Да. Реферат выпускная

• Название: Реферат выпускная
• Дата: 20.06.2022
• Размер: 0.75 Mb.
• Имя файла: vkr_moskalyuk_a.a._.docx
• Тип: Реферат; #605705
• страница: 15 из 31

Сведения о разработке месторождения

1. Основные этапы проектирования разработки месторождения

В 1999 г. СП «Енисейнефть» составило «Технико-экономическое обоснование разработки Ванкорского месторождения на условиях СРП» (протокол ЦКР Роснедра от 25.02.1999 г. №2341).

В 2006г. специалистами ОАО «НК «Роснефть», Корпорацией

«Шлюмберже Лоджелко Инк» и Компанией «ПетроАльянс Сервисиз Компани Лимитед» подготовлена и защищена «Технологическая схема

разработки Ванкорского месторождения» (протокол №3662 ЦКР Роснедра от 01.06.2006).

В 2008 г. специалистами Компании «ПетроАльянс Сервисиз Компани Лимитед» выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки» (протокол ЦКР Роснедра №4307 от 22.05.2008 г.).

В 2008 г. подготовлены и защищены «Подсчет запасов Ванкорского месторождения» (ЗАО «КРАСНОЯРСКГЕОФИЗИКА») и «ТЭО КИН

Ванкорского месторождения» (ООО РН-УфаНИПИнефть) (протокол ГКЗ Роснедра №1761 от 31.10.2008 г.)

Основные проектные решения в части разработки утверждены в Технологической схеме 2006 г. В проектном документе было выделено три объекта разработки - Як-II-VII (газонефтяная залежь), Нх-III-IV (нефтегазоконденсатная залежь), Нх-I (нефтяная залежь). По эксплуатационному объекту Як-II-VII принята самостоятельная блочно- квадратная система размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального ствола 1000 м, по объектам Нх-I и Нх-III-IV принята самостоятельная однорядная треугольная система размещения горизонтальных скважин с длиной ствола и расстоянием между скважинами 1000 м, предлагалась совместно-раздельная эксплуатация пластов Нх-I и Нх-III-IV, фонд скважин за весь период разработки – 250 ед, в т.ч. горизонтальных добывающих – 137 ед., нагнетательных – 73 ед., газонагнетательных – 9 ед., водозаборных – 31 ед.

В 2009 г. принят действующий проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», выполненный ООО «РН-УфаНИПИнефть» и уточняющий технологические решения и уровни добычи УВ (протокол №4540 ЦКР Роснедра от 19.03.2009).

Целью «Дополнения к технологической схеме разработки» являлась разработка Программы исследований добывных возможностей скважин в период до начала промышленной разработки, а также комплексных гидродинамических исследований для получения новой информации о коллекторских и физических свойствах пластов и пластовых флюидов.

Основные проектные решения протокола ЦКР Роснедра №4540 от 19.03.2009 г.:

Выделение шести эксплуатационных объектов: двух нефтяных: Сд-IX и Нх-I, газонефтяного Як-III-VII, нефтегазоконденсатного Нх-III-IV, двух газовых: Дл-I-III и Як-I-II. Разработка нефтяных объектов с поддержанием пластового давления; газовых объектов на естественном режиме.

Основные технологические показатели, максимальные проектные уровни:

добычи нефти – 25208,5 тыс.т. (2017 г.);

добычи газового конденсата –322,1 тыс.т. (2015 г.); добычи жидкости – 54291,3 тыс.т. (2031 г.); закачки воды – 61720,0 тыс.м³ (2020 г.);

добычи свободного газа – 4121,34 млн.м³ (2023 г.);

добычи растворённого газа – 6897,0 илн.м³ (2013 г.); использования растворённого газа – не менее 98% (2012 г.).

Системы размещения скважин: объект Сд-IX – радиальная схема размещения горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1000 м); объект Нх-I – однорядная схема размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального участка 1000 м; объект Як-III-VII – блочно-квадратная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000м; объект Нх-III-IV – однорядная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка 1000 м; объект Дл-I-III – избирательная схема размещения скважин; объект Як-I-II – избирательная схема размещения скважин.

Общий фонд скважин – 557, в т.ч. добывающих 261 (из них горизонтальных – 252, 9 вертикальных, вводимых из консервации), нагнетательных – 174 (из них горизонтальных – 62, наклонно-направленных нагнетательных – 112), газовых – 21, газонагнетательных – 6, водозаборных – 76, наблюдательных – 10. Бурение 169 боковых стволов. Накопленная

добыча нефти – 520 147 тыс.т.

Достижение КИН по месторождению по категории ВС₁ – 0,436, в таблице 2 представлены КИНы по объектам.
Таблица 2 - Значение КИН для объектов Ванкорского месторождения

Объект	КИН	Кохв	Квыт
Як-III-VII	0,462	0,875	0,528
Нх-I	0,371	0,851	0,436
Нх-III-IV	0,407	0,786	0,518
Сд-IX	0,323	0,654	0,494

В 2008 году в связи с изменением геологического строения по результатам бурения скважин выполнен оперативный пересчет запасов нефти и газа и утверждены ГКЗ Роснедра (протокол №1761-дсп от 31.10.2008 г.) геологические и извлекаемые запасы углеводородов (нефти, конденсата, растворенного газа, газа газовых шапок и свободного газа). В ТЭО КИН приняты коэффициенты извлечения нефти: Як-III-VII - 0,462, Сд-IX - 0,323, Нх-I - 0,371, Нх-III-IV- 0,407, в целом по месторождению – 0,434.

В 2010 году выполнен оперативный пересчет запасов нефти и газа Ванкорского НГКМ, в котором зафиксировано существенное снижение геологических запасов нефти по основым объектам разработки – пластам Як- III-VII и Нх-III-IV, основанное на результатах эксплуатационного бурения более двухсот новых скважин.

В 2011 году по результатам бурения и ввода в эксплуатацию скважин, исследований ГИС пилотных и транзитных стволов с учетом результатов исследвоаний керна, проведенных в 2011 году, проведена корректировка

принятых моделей, выполнен оперативный подсчет запасов и утвержден Роснедра (протокол №18/136-пр от 20.02.2012 г.).

В 2011 году принят действующий проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», выполненный ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» (протокол ЦКР Роснедра

№ 5299 от 23.12.2011 г.).

В 2012 году по результатам эксплуатационного бурения и ввода в эксплуатацию скважин в северной части залежи произошло изменение в состоянии категорийности запасов по объектам Нх-I и Нх-III-IV и выполнен оперативный подсчет запасов утвержденный Роснедра (протокол №18/136-пр от 20.02.2012 г.).

В 2012 году принят корректирующий проектный документ

«Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», выполненный ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» (протокол ЦКР Роснедра № 5462от 15.11.2012 г.).

Решения ДТСР 2012 года соответствуют проектным решениям ДТСР 2011 года. Корректировки, внесенные в объем добычи свободного газа объекта разработки Дл-I-III в 2012 году, продиктованы увеличением потребления газа на собственные нужды, а именно на выработку электроэнергии.

Основные проектные решения:

выделение шести эксплуатационных объектов: двух нефтяных: Сд-IX и Нх-I, газонефтяного Як-III-VII, нефтегазоконденсатного Нх-III-IV, двух газовых: Дл-I-III и Як-I-II:

разработка нефтяных объектов с поддержанием пластового давления; газовых объектов на естественном режиме;

максимальные проектные уровни:

добычи нефти- 25170 тыс.т. (2016г.)

добычи газового конденсата-348 тыс.т. (2013г.) добычи жидкости- 60906 тыс.т. (2036г.) закачки воды- 64036 тыс.м3 (2018г.)

закачка газа- 2500 млн.м³ (2013г.)

добычи свободного газа- 2666 млн.м³ (2018г.)

добычи газа из газовых шапок- 4235 млн.м³ (2016г.) добычи растворённого газа- 2725 млн.м³ (2016г.)

использование растворённого газа – не менее 95% (2014г.)

системы размещения скважин: объект СД-IX (радиальная схема размещения горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1000 м); объект Нх-I (однорядная схема размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального участка 1000 м); объект Як-III-VII (блочно-квадратная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м, по северной части предполагается уплотнение до 700 м при длине ствола 700 м); объект Нх-III-IV (однорядная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина

горизонтального участка 1000 м); объект Дл-I-III (избирательная схема размещения скважин с длиной ствола 300 м); объект Як-I-II (избирательная схема размещения скважин, за счет перевода скважин с нижележащего объекта Як-III-VII).

Общий фонд скважин – 586, в т.ч. добывающих 311 (все горизонтальные), нагнетательных – 161 (из них горизонтальных – 51), газовых – 22, газонагнетательных – 6, водозаборных – 76, наблюдательных – 10.

Накопленная добыча нефти – 481718 тыс.т. Достижение КИН по месторождению по категории ВС₁ – 0,436.