Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

Геологическая характеристика месторождения. Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки, фонда скважин. Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.
Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.
В данной квалификационной работе рассматривается оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда в Региональном Инженерно - Техническом Управление (РИТУ) «Правдинский Регион» на примере Приразломного месторождения.
По административному делению Приразломное месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Центр округа - г. Ханты-Мансийск - расположен в 90 км к западу от месторождения. От г. Нефтеюганска месторождение удалено к юго-западу на 130 км, от поселка городского типа Пойковский - на 75 км, от поселка Лемпино - на 25 км. Месторождение расположено в относительной близости от крупных месторождений - Приобского, Правдинского, в районе с хорошо развитой инфраструктурой.
Местность представляет собой слаборасчленённую равнину, абсолютные отметки рельефа которой меняются от +20 м (в пойменной части территории р. Обь) до +70 м на водораздельных участках. Отмечается общий наклон рельефа в Северном направлении к реке Обь. По территории месторождения протекает значительное количество рек. В северной части площадь ограничивается рекой Обь.
Отличительной особенностью почвенного покрова на рассматриваемой территории является широкое распространение болотных и полуболотных почв, приуроченных к обширным плоским заболоченным пространствам. Лесная растительность представлена хвойным и смешанным лесом. На сухих возвышенных участках местности произрастают сосновые и кедровые боры.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Характерные особенности местного климата:
- отрицательная среднегодовая температура воздуха (-1,7 С);
- минимальная температура зимой (-56 С);
- максимальная температура летом (+42 С);
- неравномерное поступление солнечной радиации в течение года;
- большая продолжительность периода устойчивых морозов (150 сут);
- умеренное количество атмосферных осадков (450 - 500 мм);
- большая продолжительность периода со снежным покровом (180 - 190 сут);
- большая мощность снежного покрова (на водоразделах 0,5м, в поймах 1,5 м);
- относительно высокая влажность воздуха.
Коренное население района состоит в основном из хантов, манси и русских. Населенные пункты расположены в основном по берегам рек. Это посёлки Салым, Сулины и Лемпино.
Для нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого водоснабжения. Источником временного и хозяйственного водоснабжения для работающих буровых установок служат реки, ручьи и озера, а также подземные воды четвертичного водоносного горизонта.
Через месторождение проходит магистральная дорога Нефтеюганск - Ханты-Мансийск регионального значения, от которой ведется строительство дорог на кусты.
С 1973 года введена в действие железная дорога Тюмень-Сургут, которая проходит юго-восточнее участка. Ближайшие железнодорожные станции - Салым, Куть-Ях, Пыть-Ях. Последняя связана с месторождением дорогой с асфальтобетонным покрытием. К юго-востоку от месторождения проходит трасса нефтепровода Усть-Балык - Омск.
Приразломное месторождение открыто в 1982 г., когда в результате испытания горизонта БС 4-5 из скважины 154 был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м 3 /сут на 2 мм штуцере. Открытие продуктивных пластов Ачимовской толщи состоялось в 1986 г. В результате испытания пласта Ач 3 в скважине 311р был получен приток нефти дебитом 4,9 м 3 /сут. В 1986 г. в результате бурения и испытания скважины 214р была подтверждена продуктивность пласта Ач 3 и открыта новая залежь Ач 2 . В 1996 г. началась опытно-промышленная добыча из пласта Ач 4 . Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1987 г. с центральной части основного объекта - горизонта БС 4-5 .
Первая Технологическая схема разработки Приразломного месторождения была составлена СибНИИНП в 1984 г. В 1985 г. был составлен проект пробной эксплуатации, в котором были выделены первоочередной участок разбуривания горизонта БС 4-5 и северный участок пласта АС 11 .
Подсчет запасов нефти и газа Приразломного месторождения выполнен по состоянию на 01.01.1985 г. и утвержден ГКЗ СССР протоколом от 25.10.1985г. № 9830. На дату утверждения запасов месторождение находилось в стадии разведки. Запасы нефти утверждены по трем продуктивным пластам - БС 4-5 , АС 11 1 , АС 11 2 (категории С 1 и С 2 ). За прошедший период открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС 1 и ачимовской толще, так же приращивались запасы категории С 1 . В итоге на государственном балансе РФ числятся геологические запасы нефти в количествах: в целом по месторождению: категория В+С 1 - 701139 тыс.т, С 2 - 521927 тыс.т; по основному эксплуатационному объекту БС 4-5 : В+С 1 - 575686 тыс.т, С 2 - 36391 тыс.т; по пластам ачимовской толщи: С 1 - 100413 тыс.т, С 2 - 407121 тыс.т; по залежам пласта АС 11 : С 1 -13016тыс.т, С 2 - 22381 тыс.т; по пласту БС 1 : С 1 - 12024 тыс.т, С 2 - 56034 тыс.т. Извлекаемые запасы по категории В+С 1 по основному пласту 229883 тыс.т, КИН - 0,399; по второстепенным объектам извлекаемые запасы приняты с низким КИН 0,150 - 0,250д.ед.
План разработки месторождения рассматривался также СИБНИИНП в 1990 г., с 1991 г. разработка месторождения осуществляется на основе Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения (руководитель А.Н. Янин, СибНИИНП), утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР (протоколы от 16.01.91 г. № 1397 и от 22.03.91 г. № 1412) со следующими основными положениями:
проектные уровни добычи нефти - 3500 тыс.т (2001 г.), жидкости - 8200 тыс.т (2005 г.), закачки воды - 10900 тыс.т (2005 г.);
основной эксплуатационный объект - горизонт БС 4-5 (основная и северная залежи), второстепенные пласты АС 11 1 , АС 11 2 , ЮС 0 ;
создание опытных участков на площади горизонта БС 4-5 ;
применение по основному объекту блоковой трёхрядной системы с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами в ряду 500 м, при плотности сетки скважин 20 га/скв.;
проектный фонд всего 3736 скважин, в том числе для бурения 3484 скважины различных категорий.
К данному моменту эксплуатационный объект БС 4-5 находится в промышленной разработке, проектная система разработки осуществлена, проектный фонд скважин разбурен на 35 %. Пласт Ач 4 находится в опытно-промышленной разработке. Небольшие залежи пластов БС 1 и АС 11 являются возвратными объектами, не разрабатываются. Основным эксплуатационным объектом является горизонт БС 4-5 , добыча которого составляет 99,9 % всей добытой нефти месторождения. На объекте реализована преимущественно трёхрядная треугольная система разработки с расстоянием 500 м между скважинами в ряду и между рядами.
В условиях сложного геологического строения на эксплуатационном объекте БС 4-5 создана эффективная система разработки, которая позволила достичь текущий КИН 0,132 (от вовлеченных запасов) при обводненности 42%.
2.1 Геологическая характеристика месторождения
В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.
Доюрские образования толщиной 107 м вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 м представлена туфоаргиллитами, нижняя - кварцевыми порфирами и порфиритами среднедевонского возраста.
Платформенный чехол представлен терригенными отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной системами общей толщиной немногим более 3300 м.
Породы залегают с угловым несогласием на фундаменте. В составе юрских отложений выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и низы верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту.
В районе Приразломного месторождения в разрезе морских верхнеюрских отложений выделяются две свиты: нижняя - абалакская, верхняя - баженовская. Свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов.
С отложениями баженовской свиты связаны промышленные притоки нефти (пласт Ю 0 ) на Салымском, Правдинском, Приобском месторождениях. Толщина баженовской свиты на Приразломном месторождении 46 м.
Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним.
В составе нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская, ханты-мансийская свиты, а верхнего - уватская,
Рисунок 2.1 - Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений
кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части.
Выше залегает ачимовская толща, представленная неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, не выдержанных по мощности и простиранию. В ачимовских отложениях по Приразломному месторождению получены промышленные притоки нефти и выделены залежи. Толщина ачимовской толщи изменяется в широких пределах от 56 до 220 м.
В верхней части ахской свиты выделяется пачка аргиллитов темно-серых со слабым зеленоватым оттенком, алевритистых, известковистых с включениями фауны пелеципод. Нефтенасыщенными являются пласты БС 1 и БС 4-5 . Общая толщина ахской свиты на Приразломном месторождении изменяется от 444 до 450 м
Черкашинская, Алымская, Викуловская, Ханты-мансийская, Уватская свиты сложены частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов и песчанно-глинистых пород.
Кузнецовская, Березовская и Ганькинская свиты сложены преимущественно глинами с прослоями алевролитов и редко песчаников.
В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
Талицкая, Люлинворская, Тавдинская, Туртасская свиты сложены глинами иногда с прослойками алевритов.
Атлымская свита сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, зеленовато-серых и алевритистых.
Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевритов.
Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых, разнозернистых с глинами зеленовато- и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями.
В тектоническом строении Западной Сибири в вертикальном разрезе выделяют три основных структурных этажа: фундамент, промежуточный (рифтовый) ярус и платформенный чехол.
Горизонт БС 4-5 является основным объектом эксплуатации Приразломного месторождения. Формирование горизонта БС 4-5 на Приразломном месторождении связано с заполнением некомпенсированной впадины раннего неокома. Заполнение впадины происходило путем наращивания более молодых клиноформенных тел в северо-западном направлении.
Верхняя часть горизонта откладывалась в условиях мелководного шельфа. Она представлена относительно монолитным песчаником, обладающим лучшими коллекторскими свойствами. Нижняя часть горизонта формировалась на склоне шельфа - как результат сноса с шельфовой части излишков песчаного материала (в керне ряда скважин отмечены следы оползания). Этим объясняется более высокая степень заглинизированности, расчлененности и невыдержанность песчаных прослоев нижней части продуктивного разреза, именуемых как пласт БС 5 или БС 6 .
Формирование горизонта сопровождалось и постседиментационными тектоническими процессами. В результате сейсмических исследований Приразломного месторождения в 1998 г. на площади исследований, расположенной южнее основной разбуренной зоны, выявлено крупное региональное нарушение сбросового типа, ориентированное с юго-запада на северо-восток, образование которого сопровождалось созданием более мелких (оперяющих) малоамплитудных нарушений.
В структурном плане Приразломное месторождение представляет собой моноклинальный склон с понижением структуры в северо-западном направлении в среднем до 4 м на 1 км, что составляет менее 3 градусов.
Моноклинальный склон осложнен узким поднятием субширотного простирания в центральной части месторождения. Размер Алексинского поднятия по изогипсе 2460 м составляет 11Ч5 км. Максимальная высота его относительно этой изогипсы составляет 34 м.
Продуктивный разрез горизонта БС 4-5 представлен согласно описанию керна неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники мелкозернистые, алевритистые, средне- и крепкосцементированные, бурые за счет нефтенасыщения, редко серые, с карбонатно-глинистым и базальным карбонатным цементом. Текстура однородная или слоистая.
Глины аргиллитоподобные, тонкоотмученные до алевритистых, с прослойками светлосерого алевролита и бурого за счет остаточного нефтенасыщения мелкозернистого песчаника. Слоистость линзовидная. Коллекторами горизонта БС 4-5 являются мелкозернистые алевритистые песчаники или крупнозернистые песчаные алевролиты. Обломочный материал средне и плохо отсортирован. Форма обломков полуокатанная, полуугловая. Минеральный состав обломочной части коллекторов включает 35-45 % кварца, 30-45 % полевых шпатов, 15-20 % обломков пород, 1-3 % слюды. Цемент коллекторов карбонатно-глинистый, местами глинисто-карбонатный, пленочного и пленочно-порового типов.
Ачимовская толща на Приразломном месторождении разрабатывается небольшим эксплуатационным участком, находящимся под основной залежью горизонта БС 4-5 . По результатам сейсмических исследований последних лет ачимовская толща характеризуется наклонным залеганием в виде линзообразных тел выпукло-вогнутой, сигмовидной формы. Прослеживается клиноформное по отношению к баженовской свите залегание пластов пачки, с наклоном границ в западном направлении. Ачимовские песчано-алевритовые пласты являются возрастными аналогами шельфовых глинисто-алевритовых пород. Они представляют собой изолированные тела, поскольку склоны шельфа представлены преимущественно глинистыми отложениями, а поступление (аккумулирование) песчано-алевролитового материала происходило в основном по каналам за счет вдоль склоновых течений.
Пласты ачимовской толщи на месторождении разделяются региональным глиноразделом, разграничивающим западную и центральную клиноформы. Глиноразделом является сармановская пачка глин. Западная ачимовская толща, включающая пласты Ач 1 , Ач 2 , Ач 3 , расположена выше пачки сармановских глин. Пласты группы Ач 4 находятся ниже сармановской глинистой толщи.
Пласт БС 1 залегает в кровле подшельфового комплекса отложений. Он характеризуется незначительными суммарными толщинами эффективных коллекторов (от 1,0 до 7,8 м). Залежь имеет субмеридианальное простирание размером 41Ч3-12,5 км. Границей залежи является линия выклинивания коллекторов. Залежь недоразведанная. Средняя нефтенасыщенная толщина, принятая на балансе РФГФ, составляет 2,9 м (запасы по категории С 1 ).
Пласты группы АС. Пласт АС 11 приурочен к базальным слоям шельфовой части разреза неокома, которая располагается выше маркирующей пачки пимских глин. В пределах Приразломного месторождения пласт состоит из двух песчаных слоев, обозначенных как АС 11 1 и АС 11 2 .
Залежь пласта АС 11 1 вскрыта в районе скважины 191р. По ней получен промышленный приток нефти (дебит нефти Q н = 9,8 м 3 /сут при динамическом уровне Н д = 663 м). ВНК проводится по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора на абсолютной отметке -2370 м. Нефтенасыщенная толщина по скважине составляет 8,2 м. Залежи пласта АС 11 2 вскрыты девятью скважинами. По пласту выделено две залежи нефти:
Залежь 1 в районе скважины 188 отнесена к запасам категории С 2 , вследствие получения притока нефти с водой, несмотря на нефтеносную по результатам ГИС характеристику пласта. ВНК залежи -2371 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 5,0Ч4,2 км, высота 7 м.
Залежь 2 в районе скважины 214, вскрытая также и скважиной 213, литологически экранированная. Залежь недоразведана. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1 м (запасы по категории С 1 ).
Песчаники и алевролиты пласта АС 11 представлены светло-серыми, серыми с буроватым оттенком породами, в которых широко распространена горизонтальная слоистость, подчеркнутая полосками углисто-слюдистого материала. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пластах ачимовской толщи, БС 4-5 , БС 1 , АС 11 1 и АС 11 2 . Основным объектом разработки является горизонт БС 4-5 . Кроме горизонта БС 4-5 объектом разработки является небольшой участок пласта Ач 4 .
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Свойства пластовой нефти и растворенного газа Приразломного месторождения определены по нефтеносным пластам АС 11 , БС 1 , БС 4-5 и ачимовской пачки. Исследования глубинных и поверхностных проб нефти выполнялись в лабораториях ООО "ЮганскНИПИнефть" и СибНИИНП.
Как видно из таблицы 2.1, нефти пластов АС 11 , БС 4-5 и ачимовской пачки находятся в условиях повышенных давлений (21,0, 25,4 и 28,0 МПа) и температур (92, 93, 97и 99 0 С для нефтей пластов АС 11 , БС 1 , БС 4-5 и ачимовской пачки). Нефти указанных горизонтов недонасыщены газом. Давление насыщения ниже пластового. По вязкости нефти классифицируются как маловязкие.
Значение мольного содержания метана в нефтях горизонта БС 4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м 3 - для горизонта БС 4-5 , 855,5 - для ачимовской пачки).
Из основных физико-химических характеристик разгазированной нефти по поверхностным пробам, следует, что нефти Приразломного месторождения сернистые (содержание серы 0,9 % - для пластов АС 11 и БС 1 , 0,86 % - для пласта БС 4-5 и 1,08 % - для ачимовской пачки), парафинистые (2,70, 4,10, 3,15 и 2,36 %), малосмолистые (5,65, 8,30, 6,27 и 10,42 %), содержание асфальтенов - 2,32, 10,8, 2,31 и 1,10 % для пластов АС 11 , БС 1 , БС 4-5 и ачимовской пачки соответственно. Объемный выход фракций при разгонке до 350 0 С составляет 54,5, 54,9 и 47,0 % для пластов АС 11 , БС 4-5 и ачимовской пачки соответственно. Шифр технологической классификации нефти для этих пластов по - IIТ 2 П 2 .
Вязкость вод горизонта БС 4-5 и ачимовской пачки 0,43 и 0,30 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях - 1003 и 997 кг/м 3 соответственно.
В таблице 2.2 представлены результаты определения компонентного состава нефтяного газа и нефти пластов БС 4-5 и ачимовской пачки при проведении однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях и дифференциального разгазирования. Значение мольного содержания метана в нефтях пласта БС 4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. Характерно преобладание бутана и пентана нормального строения над их изомерами, а также пропана - над этаном. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м 3 - для пласта БС 4-5 , 855,5 - для ачимовской пачки).
Надо отметить, что по пластам БС 4-5 Приразломного месторождения проведен большой объем исследований физических свойств нефти. Однако полученные значения давления насыщения P нас , газонасыщенности Г, объемного коэффициента b н распределены в широком диапазоне и сильно варьируют. Это обусловлено техническими трудностями получения глубинных проб, которые могут приводить к отбору частично разгазированной нефти.
Таблица 2.1 - Свойства пластовой нефти и воды
Газосодержание при однократном разгазировании, м 3 /т
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Плотность в пластовых условиях, кг/м 3
Газосодержание при однократном разгазировании, м 3 /т
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Плотность в пластовых условиях, кг/м 3
Пласт БС 1 (по аналогии с Усть-Балыкским месторождением)
Газосодержание при однократном разгазировании, м 3 /т
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Пласт АС 11 (по аналогии с Салымским месторождением)
Газосодержание при однократном разгазировании, м 3 /т
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)
При однократном разгази-ровании пластовой нефти в стандартных условиях
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
На Приразломном месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. - протокол от 25 октября 1985 г. № 9830.
На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по трем продуктивным пластам - БС 4-5 , АС 11 1 , АС 11 2 (категории С 1 и С 2 ). Утверждённые начальные запасы нефти по категории С 1 составляют: геологические 458167 тыс.т, извлекаемые - 183681 тыс.т; категории С 2 : геологические 223896 тыс.т, извлекаемые - 81505 тыс.т. Извлекаемые запасы нефти категории С 2 на дату утверждения составляли 31 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.
Основным продуктивным пластом месторождения является горизонт БC 4-5 . Утвержденные ГКЗ СССР запасы нефти по горизонту БC 4-5 (категория С 1 ) составили 447134 тыс.т, извлекаемые - 178462 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,399. По категории С 2 - 218594 тыс.т, извлекаемые - 79183 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,362.
За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС 1 и ачимовской толще. Запасы по этим залежам находятся на государственном балансе. Запасы нефти Приразломного месторождения на 01.01.2004 г., числящиеся на балансе РФГФ, по категории В+С 1 составили 701139 тыс.т, по категории С 2 521927 тыс.т. По основному продуктивному пласту БС 4-5 , начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили 575686 тыс.т (категория В+С 1 ) и 36391 тыс.т (категория С 2 ). Запасы нефти по основному горизонту БС 4-5, были подсчитаны оперативно ЗАО "УфаНИПИнефть" по участкам эксплуатационного разбуривания. По категории В запасы увеличились до 291859 тыс.т вместо 185965 тыс.т, в связи с бурением новых скважин (3579, 3591, 3597, 6735, 6736, 6737, 6785, 6786, 6787, 6809, 6810, 6849, 6857, 6884, 6885, 6886, 3571,3598, 6602, 6651, 6652, 6699, 6700, 6738, 6739, 6740 и др.) на юге эксплуатационного участка, но при этом естественно произошло уменьшение запасов по категории С 1 . В связи с тем, что по пласту Ач 4 в добыче находятся скважины не попадающие в границы категории С 1 , числящиеся на госбалансе, были оперативно подсчитаны запасы по участку, включающему эксплуатационные скважины. Таким образом, были приняты следующие запасы нефти по этим пластам:
Таблица 2.3 - Категории запасов нефти по пластам
На 01.01.06 г. балансовые запасы месторождения составляют 701139 тыс.т, извлекаемые запасы - 260500 тыс.т. Накопленная добыча по горизонту БС 4-5 на 01.01.06 г - 46500 тыс. т, на 01.07.06 г - 48526 тыс. т.
3.1 Принцип разработки месторождения
По Приразломному месторождению составлено пять проектных документов:
Технологическая схема разработки Приразломного месторождения, 1984г., утвержденная протоколом заседания бюро ЦКР МНП от 24.07.1984 г.
Проект пробной эксплуатации Приразломного месторождения 1985г., утвержденный заместителем Министра нефтяной промышленности В.М.Юдиным 15.03.85 г.
Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения, 1987 г. Работа представлена в Главтюменнефтегаз.
Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах, 1989г., утвержденные ЦКР Главтюменнефтегаза - протокол № 107 от 7 апреля 1989г.
“Анализ разработки Приразломного месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 11.04.02 г. № 2833).
Первый проектный документ был составлен на начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на балансе Мингео СССР.
По состоянию на 1.01.84 г. они составили по категории С 1 :
балансовые - 122,15 млн.т; извлекаемые - 42,43 млн.т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,347.
балансовые - 131,9 млн.т; извлекаемые - 46,2 млн.т; коэффициент нефтеизвлечения - 0,35.
Основные решения, принятые в технологической схеме разработки Приразломного месторождения от 24.07.84 г.:
- на месторождении выделено два эксплуатационных объекта - АС 11 и БС 4:
- для обоих объектов принята площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м (25 га/скв):
- максимальные проектные уровни составили на запасы категории С 1 : добыча нефти - 1650 тыс.т/год; добыча жидкости - 4516 тыс.т/год; закачка воды - 5940 тыс.мі/год; ресурсы нефтяного газа - 76,4 млн.мі/год; темп отбора - 3,9%; эксплуатационный фонд скважин составил - 894, в т.ч. добывающих - 533; нагнетательных - 183; резервных - 178; извлекаемые запасы нефти на 1 скважину (добывающая + нагнетательная) - 59 тыс.т.
На запасы категории С 2 : добыча нефти - 1450 тыс.т/год; добыча жидкости - 2860 тыс.т/год; закачка воды - 3910 тыс.мі/год; ресурсы нефтяного газа - 67,1 млн.мі/год; темп отбора - 3,1%; эксплуатационный фонд скважин составил - 370, в т.ч. в технологической схеме предусматривалось:
- закачка воды с первого года разработки;
- давление нагнетания на выкиде насосов КНС системы ППД - 19 МПа;
- применение насосной эксплуатации (НГН, ЭЦН) с начала разработки;
- диаметр эксплуатационной колонны - 146мм.
Работа второго проектного документа выполнена с целью получения и подготовки исходных данных для проектирования разработки месторождений. Основные решения, принятые в проекте пробной эксплуатации Приразломного месторождения (1985 г.):
- из состава тех.схемы 1984 г. в наиболее разведанной части месторождения на категорию запасов нефти С 1 выделен центральный первоочередной участок разбуривания пласта БС 4 и северный участок первоочередной участок первоочередного разбуривания пласта АС 12 ;
- максимальные проектные уровни по обоим участкам (пласты БС 4 + АС 12 ) составили: добыча нефти - 192 тыс.т/год; добыча жидкости - 450 тыс.т/год; закачка воды - 670 тыс.мі/год; добыча газа - 8,89 млн.мі/год; темп отбора - 5,1%; накопленная добыча нефти за весь срок разработки - 3728 тыс.т;
эксплуатационный фонд скважин - 50, в т.ч. добывающих - 40; магистральных - 10;
До 1987 г. на Приразломном месторождении практически не было реализовано ни одно мероприятие по вышеперечисленным проектным документам. В связи с возрастающими объемами бурения и тем, что запасы нефти и природного газа Приразломного месторождения были утверждены в ГКЗ СССР в 1985 г., учитывая рентабельность дебитов разведочных скважин на большой площади нефтеносности горизонта БС 4-5 , в 1987 г. выполнена новая проектная работа “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения”. Работа выполнена по заданию Главтюменнефтегаза (исх. НП - 24/30 от 6.03.87 г. за подписью Н.Е.Павлова). Целью работы являлись выделение первоочередного участка разбуривания в состав технологической схемы 1984 г. под объем бурения 1987-1990 гг., расчет технологических показателей разработки по выделенному участку для проектирования его обустройства, а также уточнение геологического строения горизонта БС 4-5 и получение достоверной геолого-промысловой информации для составления новой технологической схемы разработки. Участок расположен в центральной части основной залежи горизонта БС 4- 5 , имеющей наибольшие нефтенасыщенные толщины и дебиты при опробовании разведочных скважин.
Основные проектные решения, принятые в работе “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения (1987 г.)”: система разработки площадная девятиточечная с плотностью сетки 25 га/скв.; максимальные проектные уровни по категории запасов С 1 : добыча нефти - 1,432 млн.т/год; добыча жидкости - 3,920 млн.т/год; закачка воды - 5,310 млн.мі/год; ресурсов газа - 106,0 млн.мі/год;
темп отбора - 3,4%; накопленная добыча нефти за срок разработки - 41840 тыс.т;
В 1989 г., учитывая увеличение объемов бурения по НГДУ “Правдинскнефть” и возможность вовлечения в разработку дополнительных запасов Приразломного месторождения, появилась необходимость в новом проектном документе, обеспечивающем сква
Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Основные Этапы В Истории Западной Философии Реферат
Понятие Профилактики Преступности Несовершеннолетних Курсовая
Реферат: Физико-химия конкретных промышленных каталитческих процессов. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Перспективы развития форм государственной финансовой поддержки малого бизнеса
Дипломная работа: Краткосрочное кредитование физических лиц
Эссе Лучшая Школа
Реферат Вирусы Биология
Доклад К Дипломной Работе Образец По Юриспруденции
Готовые Сочинения Егэ Обществознание
Реферат: Імунна система
Структура Профессиональных Моральных Кодексов Реферат
Курсовая работа по теме Постоянно действующие экспертные комиссии
Контрольная Работа По Алгебре 7 Миндюк
Шпаргалка: Инновационная деятельность
Реферат: Гетерогенные глобальные сети. Скачать бесплатно и без регистрации
Условия Назначения Пенсии За Выслугу Лет Эссе
Реферат На Тему Роль Ораторского Мастерства В Суде
Реферат: Методические особенности изучения темы "Анализатор слуха и равновесия" на уроках биологии
Курсовая работа: Риторика как наука. Предмет, структура и функции
Курсовая работа: Держава Cасанідів (Еран-шахр)
Стихийные бедствия - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда реферат
Арабская биология в эпоху средневековья - Биология и естествознание реферат
Значение бухгалтерского учета в реализации сельхозпродукции и анализ финансовой деятельности сельскохозяйственных предприятий - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа