Логинов_РГР(исправл). Проектирование разработки нефтяных месторождений

• Название: Проектирование разработки нефтяных месторождений
• Дата: 24.05.2020
• Размер: 0.51 Mb.
• Имя файла: Логинов_РГР(исправл).docx
• Тип: Документы; #125116
• страница: 1 из 9

МИНОБРОНАУКИ РОСИИ
ФГБОУ ВО УГТУ
КАФЕДРА

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКИ

РГР – 02069525 – 21.04.01 – 46– 20 гр. РЭНГМ-19М

ИГНиТТ о.о.
Логинов В. Г.
Дисциплина «Проектирование разработки нефтяных

месторождений»

Ухта 2020




МИНОБРНАУКИ РОССИИ

ФГБОУ ВО

«Ухтинский государственный технический университет»

Кафедра РЭНГМиПГ

Расчётно-графическая работа по дисциплине

«Проектирование разработки нефтяных месторождений»

Выполнил: ст. гр. РЭНГМ-19М Логинов В. Г.

Проверил: Ксёнз Т. Г.

Ухта 2020

СОДЕРЖАНИЕ

1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 3

2 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-ПЕЧОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4

3 ОПИСАНИЕ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ 6

4.1 Пример расчета на третий год разработки 11

ПРИЛОЖЕНИЕ А 14

1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В геологическом строении Северо-Печорского месторождения принимают участие отложения четвертичной и девонской систем, вскрытая толщина осадочного чехла составляет 3572 м. В пределах Северо-Печорской площади фундамент бурением не вскрыт, наиболее древними породами, вскрытыми на площади, являются нижнедевонские.

В тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре на Лыжско-Кыртаельском валу Печоро-Кожвинского мегавала.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях нижнего (франский ярус, нижнефранский и среднефранский подьярусы) и среднего девона (живетский ярус, дзельская свита).

По состоянию на 01.01.2019 г. на Государственным балансе запасов полезных ископаемых по среднедевонской и верхнедевонским залежам числятся геологические запасы нефти категории (А+В₁), составляют 16527 тыс. т; извлекаемые запасы нефти составляют 6259 тыс. т.

2 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-ПЕЧОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Северо-Печорское нефтяное месторождение введено в эксплуатацию в апреле 1998 г. пуском в работу двух разведочных скважин (скв. 46 и Р1А) по индивидуальным планам пробной эксплуатации, с 2003 года разработка месторождения ведётся согласно «Технологической схеме разработки Северо-Печорского нефтяного месторождения», утвержденной ТО ЦКР по ТПП (протокол №286 от 25.12.2003 г.).

Северо-Печорское месторождение находится в разработке с 1998г. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Северо-Печорского месторождения» (протокол Роснедр №03-18/1047 от 14.12.2017г.)

На месторождении выделено три эксплуатационных объекта: нижний (основной объект) – залежь нефти пласта D₂dz, средний – залежи нефти пластов D₃jаr+dzr и верхний – залежи нефти пластов D₃tm+sr.

Фактическая добыча нефти в 2016 г. меньше проектной на 35,7 тыс. т или на 17,2% (проект – 207,7 тыс. т, факт – 172,0 тыс. т), что находится в рамках допустимых отклонений (25%). Отклонение связано с меньшим действующим фондом добывающих скважин (проект – 25, факт – 22), что обусловлено консервацией скв. 201 (авария – обрыв глубинно-насосного оборудования с подвеской; -59,9 т/сут) и переносом сроков бурения двух низкопродуктивных скважин среднего эксплуатационного объекта (D₃jаr+dzr) на более поздний срок. Действующий фонд нагнетательных скважин меньше проектного на две скважины (проект – 8, факт – 6) по причине бездействия скв. 6, 46 (низкая приемистость, перевод в добывающий фонд).

Система разработки: блоковая трехрядная с расстоянием между сква-жинами 740 м по объекту D₂dz, с расстоянием между скважинами 320 м по объекту D₃jаr+dzr и избирательная с очаговым заводнением по объекту D₃tm+sr.

3 ОПИСАНИЕ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ

Вариант, рекомендуемый по нефтяной залежи, предусматривает бурение скважин и зарезку боковых стволов на участках с повышенной локализацией остаточных запасов, разработку залежи с поддержанием пластового давления путем внутриконтурной закачки воды в пласт:

- общий фонд скважин 31, в том числе добывающих – 20 (из них одна ГС и 2 разведочные), нагнетательных – 11;

- бурение скважин – 11, из них добывающих – 9, (одна горизонтальная, две разведочные), нагнетательных – 2;

- бурение боковых стволов с пологим окончанием – 4 скв/опре.;

- применение оборудования ОРЭ на 17 скважинах, в том числе в 11 добывающих и 9 нагнетательных;

- коэффициент эксплуатации скважин составляет 0,952;

- накопленная добыча нефти 6960 тыс. т., КИН 0,369.

Система разработки – блоковая трехрядная с элементами очагового за-воднения с расстоянием между скважинами 320×320 м.

Обоснование прогноза добычи нефти, объёма буровых работ рекомендуемого варианта разработки представлено в практической части.


4 ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Добыча нефти всего:

; (1)

где – годовая добыча нефти всего, тыс. т;

– годовая добыча нефти из переходящих скважин, тыс. т;

– годовая добыча нефти из новых скважин, тыс. т.
Среднесуточный дебит нефти новой скважины:

; (2)

где – среднесуточный дебит новой скважины, т/сут;

– среднее число времени работы новой скважины, сут;

– количество введенных новых скважин, шт.
Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года:

; (3)

где – расчетная годовая добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс. т;

– расчетная годовая добыча нефти из новых скважин данного года, тыс. т;

– годовая добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года, тыс. т.
Изменение добычи нефти из переходящих скважин:

; (4)

где – изменение добычи нефти из переходящих скважин, тыс. т;

– ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин, тыс. т.
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин:

; (5)

где – процент изменения добычи нефти из переходящих

скважин, %.
Мощность новых скважин:

; (6)

где – мощность новых скважин, тыс. т;

– коэффициент эксплуатации.
Средний дебит действующих скважин по жидкости:

; (7.1)

где – средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут;

– действующий фонд добывающих скважин, шт;

– годовая добыча действующих скважин по жидкости, тыс. т.
Средний дебит переходящих скважин по жидкости:

; (7.2)

где – средний дебит переходящих скважин по жидкости, т/сут;

– фонд переходящих скважин, шт;

– годовая добыча переходящих скважин по жидкости, тыс. т.
Средний дебит новых скважин по жидкости:

; (7.3)

где – средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут;

– фонд переходящих скважин, шт;

– годовая добыча переходящих скважин по жидкости, тыс. т.
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин:

; (8.1)

где – обводненность продукции действующего фонда, %.
Средняя обводненность продукции переходящего фонда скважин:

; (8.2)

где – обводненность продукции переходящего фонда, %.
Средняя обводненность продукции нового фонда скважин:

; (8.3)

где – обводненность продукции новых фонда, %.
Средний дебит действующих скважин по нефти:

; (9.1)

где – средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.
Средний дебит переходящих скважин по нефти:

; (9.2)

где – средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут.
Коэффициент нефтеизвлечения:

; (10)

где – коэффициент извлечения нефти, доли ед.;

– накопленная добыча нефти, тыс. т;

– геологические запасы, тыс. т.

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов:

; (11)

где – отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %;

- извлекаемые геологические запасы, тыс. т.
Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов:

; (12.1)

где – темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых

запасов, %.
Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов:

; (12.2)

где – темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых

запасов, %.
Компенсация отбора текущая:

; (13.1)

где – текущая компенсация отбора, %;

– годовая закачка рабочего агента, тыс. м³.
Компенсация отбора с начала разработки:

; (13.2)

где –компенсация отбора с начала разработки, %;

– накопленная закачка рабочего агента, тыс. м³.
Добыча растворенного газа:

; (14)

где – годовая добыча растворенного газа, млн. м³;

– газовый фактор, м³/т.
Использование растворённого газа:

(15)

где – использование растворённого газа, млн. м³

– процент использования растворённого газа, %.