Главная страница

Разработка месторождений нефти. Разработка.Марченко. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений


Скачать 2.61 Mb.
НазваниеКурсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
АнкорРазработка месторождений нефти
Дата19.01.2023
Размер2.61 Mb.
Формат файлаdocx
Имя файлаРазработка.Марченко .docx
ТипКурсовой проект
#893934
страница5 из 11
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
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 300´300 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.

Таблица 2.1.




Технологические показатели разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения














































Годы

Действующий

Годовая добыча, тыс.т

Обводн.

Среднесуточный

Накопленная добыча, тыс.т

Годовая добыча в пласт.усл., тыс.м3

 

фонд скважин

пов.

дебит, т/сут

 

всего

в т. ч.

нефти

воды

жидко-

весовая,

нефти

жидко-

нефти

воды

жидкости

нефти

воды

жидко-

 

 

совм-х

 

 

сти

%

 

сти

 

 

 

 

 

сти

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1990

2

0

0,016

0

0,016

0

8

8

0,016

0

0,016

0,018

0,000

0,018

1991

2

0

11,074

0,538

11,612

4,6

16,7

17,5

11,09

0,538

11,628

12,735

0,000

12,735

1992

2

0

12,302

0,731

13,033

5,6

17

18

23,392

1,269

24,661

14,147

0,000

14,147

1993

3

0

15,626

0,281

15,907

1,8

21,4

21,8

39,018

1,55

40,568

17,970

0,000

17,970

1994

15

0

43,177

1,759

44,936

3,9

12,2

12,7

82,195

3,309

85,504

49,654

0,000

49,654

1995

18

0

52,048

2,413

54,461

4,4

8,7

9,1

134,243

5,722

139,965

59,855

0,000

59,855

1996

22

0

65,467

5,66

71,127

8

8,9

9,7

199,71

11,382

211,092

75,287

0,000

75,287

1997

30

0

78,4

10,954

89,354

12,3

8,6

9,8

278,11

22,336

300,446

90,160

0,000

90,160

1998

35

0

88,62

7,672

96,292

8

7,2

7,8

366,73

30,008

396,738

101,913

0,000

101,913

1999

35

0

89,639

13,222

102,861

12,9

7,3

8,3

456,369

43,23

499,599

103,085

0,000

103,085

2000

35

0

97,095

18,244

115,339

15,8

7,9

9,4

553,464

61,474

614,938

111,659

0,000

111,659

2001

35

0

199,906

47,094

247

19,1

16

19,8

753,37

108,568

861,938

229,892

0,000

229,892

2002

33

0

239,658

112,081

351,739

31,9

20,9

30,6

993,028

220,649

1213,677

275,607

0,000

275,607

2003

30

0

304,916

309,638

614,554

50,4

31,9

64,3

1297,944

530,287

1828,231

350,653

0,000

350,653

2004

31

0

260,96

541,392

802,352

67,5

27,3

83,9

1558,904

1071,679

2630,583

300,104

0,000

300,104

2005

30

0

160,3

454,713

615,013

73,9

20,7

79,5

1719,204

1526,392

3245,596

184,345

0,000

184,345

2006

28

0

128,985

637,227

766,212

83,2

15,1

89,5

1848,189

2163,619

4011,808

148,333

0,000

148,333

2007

29

0

106,462

765,271

871,733

87,8

12,9

105,9

1954,651

2928,89

4883,541

122,431

0,000

122,431

2008

27

0

84,673

796,69

881,363

90,4

10,4

107,8

2039,324

3725,58

5764,904

97,374

0,000

97,374

2009

26

0

67,594

778,647

846,241

92

8,8

109,6

2106,918

4504,227

6611,145

77,733

0,000

77,733

2010

24

0

58,375

745,734

804,109

92,7

7,9

108,9

2165,293

5249,961

7415,254

67,131

0,000

67,131

2011

24

0

45,709

727,576

773,285

94,1

6

101,2

2211,002

5977,537

8188,539

52,565

0,000

52,565
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


написать администратору сайта