нефть. сибирский федеральный университет институт нефти и газа
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
Запасы нефти и газа По величине извлекаемых запасов нефти рассматриваемое месторождение относится к категории крупных. По сложности геологического строения входит в число объектов второй группы, характеризующихся невыдержанностью толщин продуктивных пластов, изменчивостью параметров, наличием различных литологических экранов. Запасы находящиеся на балансе АО «Ванкорнефть» представлены в таблице 1.3. Таблица 1.3 - Запасы нефти по пластам
Процентное содержание запасов по пластам Ванкорского месторождения представлено на рисунке 1.3.  Рисунок 1.3 - Процентное содержание запасов по пластам ГКЗ РФ были утверждены коэффициенты извлечения нефти для каждого из объектов. Значения КИН приведены в таблице 1.4. Таблица 1.4 - Значения КИН по пластам
Технологическая часть Ванкорское месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию в августе 2009 года. В настоящее время осуществляется его активная разработка согласно технологической схемы разработки. В соответствии с планом работ по освоению Ванкорского месторождения, его разбуривание эксплуатационным фондом скважин началось в 2006 г., параллельно с работами по строительству магистрального нефтепровода, призванного обеспечить внешний транспорт нефти. К моменту ввода месторождения в эксплуатацию было пробурено и обустроено порядка 35 % проектного фонда скважин основных объектов разработки Як II-VII и Hx III-IV. Нефтегазовая залежь в пласте Нх-III-IV является объектом самостоятельного освоения. Горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины имеют длину ствола 1000 м. Расстояние между рядами скважин и скважинами в ряду 1000 м. Общее количество скважин по проекту - 72, в т. ч., 42 горизонтальных добывающих, 20 горизонтальных водонагнетательных, 6 вертикальных водонагнетательных и 3 вертикальных газонагнетательных. Запасы залежи пласта Нх-I составляют менее 7% запасов месторождения, конфигурация ее контуров практически совпадает с конфигурацией контуров залежи пласта Нх-III-IV, поэтому данная залежь разрабатывается как объект совместно-раздельной разработки и как объект освоения возвратным фондом скважин. В общем объеме выявленных на месторождении запасов нефти на нефтегазовую залежь пласта Як-II-VII приходится более 60%. Залежь разрабатывается как самостоятельный объект, разбуриваемый собственной сеткой скважин. Горизонтальные добывающие скважины с длиной ствола 1000 м, вертикальные нагнетательные скважины. Расстояние между рядами скважин и скважинами в ряду 1000 м. Общее количество скважин по проекту - 147, в т. ч., 95 горизонтальных добывающих 47 вертикальных водонагнетательных и 5 вертикальных газонагнетательных. Теоретические и экспериментальные исследования, а также промысловые наблюдения свидетельствуют о том, что при залегании нефти в виде слоя, подстилаемого водой и перекрытого газом для предотвращения быстрого прорыва газа необходимо использовать горизонтальные добывающие скважины и эксплуатировать их при небольших депрессиях. При этом важно для предотвращения расширения газовой шапки осуществлять с самого начала разработки заводнение пласта со 100 %-ной компенсацией отбора пластовых флюидов. Для организации системы ППД на Ванкорском месторождении на начальном этапе в качестве рабочего агента используется вода водоносного насоновского горизонта, с последующим переходом на закачку сточной воды. Учитывая необходимость 100 %-ной утилизации добываемого на месторождении газа и отсутствие на начальном этапе освоения месторождения условий для его дальнейшего транспорта, используется углеводородный газ для целей ППД путем его обратной закачки в газовые шапки пластов Нх-III-IV и Як- II-VII. Значения основных коэффициентов по объектам разработки представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 - Значения основных коэффициентов по объектам разработки
 Рисунок 2.1 -Динамика основных технологических показателей разработки. 2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения Динамика основных технологических показателей показана на рисунке По рисунку 2.1 заметно, что в начале промышленной разработки месторождения, добыча жидкости и нефти была примерно на одном уровне, но уже в следующих годах разница между уровнем добычи жидкости и нефти увеличивается. Это связано с ростом обводненности продукции. Часто рост обводненности продукции связан с крайне неоднородной структурой пластов и форсированным отбором жидкости, вследствие которых происходит ранний прорыв пластовой воды в скважину. Следует заметить уменьшение доли добычи нефти фондом ФОН с каждым годом. Это часто обусловливается переводом скважин фонда ФОН на механизированный способ добычи, по причине достижения критической обводненности, при которой пластовой энергии не хватает для поднятия флюида на поверхность. Вследствие этого идет увеличение фонда скважин Основные показатели разработки Ванкорского месторождения представлены в таблице 2.2. Таблица 2.2 - Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.04.2015 года
На месторождении на 01.04.2015 года в эксплуатационном фонде 609 скважин, из них нефтяных скважин 399, 108 нагнетательных, газовых 22 единицы, водозаборных 80 единиц. Проведем сравнение проектных и фактических показателей за анализируемый год. Результаты сравнения представлены в таблице 2.3. Таблица 2.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки
За 2013 год добыто нефти и конденсата: 17 424,39 тыс. т (проект), 17 430,89 тыс. т (факт, отклонение + 0,04 %), и жидкости 27 836,59 тыс. т (проект) тыс. т, 27 467,48 тыс. т (факт, отклонение - 1,33 %). Закачано воды 24 234,96 тыс. м3( проект), 23 110,57 тыс. м3 (факт, отклонение - 4,87 %). Добыча газа: 5 372,358 млн.н.м3 (проект), 4 953,659 млн.н.м3 (факт, отклонение - 8,45 %). Построим графики динамики основных фактических и проектных показателей разработки, который отразим на рисунке 2.2.  Рисунок 2.2 - График динамики основных фактических и проектных показателей добычи нефти и жидкости Как видно из таблицы и графиков отклонения фактических значений от проектных в пределах допустимого практически для всех показателей. Отклонение в добычи или закачке возникали в основном по причине невыполнения плана бурения или же его перевыполнения. Поэтому выработку запасов нефти можно считать равномерной, а технологическая эффективность разработки на высоком уровне. Только у закачки воды в 2009, 2010 годах разница между фактическими и проектными значениями достигает больших значений. Это связано с тем, что ввод системы ППД был отложен для переоценки активности законтурных вод. Пробуренные по проекту нагнетательные скважины отрабатывались на нефть. Выполняемый комплекс мероприятий по контролю за разработкой позволил провести мониторинг энергетического состояния залежей, оптимизировать систему заводнения по объектам разработки и объемы закачки. Ввод системы ППД начат в июне 2010г | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||