, Сервис-Нафта и Фокс составила соответственно 0,6; 0,4 и 0,4 тыс.т/скв. В большинстве случаев (67,0 %) после ОПЗ происходит увеличение обводненности.

Эффективность ОПЗ, проведенных в разных зонах, вполне сопоставима. Так, из 37 скважин, расположенных в ВНЗ, на 9 скважинах (24,0 %) получен отрицательный или нулевой технологический эффект, на 10 скважинах (27,0 %) технологический эффект не превышает 0,3 тыс.т (нижний порог рентабельности). Из 33 скважин, расположенных в ГНЗ, на 5 скважинах (15,0 %) получен отрицательный или нулевой технологический эффект, на 10 скважинах (30,0  %) технологический эффект не превышает 0,3 тыс.т (нижний порог рентабельности). Из 13 скважин, расположенных в ЧНЗ, в 4 скважинах (30,0 %) получен технологический эффект менее 0,3 тыс.т.

Анализ ОПЗ, проведенных на пласте ПК18 (наиболее представительная выборка), показал, что больший прирост дебита нефти достигается на скважинах, где на момент проведения ОПЗ произошло снижение дебита жидкости более чем в три раза от максимально достигнутого за предысторию (рисунок 7.3.1)

Рисунок 7.3.1 – Зависимость удельного прироста дебита нефти от снижения дебита жидкости от максимально достигнутого за предысторию, пласт ПК18.

Таким образом, при выборе скважин для проведения ОПЗ надо, в первую очередь, рассматривать скважины, где дебит жидкости снизился более чем в три раза от максимального за предысторию.

Всего в результате проведения ОПЗ в 2004-2007 гг. дополнительно добыто 48,1 тыс.т нефти, успешность работ составила 80,0 %, средний прирост дебита нефти 1 т/сут. Эффективность ОПЗ на одну скважино-операцию составила 566 т/скв.

7.4 Применение потокоотклоняющих технологий

В период 2004-2006 гг. на месторождении применялись следующие потокоотклоняющие композиции:

• сульфатно-содовая композиция (ССК) – осадкообразующий состав, в качестве дополнительного компонента при закачке ССК используется древесная мука

• гелеобразующий состав (ГОС) – вязко-упругий сшитый полимерный состав на основе полиакриламида (ПАА), в качестве сшивателя использовались хромкаливые квасцы, ацетат хрома, для повышения изолирующих свойств применялись добавки бентонитовой глины

• Ритин – полимерный состав на основе радиационно-сшитого ПАА

• Комплексная технология Химеко-ГАНГ – воздействие изолирующим составом с последующей интенсифицирующей обработкой кислотой и ПАВ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Заключение 

В настоящее время Комсомольское месторождение находится на 1 стадии разработки. Система разработки находится в стадии формирования. Характерной особенностью месторождения является то, что каждый пласт разрабатывается самостоятельной сеткой скважин с применением очагово-избирательного заводнения.

Проектные показатели по уровню добычи нефти в целом по месторождению за 2007 год близки к фактическим ( проект – 1726 тыс.т, факт 1863 тыс.т), хотя по объектам разработки имеются значительные расхождения. Несоответствие основных фактических и проектных показателей разработки объектов обусловлено в основном различием действующего фонда скважин  за счет отклонения от проектных решений по формированию объектов разработки и изменением продуктивности, обусловленное уточнением геологического строения продуктивных коллекторов.

Энергетическое состояние целевых горизонтов ниже первоначального, что связано с несформированностью системы ППД и низкой ее эффективностью, обусловленной наличием заколонных перетоков нагнетательных скважин. Для условий Комсомольского месторождения развитие системы заводнения возможно лишь в очагово-избирательной модификации с применением одновременно раздельной закачки в каждый пласт.

За 2004-2007 гг. было проведено 968 ГТМ, благодаря чему дополнительно получено 1,1 млн.т нефти, что составляет 20,0 % от объема добычи нефти за этот период. 

В целом реализованная система разработки обеспечивает эффективную выработку запасов. Перспективы повышения эффективности разработки месторождения заключаются в добуривании объектов, подключении ранее недренируемых запасов в менее продуктивных пластах, дальнейшее развитие и совершенствование  системы заводнения.

Основные выполняемые функции оператора ДНГ 4 разряда.

1. Отбор проб скважинной продукции;
2. Определение динамического уровня жидкости  и затрубного давления с помощью прибора «СУДОС»;
3. Замер дебита жидкости методом переключения скважины в спутнике;
4. Замер дебита жидкости методом подключения скважины к агрегату «АСМАТ» на базе КАМАЗ;
5. Работа с ППУ и АДПМ;
6. Покраска скважинной арматуры;
7. Заправка аппарата по дозированию метанола.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованных источников

1. Авторский надзор за разработкой Комсомольского месторождения 2007 г.

2. Технологическая схема разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения 2005 г.

3. Протокол ЦКР от 27.02.06 г. № 3577

4. Ревенко В.М., Питкевич В.Т. Комплексное исследование керна из скважин Комсомольского месторождения на территории деятельности ОАО НК «Роснефть - Пурнефтегаз», СибНИИНП-ООО «Ойл-Геоцентр», Тюмень-Москва, 2007г.
5. Интерпретация и анализ ГИС по Комсомольскому месторождению, ООО «РН-УфаНИПИнефть» г. Уфа, 2007 г.