Диплом. Разработка_нефтяного_месторождения_StudentLib. Сут и газа дебитом 3,8 тыс м
 Скачать 1.52 Mb.
|
|
Базовый вариант. Трехрядная шахматная система разработки с расстоянием между рядами 500 м. между добывающими скважинами 1000 м. В данном варианте добыча нефти ведется 29 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 14 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной разработки заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. В третий год ОПР вводится система ППД. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 3 года, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 12 шт. в год. Максимальный уровень добычи нефти достигается в 8 году и составляет 142,5 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 17 год и составляет - 333,7 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 38 лет составляет 1257,2 тыс. тонн, с начала разработки - 1259,1 тыс. тонн с достижением КИН за весь период разработки 0,494 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 27,1 МПа. Конечная обводнённость составит 94,7%. График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по базовому варианту приведен на рис. 3.0. Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 14,2 до 92,2 т/сут, средняя приемистость до 112,9 м3 сут. Вариант 1. Площадная пятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год. Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 218 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1535,4 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1525,3 тыс. тонн, с начала разработки - 1527,1 тыс. тонн с достижением КИН 0,599 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 29,2 МПа. Конечная обводнённость составит 97,2%. График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 1 приведен на рис. 3.1. Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 29,5 до 415 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин - от 78,6 до 183,1 м3 сут. Вариант 2. Площадная пяти точечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. Во втором году планируется проведение исследований по закачке ПАВ на керне, с третьего года и до конца ОПР - опробование закачки ПАВ на скв. №№5 и 37. В четвертом и пятом годах ОПР на скв. №№3 и 4 планируется опробование технологии циклического воздействия на пласт. На добывающих скважинах №№6г. 7г. 8г. 9. 27 планируется провести работы по определению оптимального забойного давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год. Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 230,1 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1523,5 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1558.1 тыс. тонн, с начала разработки - 1590 тыс. тонн с достижением КИН 0,624 д. ед. Среднее пластовое давление на коней расчетного периода составляет 28,5 МПа. Конечная обводнённость составит 97,4%. График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 2 приведен на рис. 3.2. Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 22,8 до 425,1 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин - от 70,5 до 187,3 м3 сут. 3.2 Состояние разработки Северо - Останинского месторождения В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2010 году, в соответствии с проектом пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (протокол ЦКР Роснедра №4464 от 17.12.2008 г.). Выполненный и утверждённый 2008 г. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» проект пробной эксплуатации (ППЭ), предусматривался проведение пробной эксплуатации месторождения в течение с 01.10. 2010 по 01.012012 г., к реализации принят вариант со следующими решениями и технологическими показателями: система разработки: два элемента площадной 5-точечной системы разработки с расстоянием между скважинами в ряду 1000 м, между рядами 500 м; действующий фонд скважин участка пробной эксплуатации: всего - 11, добывающих - 9, из них: горизонтальных - 6, наклонно-направленных - 3, нагнетательных - 2; две скважины бурятся с отбором керна; в период пробной эксплуатации месторождения разработка залежи планировалась на трех опытных участках: на первом участке (район скв. №3Р) бурятся пять скважин, образующие 5-точечный элемент. Скважины вводятся в 2010 году; на втором участке (район скв. №5Р), также по 5-точечному элементу, бурятся еще пять скважин. Скважины вводятся в эксплуатацию в 2011 году; на участке в районе скв. №7Р бурится и вводится в эксплуатацию в 2011 году одна скважина. выбранные пятиточечные элементы системы разработки по результатам ППЭ могут быть трансформированы в проектную трехрядную систему разработки; максимальный проектный уровень добычи нефти на период пробной эксплуатации составлял 213,1 тыс. тонн. За период пробной эксплуатации из 11 добывающих скважин запланированных, пробурено всего 5 эксплуатационных скважин. В 2010 г. пробурено две наклонно-направленных скважины (№3 и 4). В 2011 г. пробурено три скважины, одна наклонно-направленная (№5) и две горизонтальных (№7г и 8г). Кроме того, из 5 пробуренных скважин, только 3 скважины дали промышленные притоки нефти (скв. №4, 5 и 7г), скважина №3 по результатам испытаний дала воду с пленкой нефти. В 2011 г. на скв. №3 был проведен кислотный ГРП, после чего скважина находилась в ожидании обустройства. Скважина №8 находилась в освоении. Добыча нефти на Северо-Останинском месторождении ведется с октября 2010 г. Объектом разработки является пласт М. В 2010 г. месторождение эксплуатировалось одной фонтанной скважиной №4 с дебитом 34,1т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.2). С октября по декабрь 2010 г. скважина №4 отработала всего 10,8 сут. В табл. 3.1 Приведены показатели добычи за 2010 г. Таблица 3.1 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2010 г
В январе 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №5 с дебитом безводной нефти 5,0 т/сут (табл. 3.2). Но из-за низких фильтрационных свойств пород и низких устьевых давлений, скважина не могла работать в постоянном режиме, поэтому была переведена на периодический режим работы (5 часов в работе, 19 часов в накоплении). Скважина №4 прекратила фонтанирование по причине закупорке НКТ парафиновой пробки с включением угля на глубине 900 м. В феврале 2011 года были проведены работы по очистке НКТ от пробки механическим скребком, который не принес положительного результата. Руководством ОАО «Томскгазпром», было принято решение эксплуатировать скважину №4 по затрубному пространству на штуцере d = 6 мм. В июле 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №7г с дебитом безводной нефти 131,0 т /сут (табл. 3.2). До сентября месяца скважина №7г работала в постоянном режиме на минимальном штуцере (d = 5 мм), так как строительство УПН не было закончено, поэтому скважины работали через сепараторы и лини которые были установлены временно, на РВС (УПН) где производилось накопление нефти для заполнения магистрального трубопровода Северо-Останиаское - Лугинецкое. В сентябре 2011 г. запустили в эксплуатацию УПН Северо-Останинского месторождения и скважину №7г после обвязки с АГЗУ, перевели на штуцер (d = 8-10 мм). Что свидетельствует показатели, приведенные в табл. 3.3 и рис 3.4. Нагнетательные, контрольные, пьезометрические, а также другие специальные скважины на месторождении отсутствуют. Таблица 3.2 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2011 г.
Таблица 3.3 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2011 г
Таблица 3.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласт М Месторождение Северо-Останинского на 01.01.2012 г.
Накопленная добыча за 2010 г. составило: нефти 0,3699 тыс. т, жидкости 0,3699 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 0,340 млн. м3 (табл. 3.1, 3.4, рис. 3.3, 3.5). Накопленная добыча за 2011 г. составило: нефти 1,524 тыс. т, жидкости 1,524 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 1,740 млн. м3 (табл. 3. 3,3.4, рис. 3.4, 3.5). Всего за период пробной эксплуатации составило накопленная добыча: нефти 1,8939 тыс. т, жидкости 1,8939, газа 2,08 млн. м3, а по проектным данным, добыча нефти 143,1 тыс. т, жидкости 145,9 тыс. т, газа 66,9 млн. м3 (табл. 3.4, рис. 3.6). Темпы отбора нефти выросли в 2010-2011 гг. с 0,023 до 0,096% от запасов категории С1+С2, но существенно отстают от проектных показателей, KИH достиг 0,074% от начальных запасов. Месторождение находится в ранней стадии разработки. Отработано 0,119% от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения (по проекту 9,0%). Согласно проекту, в период пробной эксплуатации разработка залежи планировалась на естественном режиме, поэтому закачка воды в пласт не производилась. Общий фонд добывающих скважин на период 2010 г. составляет всего 2 скважины из них в действующем фонде 1 скважина и одна скважина в освоении (по проекту 5 скважин) (табл. 3.4). На период 2011 г. Общий фонд добывающих скважин составляет 4 скважины из них в действующем фонде 3 скважины и одна скважина в освоении (по проекту 6 скважин). За период 2010-2011 гг. общий фонд добывающих скважин составил всего 5 скважины, из них в действующем фонде 3 скважины и две скважины в освоении (по проекту 11) что также существенно отстают от проектных показателей (рис. 3.6). Систему разработки месторождения на полное развитие предполагалось определить после реализации работ по проекту пробной эксплуатации. На текущую дату проект пробной эксплуатации реализуется с существенными осложнениями, так как месторождение мало изученное, коллектор порово-кавернозный приурочен к обособленному тектоническому блоку. Все это привело к тому, что в процессе реализации ППЭ возникали сложности при бурении скважин, а также технологические проблемы при освоении скважин и выводе на режим. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||