Анализ разработки Ванкорского месторождения. Научно исследовательская работа анализ разработки Ванкорского месторождения тема Преподаватель А. А. Азеев подпись, дата инициалы, фамилия Студент гб1803Б, 081618795 О. Б. Вайчишина
 Скачать 0.85 Mb.
|
Анализ основных показателей разработки Ванкорского месторожденияПромышленная разработка Ванкорского нефтегазового месторождения началась в 2009 году. Динамика основных показателей разработки за первые пять лет представлена на (рис.10).  Рисунок 10 – Динамика основных показателей разработки Ванкорского месторождения за первые пять лет В первый год промышленной разработки добыча нефти и добыча жидкости были равны, но уже со второго года начался рост обводненности добываемой продукции из-за высокой степени неоднородности продуктивных пластов и форсированными отборами, в результате которых вода прорвалась к забоям добывающих скважин. Затем началась активная закачка рабочего агента в пласт по системе поддержания пластового давления, в результате чего также образовались очаги прорыва закачиваемой воды к забоям добывающих скважин по более проницаемым пропласткам. На начальном этапе разработки, многие добывающие скважины эксплуатировались фонтанным способом, позже, практически все добывающие скважины были оборудованы УЭЦН. Основные показатели разработки Ванкорского нефтегазового месторождения приведены в таблице 14. Таблица 14 – Основные показатели разработки Ванкорского нефтегазового месторождения по состоянию на 01.01.2018 г
Текущая добыча нефти и газового конденсата составляет 17,6 млн тонн/год, а пиковая добыча нефти и газового конденсата составила 22 млн тонн/год. Снижение уровня годовой добычи обусловлено ежегодным ростом обводненности продукции добывающих скважин, а также снижением отборов жидкости и закачки рабочих агентов в пласт с целью снижения темпов роста обводненности продукции добывающих скважин за счет преждевременного прорыва пластовой воды к забоям добывающих скважин. Текущая обводненность составляет 76,4 %. В среднем, дебит нефти одной добывающей скважины составляет 105 тонн/сут. а дебит жидкости 446 – тонн/сут. При текущем уровне добычи, запасов нефти и газового конденсата достаточно еще на 18,5 лет эксплуатации, но, несомненно, уровень добычи будет снижаться ежегодно, эксплуатация месторождения продолжится более длительный период. Динамика основных показателей разработки Ванкорского месторождения показана на (рис.11).  Рисунок 11 – Динамика основных показателей разработки Ванкорского месторождения. На текущий момент, Ванкорское нефтегазовое месторождение находится на третьей стадии разработки. Первая стадия разработки продолжалась до 2012 года, когда продолжалось активное эксплуатационное бурение основного фонда скважин. Стартовые дебиты скважин, отбиравших практически безводную нефть, были высокими, что привело к увеличению конечного проектного коэффициента извлечения нефти с 40,6 % до 43,6 %. В 2012 году месторождение перешло на вторую стадию разработки, когда основной эксплуатационный фонд скважин был пробурен и была полностью введена система ППД в эксплуатацию. Вторая стадия разработки продолжалась всего лишь три года. За это время были достигнут пиковый уровень добычи нефти и газового конденсата, составивший 22 млн тонн/год, однако затем началось плавное снижение уровня добычи нефти и газового конденсата за счет резкого роста обводненности продукции добывающих скважин, несмотря на форсированный отборы жидкости. Резкий рост обводненности объясняется преждевременным прорывом пластовой воды по более проницаем пропласткам к забоям добывающих скважин и форсированным отборам жидкости. Конечный проектный КИН был снижен до 43,4 %. В 2015 году месторождение перешло на третью стадию разработки. Характерной особенностью данной стадии является рост обводенности продукции добывающих скважин и снижении уровней добычи нефти и газового конденсата при увеличении отборов жидкости. Наибольшая опережающую обводненность наблюдается у эксплуатационных объектов Як-III-VII и Hx-III- IV. Причинами роста обводненности является ряд осложняющих факторов: наличие высокопроницаемых пропластков на объекте Як-III-VII; на одну нагнетательную скважину приходится более трех добывающих (интенсивность системы заводнения менее 1/3); наличие «суперколлектора» на участке объекта Hx-III-IV, а также наличие плохопроницаемых участков на объектах Hx-I и Hx- III, не вовлеченных в разработку на данный момент. Для снижения роста темпа обводненности были снижены объемы закачки и отборов жидкости, проводились ремонтно-изоляционные работы и выравнивание профилей приемистости. К 2018 году конечный КИН был снижен до 42,5 %. На данный момент, дальнейшая стратегия разработки месторождения предполагает: проведение дополнительного уплотняющего бурения скважин; включения в разработку плохопроницаемых участков эксплуатационных объектов Hx-I и Hx-III; проведение ремонтно-изоляционных работ для снижения обводенности продукции скважин и выравнивание профилей притока нагнетательных скважин; применение водогазового воздействия как метода увеличения нефтеотдачи. |