курсовой проект. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения
 Скачать 2.64 Mb.
|
|
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1. Этапы проектирования Ершового месторождения Ершовое месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1986 года. На основании «Дополнительной записки к Технологической схеме разработки», составленной ПермьНИПИнефть (протокол ЦКР Миннефтепрома СССР № 1182 от 18.02.1986 г.), введен в разработку объект ЮВ1. Дополнительной запиской предусматривалось: трехрядная блоковая система разработки с шириной блока 1620 м и расстоянием между скважинами 400х400 м; расстояние между нагнетательными скважинами 200 м, плотность сетки скважин - 16,4 га/скв; использование сеноманской воды в качестве вытесняющего агента, давление нагнетания 18 МПа; бурение 955 скважин, из них добывающих - 487, нагнетательных - 248, резервных - 220; для организации водоснабжения системы ППД предполагалось пробурить 20 водозаборных скважин на сеноманский горизонт ПК В 1988 году на основании «Проекта пробной эксплуатации», составленного НижневартовскНИПИнефть, начал разрабатываться объект БВ10 (протокол ЦКГР ГТНГ № 148 от 03.03.1988 г.). Проектом предусматривалось: трехрядная система разработки с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м; внутриконтурная система поддержания пластового давления с разрезанием на блоки; давление на устье нагнетательных скважин - 16 Мпа; механизированный способ эксплуатации скважин; бурение 77 скважин, из них добывающих - 54, нагнетательных - 23. Первоначальный проектный фонд скважин (1072 ед.) месторождения с момента вступления в действие вышеперечисленных проектных документов претерпел ряд изменений и дополнений (протоколы ЦКГР ГТНГ № 143 от 17.02.1988 г., № 172 от 19.08.1988 г., № 264 от 02.08.1990 г., протоколы ГТС НГДУ №№ 9, 10, 11 от 1990-1991гг.). Это связано с уточнением геологического строения залежей нефти, их размеров, местоположения, объема и структуры балансовых и извлекаемых запасов нефти. С учетом внесенных корректив проектный фонд по объекту ЮВ1 на 01.01.1992 г. составил 858 скважин (в том числе 3 разведочных и 5 поисковых). Объем буровых работ в первые годы разработки месторождения превышал проектные показатели. С одной стороны, это обуславливалось требованиями правительственных организаций о наращивании объемов нефтедобычи. С другой стороны, динамика буровых работ способствовала реализации принятых в 1988 году решений по усилению зон стягивания в создаваемых блоках разработки путем размещения дополнительных скважин в наиболее продуктивных частях залежи горизонта ЮВ1. Таким образом, согласно протоколу ЦКГР ГТНГ № 143 от 17.02.1988 г. на месторождении предусматривалось: переход на пятирядную систему разработки с сохранением ранее принятой шириной блока 1620 м и с плотностью сетки скважин 8-10 га/скв. приконтурное заводнение в северной части месторождения. С 1999 года месторождение разрабатывается в соответствии с «Проектом разработки Ершового нефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 2631 от 01.09.2000г.), составленным специалистами СибНИИНП в связи с переоценкой запасов нефти и газа в 1995 году (протокол № 319 ДСП от 28.04.1995 г.). Основные проектные решения: Выделение двух эксплуатационных объектов разработки: ЮВ1 и БВ10. Уточненный проектный фонд - 924 скважины, в том числе 55 водозаборных. Переход в течение 2005-2009 года на блочную систему разработки объекта ЮВ1, путем перевода 41 добывающей скважины под нагнетание. Добыча нефти 2005 г : 480 тыс.т , 2009 г : 440 тыс.т. Объем ГТМ в течение 2005-2009 года 882 скважино-операций, в том числе 417 на добывающем фонде и 465 на нагнетательном фонде. Организация, начиная с 2002 года, физико-химического воздействия на пласт путем закачки малообъемных оторочек (1454 за весь период). В период с 2005 по 2009 год организация закачки большеобъемных оторочек нефтевытесняющих составов через КНС. О выполнении проектных решений можно сказать следующее: На месторождении сформирована пятирядная система разработки. Фактически по состоянию на 01.01.2009 года на месторождении пробурено 920 скважин. Проектный фонд реализован. Добыча нефти − 478,2 тыс.т. (2005 г) − 340,1 тыс.т. (2009 г) В течение 2005-2009 года на месторождении проведено 310 ГТМ на добывающем и на нагнетательном фонде. Закачка предусмотренных малообъемных оторочек не проводилась. Проводилась закачка большеобъемных оторочек продукта БП-92 через КНС в 2005 и 2006 годах в объеме 7 420 м3 и 6 340 м3 соответственно. В целом по месторождению проектный фонд реализован практически полностью, максимальный уровень достигнут, проектные решения по объему ГТМ на добывающем и нагнетательном фонде выполнялись не в полной мере. Основные сведения о Ершовом месторождении сведены в таблице 3.1. Таблица 3.1 Краткие сведения о Ершовом месторождении
2.2. Балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа Впервые начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа в отложениях верхней юры (пласт ЮВ1) были утверждены ГКЗ СССР 21.12.1984 г. (протокол № 9631), соответственно, в количестве 96820/43651 тыс. т. и 6099/2750 млн. м3 по категории С1 и С2. Подсчет запасов базировался на данных 17 разведочных скважин. На рассмотрение ГКЗ представлялись также балансовые запасы нефти по ачимовской толще (пласты БВ20-22) в количестве 102704 тыс. т. и извлекаемые - 31257 тыс. т. по категории С1, от утверждения которых Комиссия воздержалась. Первоначальные запасы нефти по пласту БВ10 на момент начала составления проекта пробной эксплуатации объекта (01.01.1986г.) были оперативно подсчитаны Главтюменьгеологией и составляли: балансовые запасы нефти категории С1 - 4278 тыс. т, С2 - 2140 тыс. т; извлекаемые запасы нефти категории С1 - 1711 тыс. т, категории С2 - 856 тыс. т. Эти запасы нефти в ГКЗ не утверждались16. После разбуривания месторождения по эксплуатационной сетке и его шестилетней разработки институтом СибНИИНП была выполнена переоценка балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа по продуктивному горизонту ЮВ1, пластам БВ19-22 и пласту БВ10 [3]. Подсчет балансовых запасов нефти по объектам производился дифференцированно по нефтяной и водонефтяной зонам. Подсчетные параметры определялись промыслово-геофизическими и лабораторными методами. По степени изученности продуктивных пластов запасы нефти и газа классифицированы по категориям В, С1 и С2. По категории В классифицированы запасы нефти продуктивного горизонта ЮВ1, который почти полностью разбурен по эксплуатационной сетке скважин. По пласту БВ10, подсчитаны запасы нефти по категориям С1 (южная залежь) и С2 (северная залежь). По пластам ачимовской толщи в районе опробованных скважин выделены запасы нефти категории С1. В таблице 3.2 приведены подсчетные параметры и балансовые запасы нефти и газа, которые были утверждены протоколом № 319 ДСП от 28 апреля 1995 г. Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Минприроды России. Центральная залежь. Площадь залежи – 0,931 км2. Тип залежи – пластовый сводовый. Начальные балансовые запасы нефти по залежи (категория С2) составляют 114 тыс.т. Подсчетные параметры при подсчете запасов по данной залежи соответствуют утвержденным в ГКЗ в 1995 г (по соответствующему пласту и категории)17. В табл.3.3 приведены подсчетные параметры и балансовые запасы нефти и газа, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.2009 г. Из таблицы видно, что изменения (относительно утвержденных в ГКЗ) коснулись только величины балансовых и извлекаемых запасов в связи с выявлением новой залежи нефти в пласте БВ10. Подсчетные параметры не изменились. Таблица 3.2. Сводная таблица подсчетных параметров и балансовых запасов нефти и растворенного газа Ершового месторождения, утвержденные ГКЗ РФ в 1995 г.
Таблица 3.3 Сводная таблица подсчетных параметров и балансовых запасов нефти и растворенного газа Ершового месторождения, числящихся на балансе РГФ РФ (по состоянию на 1.01.2009г.)
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||