Разработка. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.76 Mb.
|
Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.
ВЫВОДЫ Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области. Пласт Б2 представляет собой пластовую, сводовую залежь, он приурочен к верхней пористой части отложений бобриковского горизонта. Тип пород - коллекторов терригенный.. Среднее значение проницаемости 1,979 мкм2, среднее значение пористости 0,21 долей ед., начальная нефтенасыщенность – 0,94 долей ед.Вязкость нефти в пластовых условиях составляет – 30,5 мПа∙с, содержание парафина в нефти – 3,72%, серы – 3,59 %. Балансовые запасы нефти составляют 4269 тыс. т, извлекаемые – 2391 тыс. т, утвержденный КИН по залежи равен 0,56, остаточные балансовые запасы нефти – 2057 тыс. т, газа – 28,6 млн. м3, извлекаемые запасы нефти составляют 180 тыс. т, газа – 2,5 млн. т. 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Основные решения проектных документов по пласту Б2 Красногородецкого месторождения. Как уже отмечалось ранее, месторождение открыто в 1979 году, введено в промышленную разработку в 1990 году. С 1984 года по месторождению было выполнено 6 проектных технологических документов, последними из них являются “Проект разработки Красногородецкого месторождения”, выполненный институтом “Гипровостокнефть” и утвержденный ЦКР МЭ РФ (протокол №3046 от 27.08.03.), и “Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения” (протокол №3447 от 12.10.2005) выполненный в 2005 году ОАО “Гипровостокнефть”). В 1981 году институтом «Гипровостокнефть» подсчитаны запасы нефти и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 9082 от 22.10.82.). На основании утвержденных запасов в 1984 году институтом «Гипровостокнефть» составлена технологическая схема разработки, в которой предлагалось пласт Б2 ввести в эксплуатацию в 1986 году тремя разведочными скважинами, а с 1989 года разбурить по сетке 300300 м с внедрением площадного заводнения по обращенной семиточечной схеме. Всего на пласт Б2 планировалось пробурить 17 добывающих и 5 нагнетательных скважин. В 1989 году ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнено дополнение к технологической схеме, в котором изменились только сроки ввода месторождения в разработку и сроки разбуривания. В 1991 году институтом «Гипровостокнефть» составлена технологическая схема для пласта Б2, в котором, при сохранении ранее предложенной системы разработки планировалось: кустовое разбуривание; использование для закачки воды окского надгоризонта и серпуховского яруса; при разбуривании каждого куста бурение одной водозаборной скважины для закачки из скважины в скважину; воздействие на пласт с помощью полимерных композиций. С учетом особенностей разработки залежей с высоковязкими нефтями пласт Б2 предлагалось разрабатывать 32 добывающими и 15 нагнетательными скважинами с применением термального воздействия по схеме, предложенной в работе. Для этого предлагалось пробурить 16 водозаборных скважин. При составлении проекта разработки в 2003 году выявлено, что утвержденные ГКЗ запасы по пласту Б2 занижены и в рамках проекта разработки был пересчитан КИН и соответственно извлекаемые запасы нефти, которые в 2003 году утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол № 3046 от 27.08.2003), и числятся на Государственном балансе по состоянию на 01.01.2005 года. Следующим проектным документом являлся “Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения” (протокол №3447 от 12.10.2005) выполненный в 2005 году ОАО “Гипровостокнефть”. В настоящее время месторождение эксплуатируется согласно «Дополнению к проекту разработки Красногородецкого месторождения», выполненному институтом «СамараНИПИнефть» в 2008 году. 2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации Анализируемый пласт Б2 введен в разработку в декабре 1990 года двумя разведочными скважинами: №№ 10, 14. Процесс разработки Красногородецкого месторождения можно условно разделить на 3 стадии: 1 стадия (1990 – 2002 годы) - введение месторождения в эксплуатацию, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть. Разработка пласта Б2, как было упомянуто выше, началась с 1990 году двумя разведочными скважинами. В 1993 году добурили еще одну разведочную. Годовая добыча нефти при разведочных скважинах менялась от 0,016 до 15, 3 тыс. т. Дебит нефти - от 8 до 21, 4 т/сут. Эксплуатационное разбуривание согласно техсхеме начато в 1994 году. Разбуривание пласта Б2 продолжалось в течение 1994-1998 годов. Фонд скважин на конец первой стадии составлял 33 добывающих скважины и 2 нагнетательных. Добыча нефти при эксплуатационных скважинах менялась от 43, 177 до 239,658 тыс. т. , дебит нефти - от 6 до 30,9 т/сут. Закачка воды началась в 2002 году двумя нагнетательными скважинами. Их приемистость составила 46, 3 м3/сут. К концу первой стадии накопленная добыча нефти составила 933 тыс. т, накопленная добыча жидкости – 1213 тыс. т. Степень выработки запасов составила 35, 3%, обводненность добываемой продукции – 31,9%. Близкие значения степени выработки и обводненности показывают, что разработка велась достаточно эффективно. 2 стадия (2003 год) - стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год, что обуславливается высокой вязкостью добываемой продукции. На этой стадии добыча нефти была максимальный и составляла 304,9 тыс. т. Фонд добывающих скважин составлял 30 единиц, нагнетательных – 4. (Две добывающих скважины перевели под нагнетание, одну – в консервацию). К концу второй стадии накопленная добыча нефти и жидкости составила 1297,9 тыс.т и 1828,23 тыс.т соответственно. Степень выработки от начальных извлекаемых запасов –46,1 %, при обводненности 50,4%. 3 стадия (2004 – 2012 годы) характеризуется падающей добычей нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. С 2004 года залежь вступила в третью стадию разработки. Она характеризуется снижением добычи нефти. За год добыча значительно упала и составила 160,3 тыс.т. В связи этим наблюдается значительное снижение других показателей. Среднесуточный дебит нефти упал с 31,9 т/сут до 20,7 т/сут, а степень выработки увеличилась с 46,1 % до 61,1 %. Увеличилась закачка воды, составившая к концу года 559,5 тыс.м3. К концу 2011 года фонд добывающих скважин составил 24 единицы, нагнетательных - 6 единиц. Накопленная добыча нефти составила 2211 тыс.т, жидкости – 8188,5 тыс.т, степень выработки от начальных извлекаемых запасов – 78,5 %, при обводнености продукции 94,1%. Третья стадия длится до сегодняшнего дня. График разработки пласта Б2 представлен на рисунке 2.1. Технологические показатели разработки представлены в таблице 2.1. График разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения на 01.01.2012 года  Рис. 2.1.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||