Курсвой проект РиПНМ_Баклей-Леверетта. Курсовой проект по дисциплине Разработка и проектирование нефтяных месторождений
 Скачать 0.99 Mb.
|
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙППД – поддержание пластового давления КНО – коэффициент нефтеотдачи ПАВ – поверхностно-активные вещества НИЗ – начальные извлекаемые запасы ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства ГОСТ- государственный стандарт ФОН – фонтанная добыча нефти ЭЦН – электроцентробежный насос АСПО – асфальто-смоло-парафиновые отложения ГДИ – гидродинамические исследования ГКЗ – государственная комиссия по запасам НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение ПНГ – попутный нефтяной газ УВ- углеводороды ВВЕДЕНИЕТехнологические показатели разработки, такие как накопленная добыча нефти, воды и жидкости, коэффициент нефтеотдачи, обводненность добываемой жидкости, накопленный водонефтяной фактор и др. являются неотъемлемой частью проекта разработки любого месторождения. На основе данных технологических показателей производится выбор эффективной системы разработки и технологии добычи нефти, проектирование и подбор необходимого насосно-компрессорного оборудования, расчёт системы сбора и подготовки скважинной продукции, подбор методов увеличения нефтеотдачи и других технологий воздействия на продуктивный горизонт. Целью данной курсовой работы является расчёт технологических показателей участка Ярактинского месторождения по модели непоршневого вытеснения нефти водой «метод Баклея-Леверетта». На основе полученных результатов сделать вывод и обосновать метод увеличения нефтеотдачи пласта в условиях высокой обводненности продукции скважин. Для достижения цели работы были поставлены и решены следующие задачи: Сбор и оценка геолого-физической характеристики залежи и насыщающих пласт флюидов Ярактинского месторождения. Оценка текущего состояния разработки залежи Ярактинского месторождения. Краткое математическое описание процесса непоршневого вытеснения нефти водой и расчет технологических показателей участка Ярактинского месторождения. Краткое описание метода увеличения нефтеотдачи пласта в условиях высокой обводненности продукции скважин. 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЯРАКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И СВОЙСТВА НАСЫЩАЮЩИХ ПЛАСТ ФЛЮИДОВ.Геолого-физическая характеристика месторождения Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районов Иркутской области (рисунок 1.1). [1]  Рисунок 1.1- обзорная схема Ярактинского НГКМ В 2014 г. по месторождению по ярактинскому горизонту был выполнен оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа, результаты утверждены Федеральным агентством по недропользованию. В 2015г. уточнены запасы углеводородов (УВ) по залежи. Итоговые запасы (балансовые/извлекаемые), согласно выполненной оценке: запасы нефти категории  составляют 98 647/47 563 тыс.т, категории  – 12 667/6 105 тыс.т.; извлекаемые запасы растворенного газа категории – 8 118 млн. , категории – 1 061 млн.  Запасы свободного газа газовой шапки плюс свободный газ в целом по месторождению в сумме по категориям В + составляют 48 541 млн. , в том числе по категориям – 44 732 млн. , по категории – 3 809 млн. . Запасы конденсата в целом составляют 9 068 тыс. т. по месторождению, по категории – 8 340/ 4 920 тыс. т, по категории – 728/430 тыс. т, КИК 0,59. Геологическое строение Ярактинского месторождения изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. В геологическом строении рассматриваемого района принимают участие породы архей-протерозоя, палеозоя и кайнозоя. Породы осадочного чехла полностью вскрыты на Ярактинской площади всеми пробуренными скважинами. С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения пробурено 49 скважин, 28 из которых - продуктивны. Толщина осадочной толщи составляет от 2570 м до 2740 м. Породы кристаллического фундамента вскрыты всеми разведочными скважинами, и представлены гранитами, грано-диоритами темно-серыми, розовато– и зеленовато-серыми, в меньшей мере сланцами хлоритово- серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Толщина вскрытой части фундамента достигает 37 м. Возраст пород фундамента по данным калий–аргонового метода датируется как среднепротерозойский. Ярактинский горизонт литологически почти во всех скважинах месторождения представлен двумя пластами: песчаником с содержанием известняка и доломита, и карбонатным пластом, преимущественно сложенным доломитом.  Рисунок 1.2 – Фрагмент сводного литолого-стратиграфического разреза Ярактинской площади [3]. В таблице 1.1 приведены параметры продуктивных пластов Ярактинского месторождения [6,7].
В таблице 1.2 представлены обобщённые результаты ГДИ по скважинам нефтяной части Ярактинского месторождения [6].
1.2. Состав и свойства нефти и растворенного газа. Результаты комплексных исследований по составу и физико- химическим свойствам глубинных проб нефти и растворенного газа Ярактинского месторождения, характеристики флюидов приведены в таблицах 1.3-1.4. [2]. Таблица 1.3 - Основные результаты исследования нефти ярактинского горизонта (скв. № 243) [6].
Таблица 1.4 - Компонентный состав газа и нефти однократная сепарация при 20 ОС и атмосферном давлении [6].
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||