Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения. Курсовая работа (т). Геология.
💣 👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Пробная эксплуатация Угутского месторождения начата в 1988 г.
Промышленная нефтеносность установлена в юрских отложениях - пласты ЮС1 (ЮС11,
ЮС12, ЮС13) и ЮС2. Недропользователем является ОАО "НК
"Роснефть" лицензия выдана администрацией Ханты-Мансийского
автономного округа, с целевым назначением и видами работ - добыча нефти и газа
в пределах Угутского лицензионного участка 17 ноября 2006 г. на срок до
23.03.2024 г Министерством природных ресурсов РФ.
По мере изучения месторождения и ввода залежей в разработку проводилась
оценка запасов нефти. В 2007 г. ООО «РН-УфаНИПИнефть» выполнен пересчет
балансовых запасов нефти и газа и Технико-Экономическое обоснование
коэффициента нефтеизвлечения Угутского месторождения [8].
Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические
170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и
12069 тыс.т. Утвержденные величины коэффициента извлечения нефти (КИН) по
категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.
Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические
170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и
12069 тыс.т. Утвержденные величины КИН по категории С1 - 0,342, категория С2 -
0,309.
На 01.01.2011 г. пробурено 393 скважины, в том числе 50 разведочных, 9
наблюдательных, 13 водозаборных и 321 скважина эксплуатационного бурения,
выполнены сейсморазведочные работы - 3Д, исследован керн в 55 скважинах,
отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти, выполнен большой
объем гидродинамических исследований.
В географическом отношении Угутская площадь находится в южной части
Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном
отношении месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского
автономного округа Тюменской области, в 90 км к юго-востоку от г. Сургута и в
130 км на юго-запад от города Нижневартовска. Ближайшим населенным пунктом,
который находится в пределах площади, является поселок Угут [8].
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями нефти являются Мамонтовское,
Покамасовское и Новопокурское (рисунок 1.1).
Месторождение находится в непосредственной близости от действующего
нефтепровода Нижневартовск - Омск.
В орографическом отношении площадь представляет собой
озерно-аллювиальную, слабо всхолмленную равнину, абсолютные отметки рельефа
которой колеблются в пределах от 44 на западе до 79,3 м на юге.
Значительная площадь территории представляет собой очень сильно
заболоченную равнину. Преобладают торфяные, олиготрофные (верховые),
грядово-мочажинные и сфагновые болота.
Гидрогеографическая сеть района представлена бассейнами рек Большой Юган
и наиболее крупными правыми ее притоками Малый Юган и Негусъях. Полноводными
реки бывают только в весенний период, в это время они являются судоходными.
На территории района работ имеется большое количество озер. Наиболее
крупными из них являются: Мохтиклор, Утойлор, Иеримпамынгтох.
Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и
коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Число дней с осадками около
190 в году. Среднегодовое количество осадков 550 мм, из них около 400 мм
выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Средняя температура в январе
месяце минус 21,5 0С, а средняя температура июля плюс 16,5 0С. Безморозный
период продолжается в среднем 95 дней. Продолжительность устойчивых морозов, в
среднем, 180 дней, из которых 100 дней составляет период с температурой воздуха
ниже минус 15 0С и около 35 дней с температурой ниже минус 20 0С.
Снежный покров лежит 190 дней и, в среднем, составляет 0,6 м. В низинах
рельефа толщина среднего покрова достигает 1,5 м; глубина промерзания грунтов
от 1,0 до 1,5 м.
Открытию многочисленных месторождений в Западной Сибири предшествовали
многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года эти
исследования носили чисто описательный характер.
Начиная с 1947 года, в течение почти трёх десятилетий на рассматриваемой
территории ведутся геолого-геоморфологические, аэромагнитные и гравиметрические
съёмки, сейсмические исследования и буровые работы [8].
В период с 1947 года по 1957 год геолого-геофизические исследования
носили региональный характер.
Планомерные геолого-геофизические исследования на участке работ
проводятся с 1949 года.
Летом 1957 года район работ был охвачен гравиметрической съёмкой масштаба
1:1000 000, проводившейся аэрогравиметрической партией № 63/57. На карте
изоаномал, построенной в результате этих работ, в южной части Сургутской зоны
положительных значений изоаномал отмечен Угутский минимум силы тяжести
(относительный), оконтуриваемый одной изоаномалой.
В 1958 году в районах Сургутского Приобья сейсмические исследования
проводили сейсмические партии № 22/58, № 47/58. В результате этих работ, в
районе п. Угут, выявлено Угутское поднятие (Угутский вал, структура II порядка).
Угутская локальная структура выявлена в результате работ МОВ, проводимых
в 1961 году сейсмопартией № 3/60-61, а в 1965 году было начато поисковое бурение.
Первые две пробуренные скважины не дали положительных результатов, что
несколько задержало поиски залежей. Только в 1985 году было открыто Угутское
месторождение бурением поисковой скважина 3, пробуренной до глубины 3487 м и
установившей продуктивность отложений тюменской и васюганской свит. Запасы
нефти выявлены в горизонтах ЮС1 и ЮС2.
При испытании в этой скважине пласта ЮС11, в интервале 2840-2850, был
получен приток нефти дебитом 4,5 м3/сут на динамическом уровне 822м. Из
интервала 2870-2884 м (пласт ЮС13) получен приток воды дебитом 4,8 м3/сут на
динамическом уровне 1150м.
В 1990 году был собран значительный объём информации и подсчитаны запасы
нефти, растворенного газа Угутского месторождения. В 1991 году эти запасы были
утверждены в ГКЗ. С 1988 года Угутское месторождение введено в
опытно-промышленную эксплуатацию, которая осуществлялась силами ОАО
“Юганскнефтегаз”.
В ходе разведки Угутского месторождения на западе (между Угутской и
Западно-Угутской структурами) было открыто Средне-Угутское месторождение. Это
открытие было сделано в 1987 году в результате бурения скважины 11р, в
настоящий момент данная скважина при разграничении месторождений на ЛУ была
включена в ЛУ Угутского месторождения.
В 2008 году с учетом новых пробуренных скважин и результатов сейсмических
исследований 3Д был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа
Угутского месторождения, запасы утверждены в ГКЗ РФ
1.3 Геологическая характеристика
месторождения
Геологический разрез Угутского месторождения сложен мощной толщей (более
3000м) осадочных терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, пород
промежуточного структурного этажа (ПСЭ) и отложений складчатого палеозойского
фундамента (рисунок 1.2).
Доюрские образования на Угутском месторождении вскрыты скважиной 3 в
интервалах глубин от 3214 до 3487 м и представлены базальтами темно-серого
цвета с афировой структурой и миндалекаменной текстурой.
Палеозойские образования ни в одной из пробуренных скважин полностью не
вскрыты, поэтому толщина их не установлена.
В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех
отделов: нижнего, среднего и верхнего.
Осадки нижнего и среднего отделов объединяются в тюменскую свиту. В
разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений
выделяются три свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.
Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников,
алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей.
В целом отложения Тюменской свиты можно разделить на три части: нижнюю -
существенно песчаную; среднюю - преимущественно глинистую; верхнюю -
песчано-глинистую с преобладанием песчаных прослоев вверху.
На Угутском месторождении отложения Тюменской свиты вскрыты почти всеми
скважинами (кроме скважины 1) на глубинах от 2885 до 3032 м.
В низах свиты в пределах Угутской зоны месторождения по сейсмическим
данным ожидается развитие базальной толщи, представляющей интерес в
нефтегазоносном отношении.
К верхней части свиты приурочивается нефтеносный песчаный пласт ЮC2. Вскрытая толщина изменяется от 42
до 298 м соответственно.
Васюганская свита. Свита четко делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю
(песчано-глинистую) части.
Нижняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитами, иногда буроватыми,
слюдистыми, местами алевритистыми, известковистыми до переходящих в известняк
(скважина 41), участками окремненными.
Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками. Аргиллиты и
алевролиты имеют подчиненное значение. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и
среднезернистые на глинистом цементе, иногда известковистые.
Алевролиты темно-серые, слюдистые, плотные. Аргиллиты темно-серые,
черные, слюдистые.
Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен
горизонт ЮC1, который на изучаемой площади
включает в себя три подсчетных объекта (ЮC11, ЮC12, ЮC13). Все эти пласты были опробованы
испытаниями.
Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до
черных с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита). Аргиллиты очень
плотные, иногда известковистые, переходящие в известняк (скважина 41).
Известняк серого цвета, трещиноватый, слабокавернозный. Толщина свиты редко
превышает 4 м, иногда сокращается до 1 метра.
Баженовская свита завершает разрез юрской системы. Свита сложена
аргиллитами черно-бурыми, битуминозными, от тонколистоватых до массивных,
содержащими прослои известняков (скважина 41) и сидеритов. К баженовской свите
приурочен пласт ЮC0.
Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез Угутского месторождения
Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты»
(под редакцией В.И. Шпильмана, 1998 г.) изучаемая площадь расположена на
северо-востоке Юганской мегавпадины (структура I порядка крупная) и приурочена к Угутскому куполу (структура III порядка), осложняющему Угутский вал
(структура II порядка, рисунок 1.3). Угутский вал
расположен и ограничен на северо-востоке Южно-Покамасовской седловиной и
Унтыгейской седловиной на северо-западе. На западе расположена Фаинская
котловина, а на юге Кулунский прогиб.
По отражающему сейсмическому горизонту «Б» Угутское месторождение
приурочено к одноимённому куполовидному поднятию осложняющему Угутский малый
вал. Западное крыло поднятия плавно переходит в моноклиналь, в пределах которой
расположено Средне-Угутское месторождение с востока непосредственно
контактирующее с Угутским.
Угутский купол по сейсмическому отражающему горизонту «Б» осложнен рядом
мелких по размерам локальных положительных структур IV порядка. Наличие этих структур подтверждается результатами
разведочного и эксплуатационного бурения.
На остальной площади Угутского купола в пределах лицензионного блока
гипотетически намечаются положительные локальные структуры в районе скважин 37р
и 23р.
Как уже говорилось, на площади Угутского месторождения были отработаны
два куба сейсморазведки 3Д: северный и южный. По полученным материалам на обоих
кубах фиксируются те же структурно-тектонические элементы, что и по материалам
2Д. Если по материалам ОГТ определены общие контуры локальных
структурно-тектонических элементов осложняющих Угутский купол, то по
интерпретации результатов сейсморазведки 3Д они детализируются, морфологически
выглядят рельефнее.
Вверх по разрезу, по маркирующим горизонтам наблюдается выполаживание,
затухание рельефности структурно-тектонических элементов Угутского купола, их
«захоронение». И уже по сейсмическому отражающему горизонту «Г» слабо
фиксируется обширное, расплывчатое малоамлитудное поднятие.
Таким образом, Угутское куполовидное поднятие и осложняющие его
структурно-тектонические элементы по генезису типичные структуры облекания,
унаследованные от рельефа поверхности доюрского основания.
1.4 Характеристика продуктивных пластов
Пласт ЮС2 представлен песчаниками серыми, буровато-серыми,
мелкозернистыми, участками алевритовыми, по составу аркозовыми, близкими к
полимиктовым. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная, редко с
прерывисто-волнистой слоистостью за счет прослоев, обогащенных сидеритом и
глинистым материалом. Слоистость подчеркивается ориентированным распределением
слюды.
По результатам определения физических свойств коллектора пласта ЮС2
являются поровыми и принадлежат к V - VI классу по классификации А.А.Ханина и
обладают низкими и очень низкими коллекторскими свойствами. Низкие значения
фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) объясняются тонкозернистым составом
пород-коллекторов и значительным их уплотнением, а также присутствием в цементе
карбонатов.
Пласт ЮС2 охарактеризован керном по 14 скважинам. Коэффициент пористости
(Кп) варьирует от 13,7% (скважина 205) до 19,3% (скважина 37р), в среднем по
пласту составляет 15,4%. Проницаемость изменяется от 0,6.10-15 м2 (скважина
40р) до 5,7.10-15 м2 (скважина 37р), в среднем составляет 1,64.10-15 м2.
Пласт ЮС13 представлен чередованием средне-мелкозернистых и
мелкозернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин.
Непроницаемые породы представлены крупнозернистыми алевролитами с карбонатным
цементом порового и базального типа и глинистыми разностями. Проницаемые породы
представлены средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками и
крупнозернистыми алевролитами с глинистым цементом.
Песчаники серые, буровато-серые (за счет нефтенасыщения)
средне-мелкозернистые и мелкозернистые алевритистый полимиктовый с глинистым
цементом. Алевролиты, в основном, серые и буровато-серые, крупно-зернистые, с
глинистым цементом, по составу аналогичны песчаникам, но отличаются более
мелкой разностью и более плотной упаковкой обломочного материала. Структура
пород алевро-псаммитовая, реже - псаммитовая. Текстура однородная и слабо
выраженная микрослоистая, за счет одинаковой ориентировки части удлиненных
обломков и чешуек слюды.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС13 изучены в 15 скважинах (9
скважин по нефтенасыщенной зоне и 6 скважин по водонасыщенной зоне). Тенденция
увеличения коллекторских свойств с севера на юг. В целом по пласту среднее Кп
равно 17,2%, коэффициент проницаемости (Кпр) равно 10,1.10-15 м2.
Пласт ЮС12 по литологическим особенностям отличается от ЮС13
незначительно. Отмечается лишь многообразие текстурных особенностей:
встречаются тонкая, неравномерная, прерывисто-горизонтальная, косая и
слабонаклонная типы слоистости.
Пористость в среднем по пласту равна 17,3%, а по нефтенасыщенной зоне
17,5%. Кпр по нефтенасыщенной зоне равен 22,4.10-15 м2.
Пласт ЮС11 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники
серые, буровато-серые средне и мелкозернистые (среднее 0,144 мм) алевритистые,
полиминеральные с глинистым цементом, с примесью карбоната. Структура
алевро-псаммитовая. Текстура однородная. Степень сортировки обломочного
материала хорошая (среднее 1,825); форма зерен в основном полуугловатая и
полуокатанная.
1.5 Свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения
представлена по пластам ЮС11, ЮС12, ЮС13, и ЮС2. Исследования нефтей и газов
выполнены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, лабораторией
геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз» и
СибНИИНП. Нефти Угутского месторождения находятся в условиях высоких пластовых
давлений (28 - 29 МПа) и температур (87 - 89 °С). В пластовых условиях нефти
недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется
от 10,9 МПа (ЮС2) до 11,3 МПа (ЮС11). Свойства пластовой нефти представлены в
таблице 1.1. Нефти пластов ЮС11 - ЮС2 относится к средним, плотности нефтей
ступенчатой сепарации меняются от 855 кг/м3 (ЮС11) до 885 кг/м3 (ЮС2)]. В пластовых условиях нефти
характеризуются как маловязкие, их вязкости меняются от 1,07 мПа·с (ЮС11) до
2,10 мПа·с (ЮС2) (таблица 1.2).
По данным исследований поверхностных проб нефти Угутского месторождения
характеризуются как малосмолистые - содержание смол силикагелевых от 6,31 %
(ЮС11) до 8,16 % (ЮС12), сернистые - содержание серы от 1,46 % (ЮС2) до 1,81 %
(ЮС13), парафинистые - содержание парафинов от 2,06 % (ЮС11) до 3,42 % (ЮС2).
Шифр технологической индексации нефтей - IIТ1П2. Содержание метана в нефтяном газе при ступенчатой
сепарации изменяется от 61,3 % (ЮС13) до 76,8 % (ЮС2); молекулярная масса
нефтяного газа - от 22,0 г/моль (ЮС2) до 26,5 г/моль (ЮС13); плотность - от
0,91 кг/м3 (ЮС2) до 1,10 кг/м3 (ЮС13). По углеводородному составу нефть всех
пластов относится к смешанному типу. Характерно преобладание нормальных бутана
и пентана над разветвленными изомерами. Нефтяной газ жирный.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти Угутского месторождения
Газосодержание при одн. разг., м3/т
Газосодержание при ступ. разг. в рабочих условиях, м3/т
Плотность нефтяного газа, кг/м3 при 20 °С
Плотность дегазированной нефти, кг/м3:
Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
Угутского месторождения
Фракционный состав (объем. содерж. выкип.), %
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66)
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Основные проектные решения по разработке
Угутского месторождения
Действующим в настоящее время технологическим документом на разработку
месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Угутского
месторождения» выполненное в 2011 году и утвержденное ЦКР Роснедра (протокол
№5302 от 26.12.2011 г). Ниже приводится постановляющая часть протокол.
В принятой работе в качестве «Дополнения к технологической схеме
разработки Угутского месторождения» по авторскому варианту следующие основные
положения и технологические показатели:
выделение объектов разработки ЮС11, ЮС12+3, ЮС1 и ЮС2;
система разработки девятиточечная, плотность сетки - 25 га/скв.;
- - фонд скважин: всего - 931, в том числе добывающих - 679,
нагнетательных - 252;
- фонд скважин для бурения - 621 (из них 35 резервных), в том
числе 468 добывающих (из них 5 горизонтальных), 153 нагнетательных;
o добыча нефти - 2804 тыс. т/год - в 2020 г.;
o добыча жидкости - 9699 тыс. т/год - в 2024 г.;
o добыча растворенного газа - 167,6 млн. м3/год в 2020 г.;
o закачка воды - 12161 м3/год - в 2024 г.
o КИН по категории ВС1 - 0,342, по категории С2 - 0,309;
o полное использование растворенного газа.
2.2 Состояние разработки месторождения и фонда
скважин
На Угутском месторождении промышленная нефтеносность установлена в
пластах юрских отложениях - ЮС11, ЮС12, ЮС13 и ЮС2. Геологические запасы в
целом по месторождению составляют 209884 тыс. т., извлекаемые - 70552 тыс.т,
рисунок 2.1. Основная часть запасов промышленных категорий В+С1 сосредоточена в
пласте ЮС11 - 60382 тыс. т (35.4%) геологических и 22401 тыс.т (40.3%) извлекаемых
и пласте ЮС13 - 63570 тыс.т (37,2%) геологических и 21232 тыс. т (36%)
извлекаемых. Доля геологических. запасов категории С2 от общих по месторождению
составляет 39090 (18,6 %), извлекаемых - 12069 тыс.т (17,1%). Большая часть
геологических запасов категории С2 приурочена к пласту ЮС13 - 18499 (47,3%) и
пласту ЮС2 - 14509 тыс.т. (37%).
а) геологические б) извлекаемые
Рисунок 2.1 - Распределение геологических и извлекаемых запасов нефти
Угутского месторождения по пластам
По состоянию на 01.01.2011 г. на Угутском месторождении пробурено 393
скважин, в том числе:
в северо-западной части 383 скважины (218 добывающих, 94 нагнетательных,
9 наблюдательных, 50 поисково-разведочных и 12 водозаборных скважин),
в юго-восточной части - пять добывающих скважин (в том числе три
горизонтальных), четыре нагнетательных и одна водозаборная скважина.
Месторождение до 2003 г. находилось в стадии растущей добычи нефти,
дальнейший период разработки характеризуется периодом падения добычи нефти,
рисунок 2.2.
Рисунок 2.2 - Динамика основных технологических показателей разработки
Угутского месторождения
Выработка запасов нефти на месторождении осуществляется с проведением
геолого-технических мероприятий направленных на интенсификацию добычи и
улучшение показателей использования и эксплуатации скважин.
С начала разработки месторождения в эксплуатационном добывающем и
нагнетательном фонде перебывали 330 скважин, из них 328 - в добывающем, т.е.
практически все нагнетательные скважины были в отработке на нефть. Суммарная
добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин)
составила в среднем 52,3 тыс. т., на одну скважину добывающего фонда - 81,9
тыс.т. Больше среднего значения по пласту отобрали нефти 116 скважин (35,5 %
скважин), рисунок 2.3. Более 80 тыс.т. на скважину отобрали 75 добывающих
скважин (23% скважин перебывавших в добыче) работающие раздельно на пласт ЮС1 в
северной части участка и совместно работающие скважины с ГРП в северо-восточной
части участка. Суммарный отбор нефти по этой группе скважин составляет более
60% накопленной добычи нефти по пласту. Более половины скважин (50,3 %)
перебывавших в эксплуатации отобрали менее 30 тыс. т. на одну скважину:
половина из них (51,4%) нагнетательные скважины после отработки на нефть.
Средняя накопленная закачка воды на одну скважину составляет 498,4 тыс.м3.
Высокие значения суммарной закачки (более 800 м3/сут) отмечаются по скважинам
расположенным в высокопродуктивной зоне на севере разбуренного участка, рисунок
2.4.
Рисунок 2.3 - Распределение скважин по накопленному отбору нефти
Рисунок 2.4 - Распределение скважин по накопленной закачке воды
По состоянию на 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд месторождения
составляет 276 скважины, в том числе 163 добывающих и 113 нагнетательных
скважин. Действующий фонд составляет 136 добывающих скважин и 90 нагнетательных
скважин, соответственно 27 и 23 скважины составляют бездействующий фонд.
Действующий добывающий фонд характеризуется среднесуточным дебитом нефти
и жидкости, соответственно 10,7 и 81,5 т/сут. С высокими значениями
среднесуточного дебита жидкости (от 100 до 400 м3/сут) работают скважины
высокопродуктивной северо-восточной зоны и горизонтальные скважины, рисунок
2.5. Почти половина действующего фонда 53 скважин (40%) работают с дебитами до
40 м3/сут, относятся они к низкопродуктивной западной части (зона совместного
залегания пластов). Основная часть действующих скважин (60% фонда)
характеризуется дебитами нефти менее 10 т/сут, рисунок 2.6 Доля суточной добычи
малодебитных скважин составляет 71,4% от общей суточной добычи (2224,4 т/сут).
37% фонда скважин имеют дебит от 10 до 40 т/сут, на них приходится более 28 %
суммарной суточной добычи нефти. Доля высокодебитных скважин (свыше 40 т/сут)
составляет 4 % (пять скважин).
Рисунок 2.5 - Распределение действующих скважин по дебиту жидкости
Рисунок 2.6 - Распределение действующих скважин по дебиту нефти
При средней обводненности продукции скважин 86,8%, треть скважин
действующего фонда скважин (25,5%) характеризуются обводненностью менее 50%.
Высокообводненный фонд (более 90%) составляют 47 скважин или 37 %, рисунок 2.7.
Низкообводненные скважины (до 20 %) обеспечивают 31,0 % от общей суточной
добычи нефти. Средний дебит по нефти и жидкости составляет 22,9 и 25,2 т/сут
соответственно. Почти 35 % суммарной суточной добычи нефти приходится на
скважины, обводненность, которых изменяется от 0 до 40 %, средний дебит по
нефти таких скважин составляет 30,7 т/сут. На долю высокообводненного фонда
скважин приходится 25 % суточной добычи.
Рисунок 2.7 - Распределение действующих скважин по обводненности
продукции
Как видно из анализа, в структуре действующего фонда скважин есть две
выраженные группы скважин: низкообводненные, с небольшим дебитом жидкости и
высокобводненные с большим дебитом жидкости. Первая группа скважин вносит
весомый вклад в общую добычу нефти и именно на нее должны быть направлены
основные усилия при работе с фондом и снижению обводненности.
2.3 Контроль за разработкой месторождения
Основной задачей контроля за разработкой Угутского месторождения является
получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе
скважин и изменении параметров, характеризующих работу пласта, в целях оценки
фактической технологической эффективности системы разработки залежи,
оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по
его усовершенствованию, оценки эффективности новых технологий, используемых на
отдельных участках залежи.
Основные способы получения информации при контроле - это измерение дебита
и обводненности продукции скважин на поверхности, замер пластовых и забойных
давлений, исследование профилей притока и состава жидкости в стволе скважины,
исследование пластов в разрезе скважин.
Виды, объемы и периодичность исследований необходимые для контроля разработки
Угутского нефтяного месторождения рекомендуются в соответствии с
регламентирующими документами «Методическое руководство по гидродинамическим,
промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки
нефтяных месторождений». Обязательные системные комплексы исследований и
измерений по контролю за разработкой должны равномерно охватывать всю площадь
объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Имеющиеся
12 контрольных скважин северо-западной части равномерно распределены по
площади. На не разбуренной юго-восточной части залежи для контроля за процессом
разработки месторождения необходимо дополнительное бурение контрольных скважин
(5 % от общего фонда скважин).
Похожие работы на - Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения Курсовая работа (т). Геология.
Реферат Домов
Классы задач управления гпс.
Дипломная работа по теме Формирование бизнес-плана кинопроекта 'Каникулы в деревне'
Лувр Сочинение На Английском
Какие Личности Остаются В Истории Сочинение Егэ
Реферат На Тему Архивная Эвристика
Отчет по практике по теме Учетная политика ООО 'УютПлюс'
Реферат На Тему Сутність Держави
Природные Ресурсы Эссе
Контрольная работа: Оцінка фінансового стану комерційного банку
Курсовая работа по теме Технологія вирощування кукурудзи на зерно урожайністю 60 ц/га на чорноземі вилугуваному глибокому малогумусному легкосуглинковому на лесі у СВК "Ружинський" Ружинського району Житомирської області
Возможности Математического Пакета Scilab Реферат
Примеры Эссе Про Учителя
Курсовая Работа Вывод И Заключение Образец
Реферат по теме Россия и её связи со странами СНГ, Америки, Азии, Европы
Реферат по теме Охорона праці при роботі з персональним комп’ютером
Курс Лекций На Тему Маркетинг В Банке
Курсовая работа по теме Расчет тепловой характеристики охладителя
Реферат На Тему Особливості Формування Геокультури
Курсовая работа по теме Международный договор – источник международного права
Реферат: Про вдосконалення організації медичної допомоги хворих на ВІЛ інфекцію та попередження професій
Реферат: Islam And Ramadan Essay Research Paper IslamIt
Похожие работы на - Товарные знаки: получение, учет и использование