отчет по курсовой работе (образец)
.docxПримечание для работы (из отчет по курсовому убрать и раскраску данных убрать):
Ааа - информация придумана студентами на основе достоверных данных о разработке месторождений в Пермском крае.
Ааа – информация из проведенных расчетов
Ааа – информация из исходных данных для курсового проекта
1.Общие сведения о месторождении
Для выполнения данной курсовой работы взято условное месторождение, названное Контрольным.
Контрольное месторождение нефти находится в Соликамском районе Пермского края в 15-ти км к северу от города Соликамска. Близлежащее Общагское месторождение расположено в 5 км юго - западнее.
Месторождение расположено в районе с хорошо развитой инфраструктурой.
Главные транспортные артерии района - шоссейная и железная дороги Пермь - Пальники - Березники - Соликамск (ближайшая ж. д. ст. Березники), река Кама.
Особенностью геологического строения Контрольного месторождения является его размещение в юго-восточной краевой части Верхнекамского месторождения калийных солей. (или такой вариант: «Согласно перечню особо охраняемых природных территорий Пермского края, на территории месторождения особо охраняемых объектов нет»).
Лицензия на разработку месторождения ПЕМ №12461 НЭ выдана ЗАО «РНГМ-нефть» 01.01.2003 г. Срок действия лицензии до 31.12 2024 года.
2. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти
В региональном тектоническом плане месторождение расположено в пределах Соликамской депрессии Предуральского пpогиба.
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса (пласт Бш).
К башкирскому пласту приурочена пластово-сводовая залежь нефти. Глубина залегания кровли пласта 1586м. ВНК принят на абсолютной отметке -1450м. Площадь залежи 10718тыс м2. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 12м.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Коэффициент пористости башкирской залежи принят 0,14 д.ед., проницаемость - 0.432 мкм2, нефтенасыщенность - 0.68 д.ед. Коэффициент песчанистости составляет 0,2д.ед, коэффициент расчлененностости – 26,6 д.ед.
Пластовая нефть средняя по плотности (0.87 т/м3), вязкая (13,75 мПа*с), высокосернистая (2,4%), с малым содержанием парафина (0,2 %).
Газосодержание нефти - 37м3/т. Сероводород в попутном нефтяном газе не обнаружен.
Геолого-физические характеристики башкирской залежи Контрольного месторождения приведены в таблице I.
3.Запасы нефти и газа
Начальные запасы нефти Контрольного месторождения рассчитаны объемным методом по категории CI в количестве: геологические - 10117 тыс.т, извлекаемые - 3258тыс.т, коэффициент извлечения нефти принят 0,322 (таблицы 2,3).
По состоянию на 1.01.2014 остаточные геологические запасы составляют тыс.т, остаточные извлекаемые запасы – тыс.т, текущий КИН - д.ед. Текущее состояние запасов на 1.01.2014 приведено в таблице 4.
4.Краткий анализ текущего состояние разработки
Месторождение введено в пробную эксплуатацию в январе 2004 года по «Проекту пробной эксплуатации Контрольного месторождения». В настоящее время разработка ведется согласно «Технологической схеме разработки Контрольного месторождения», утвержденной в 2006г.
По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении пробурено 57 скважин (50 эксплуатационных и 7 нагнетательных). Фонд по проектному документу пробурен полностью, проектная система разработки реализована полностью.
Основные показатели разработки рассчитаны на основе фактических данных по месторождению за период 2004-2013годы (таблица 5). Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 2011 году и составила 94,8 тыс. т. Средний дебит действующих скважин в 2013 г. равен 5,24 т/сут по нефти и 7,72 т/сут по жидкости. Обводнённость продукции – 32,1 %. Закачка воды 143,2 тыс.м3 в год, накопленная закачка -1163,4 тыс.м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды 103,8%, накопленная компенсация - 92,9%. Текущее пластовое давление – 15,1 МПа, что выше начального на 0,9 Мпа и выше давления насыщения на 7,63МПа. В 2013 г. добыто нефти 93,7 тыс.т. Годовой темп отбора от НИЗ составил 2,88% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти - 935,3тыс.т, отбор нефти от начальных извлекаемых запасов составил 28,71 %. Текущий КИН равен 0,093.
Анализ текущего состояния разработки Контрольного месторождения показал, что основные положения действующего проектного документа выполняются: фонд скважин пробурен полностью; система поддержания пластового давления эффективна. Следует отметить низкий темп отбора от начальных извлекаемых запасов и низкий текущий КИН при высокой обводненности продукции скважин.
5.Расчет основных технологических показателей разработки
По базовому варианту перспективный расчет основных технологических показателей разработки выполнен с учетом сложившейся системы разработки на 10 лет (до окончания срока действия лицензии 2024г.). Результаты приведены в таблице 5 и на графике разработки (рис.1).
Предлагаемый вариант основан на результатах анализа текущего состояния разработки. Следует провести геолого-технические мероприятия, направленные на изоляцию водопритоков в действующих скважинах, что позволит увеличить дебиты нефти по скважинам, повысит добычу нефти по месторождению и темп отбора.
Заключение
В результате расчётов получены следующие данные: накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 1582,2тыс.т, что составляет 48,6 % от начальных извлекаемых запасов; текущий КИН на последний расчетный год – 0,156 д.ед; годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов– 1,15%; обводнённость добываемой продукции – 72,9%; годовая закачка воды – 143,2 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 103,8 и 98,9%; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 2,21 и 8,14 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 36,55м3/сут; текущее пластовое давление – 15,2МПа, что ниже начального на 0,8 МПа. Ожидаемая стадия разработки к концу расчетного периода - третья.