- •Введение
- •1 Геологическая часть
- •1.1. Общие сведения о месторождении
- •1.2 Стратиграфия
- •1.3 Тектоника
- •1.4 Нефтегазоносность
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Система разработки месторождения
- •2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
- •2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей
- •2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа
- •Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработки
- •2.1.5 Система ппд и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов
- •2.2 Техника и технология
- •2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин
- •2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки добываемой продукции скважин
- •2.3 Эффективные методы борьбы с пескопроявлением на месторождении Кумколь
- •2.3.1 Факторы, обусловливающие пескопроявление в скважинах
- •2.3.1.3 Методы ликвидаций песчаных пробок
- •2.3.1.4 Промывочные агрегаты и насосы для борьбы с пескопроявлением
- •2.3.2 Технологический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки
- •2.3.2.1 Прямая промывка водой
- •2.3.2.2 Обратная промывка водой
- •2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ
- •3 Экономическая часть
- •3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения
- •Анализ капитальных вложений
- •3.1.3 Анализ эксплуатационных затрат
- •3.1.3 Анализ себестоимости единицы продукции
- •3.2 Расчет экономической эффективности
- •4 Охрана труда
- •4.1 Опасные и вредные факторы на предприятии
- •4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда
- •4.2.1 Защитные меры. Производственная санитария
- •4.2.2 Техника безопасности
- •4.2.3 Пожарная безопасность
- •5 Охрана окружающей среды
- •5.1 Охрана атмосферного воздуха
- •5.1.2 Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •5.2 Охрана водных ресурсов
- •5.3 Охрана земельных ресурсов
- •Заключение
- •Список использованной литературы
- •Приложение е
- •Приложение ж
2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа
Для изучения текущего состояния выработки запасов нефти из обьектов разработки месторождения составлены карты отношений суммарных отборов нефти к удельным геологическим запасам по скважинам в их условных зонах дренажа по залежам М-I, М-II, Ю-I, Ю-II, Ю-III. Количество добытой нефти, отнесенное к начальным геологическим запасам дает представление о текущем коэффициенте нефтеизвлечения (КИН тек). Разница (1-КИН тек) указывает на долю остаточных запасов, недренируемых или слабодренируемых при существующей системе разработки (определяютя как разница между балансовыми запасами и накопленной добычей). Расчеты производились следующим образом. Площадь разработки каждой залежи была разделена на условные зоны дренажа, исходя из положения, что зона дренажа равна половине расстояния между соседними скважинами объекта. Затем для каждой скважины были подсчитаны первоначальные геологические запасы нефти объемным методом. Эффективные толщины, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности оценены по данным ГИС, коэффициент извлечения нефти, удельный вес нефти и пересчетный коэффициент взяты из работы. Для каждой эксплуатационной скважины определена накопленная добыча по состоянию на 01.07.2009г. Если в условной области дренирования скважины объекта находилась скважина вне сетки разработки, её накопленная добыча прибавлялась к добыче основной скважины. Накопленная добыча скважины, находящейся на границе условных областей дренирования нескольких скважин, делилась между этими скважинами пропорционально их эффективной толщине. Таким же образом делилась добыча нагнетательных скважин, бывших в отработке на нефть. В скважинах, эксплуатирующих две залежи, накопленная добыча была поделена пропорционально вскрытым перфорацией эффективным толщинам по каждой залежи.
По залежи М-II наиболее высокие накопленные отборы нефти приходятся на скважину 1035 (КИН тек – 0.61), в остальных скважинах величина КИН тек не превышает 0.3. Наибольшей выработке подверглась приграничная зона залежи в центральной части месторождения.
В таблице 2.2. приведены значения КИН тек по залежам и объектам разработки на дату анализа. Наибольшей выработке подвергся III объект разработки, текущий КИН достиг 0.29. Наименее выработаны коллекторы Ю- IV горизонта, КИН тек – 0.17.
Сопоставляя карты КИН тек с картами изопахит можно сделать предположение о наличии невыработанных запасов нефти по некоторым участкам залежей. Однако это предположение необходимо подтвердить исследованиями ГИС по оценке текущей нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных стволах скважин или по комплексу ГИС в открытом стволе скважин, пробуренных на этих участках.
Таблица 2.2.
Распределение добычи нефти и текущей нефтеотдачи по залежам и эксплуатационным объектам по состоянию на 01.07.2009 г
Залежи и объекты разработки
|
Балансовые запасы, тыс.тонн |
Всего добыто нефти, тыс.тонн |
КИН проектный д.е. |
КИН текущий д.е. |
М-I |
21550 |
4386.475 |
0.566 |
0.20 |
М-II |
3232 |
479.131 |
0.566 |
0.15 |
I (М-I+М-II) |
24782 |
4865.606 |
0.566 |
0.20 |
Ю-I |
24720 |
3705.285 |
0.605 |
0.15 |
Ю-II |
15424 |
3140.014 |
0.605 |
0.20 |
II (Ю-I+Ю-II) |
40144 |
6845.299 |
0.605 |
0.17 |
III (Ю-III) |
14734 |
4244.719 |
0.585 |
0.29 |
IV (Ю- IV) |
580 |
97.766 |
0.30 |
0.17 |
В заключение необходимо отметить, что полученные результаты следует рассматривать как первое приближение, так как законы дренирования значительно сложнее, чем используемые здесь приемы. Более достоверную картину выработки запасов можно получить, увеличив количество исследований, делая основной упор на исследования ГИС (в частности методы импульсного нейтронного каротажа) в обсадной колонне против неперфорированных коллекторов а также используя симуляционную.