Министерство образовании и науки РФ

ФГОУ СПО «Отрадненский нефтяной техникум»

КУРСОВАЯ РАБОТА

Разработка Лещевского месторождения с поддержанием пластового давления

путём заводнения

ОНТО. 130503. 08РЭ02 ПЗ

Руководитель Т.К. Абдрахманова

Разработал Н.Н. Афанасьев

2011

ВВЕДЕНИЕ

Анализ развития нефтегазодобычи на

современном этапе

Россия – крупнейший в мире производитель и экспортер нефти и газа на мировом рынке. В 2006 г. доходы от поставок нефти, нефтепродуктов и газа за рубеж превысили 160 млрд дол., или более 70 % всех поступлений от экспорта. Нефтегазовый комплекс России, являющийся базовой отраслью экономики страны, обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергоресурсов, 4/5 их производства и служит главным источником налоговых и валютных поступлений государства. Первый нефтяной фонтан, ознаменовавший начало индустриального этапа истории нефтяной промышленности России, был получен в 1866 г. на Кубани. Российская нефтедобывающая промышленность стала приобретать современный облик в 30-40-х гг. XX в. в связи с открытием и вводом в разработку крупных месторождений Урало-Поволжья. В это время экстенсивным путем шло наращивание сырьевой базы добычи нефти за счет роста объема геолого-разведочных работ (поисково-разведочного бурения, геофизических методов поисков и разведки). В нашей стране 30-70-е гг. ХХ в. были периодом создания мощной сырьевой базы и развития добычи нефти и газа. Открытие и освоение крупнейших нефтегазоносных провинций Урало-Поволжья и Западной Сибири позволили СССР занять 1 место в мире по объему разведанных запасов и уровню годовой добычи нефти. Динамику развития отечественного нефтегазового производства в этот период ярко характеризуют следующие показатели: -объем разведанных запасов нефти в стране за период с 1922 г. (год национализации нефтяной промышленности) до 1988 г. (год достижения максимума текущих разведанных запасовнефти) увеличился в 3500 раз; -объем эксплуатационного и поисково-разведочного бурения вырос в 112 раз (1928 г. – 362 тыс.м, 1987 г. – 40 600 тыс. м); -добыча нефти возросла в 54 раза (1928 г. – 11,5 млн т, 1987 г. – год максимальной добычи – 624,3млнт). За 72 года открыто 2027 нефтяных месторождений (1928 г. – 322, 2000 г. – 2349). К началу 2005 г. на территории РФ открыто 2901 месторождение УВ-сырья, в том числе на суше 2864 и на шельфе 37, из них в распределенном фонде 2032, в том числе на суше 2014 и на шельфе 18. В России нефть добывают 177 организаций, в том числе 33 акционерных общества, входящих в 13 вертикально-интегрированных компаний, 75 организаций и АО с российский капиталом, 43 ЗАО, ООО, ОАО с иностранным капиталом, 6 дочерних предприятий ОАО “Газпрома”, 9 АО и организаций “Ростоппрома”, 11 организаций МПР РФ. Система магистральных трубопроводов “Транснефти” обеспечивает транспорт 94 % добываемой нефти на территории России. Трубопроводы компании проходят по территории 53 республик, краев, областей и автономных округов РФ. Эксплуатируются 48,6 тыс. км магистральных нефтепроводов, 336 нефтеперекачивающих станций, 855 нефтяных резервуаров общей емкостью 12 млн м3 и множество сопутствующих сооружений. Добычу природного газа в объеме 85 % общероссийского осуществляет ОАО “Газпром” на 78 месторождениях в различных регионах РФ. Газпрому принадлежит 98 % газотранспортной сети страны. Магистральные трубопроводы объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) протяженностью 153 тыс. км и пропускной способностью более 600 млрд м3. В ЕСГ входят 263 компрессорные станции. 179 газораспределительных организаций обслуживают

428 тыс. км распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставки газа в 80 тыс. городов и сельских населенных пунктов РФ. Начиная с 1994 г., приросты запасов нефти и газа существенно меньше, чем добыча этих полезных ископаемых. Объемы геолого-разведочных работ не обеспечивают воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности. “Проедание” нефти (превышение добычи над приростом запасов) в период 1994-2005 гг. составило более 1,1 млрд т, газа – свыше 2,4 трлн м3. Из открытых 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений разрабатывается 1235. Ресурсы нефти и газа приурочены к территориям 37 субъектов РФ, но, в основном, они сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и европейском Севере. Наиболее высокая степень освоения разведанных запасов в Уральском (85 %), Поволжском (92%), Северо-Кавказском (89%) регионах и Сахалинской области (95 %).

Рисунок 1 – добыча нефти с газовым конденсатом в СССР и РФ и прогноз до 2020 года ([1])

1 – СССР (фактическая); 2 – РФ (фактическая); 3 – ожидаемая; 4 – по “Энергетической стратегии…”“Основные положения Энергетической стратегии…” одобрены Правительством РФ (протокол № 39 от 23 ноября 2000 г.).

С возвращением России на путь рыночной экономики развитие нефтегазового комплекса стало подчиняться законам рынка. Благоприятная конъюнктура мирового рынка и рост цены на нефть в конце 1990 – начале 2000 г. были в полной мере использованы российскими нефтяными компаниями для интенсификации добычи из действующего фонда скважин. В период 1999-2006 гг. годовую добычу нефти увеличили в 1,6 раза (на 180 млн т), что намного превысило самый оптимистический сценарий государственной “Энергетической стратегии...”. Объемы добычи нефти на большинстве месторождений превысили проектные показатели, оптимизированные на длительный период. Негативные последствия интенсивных отборов и связанное с ними последующее быстрое падение добычи не замедлили сказаться. Годовые приросты добычи нефти после достижения в 2003 г. максимума (41 млн т – темп 9,8 %) начали снижаться. В 2006 г. темп прироста добычи снизился.

Добыча газа

Рисунок 2 – добыча газа в СССР и РФ и прогноз до 2020 года

1 – СССР (фактическая); 2 – РФ (фактическая); 3 – по “Энергетической стратегии…”

После достижения пика в 1990 г. 815 млрд м3 (в СССР, в том числе РСФСР – 740 млрд м3) объем добычи газа по России снизился до 570 млрд м3. В последние 6 лет добыча поддерживается в пределах 567-600 млрд м3, что ниже уровня, предусмотренного минимальным вариантом “Энергетической стратегии…”. Отставание связано с невыполнением ОАО “Газпром” программы освоения новых газовых месторождений на п-ове Ямал. В отличие от прошлого периода бурного роста добычи для 1991-2005 гг. характерно приостановление роста годовой добычи газа, производимой ОАО “Газпром”. Это связано со спецификой выбытия добычных мощностей на интенсивно разрабатываемых на естественном режиме высокопродуктивных месторождениях в условиях редкой сетки эксплуатационных скважин. Выбытие добычных мощностей, обусловленное отбором газа и падением пластового давления, происходит непрерывно во времени. В то же время новые эксплуатационные скважины подключаются к сборным сетям лишь после завершения строительства новых установок комплексной подготовки газа (УКПГ), компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), представляющих собой единичные капитальные, сложные в строительстве сооружения. В 2000-2005 гг. число этих объектов, вводимых в среднем в год, составляло: УКПГ-3, ДКС-4, КС-5. В 2006 г. 86% общероссийского объема газа добыто ОАО “Газпром”, в котором основную добычу обеспечивают три крупнейших месторождения севера Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское). Эти месторождения в течение 15-25 лет интенсивно разрабатывались на естественном режиме без поддержания пластового давления, обеспечивая до 80 % общероссийской добычи газа. В результате интенсивной эксплуатации пластовое давление в них снизилось, а выработка (истощение запасов) сеноманских залежей сухого газа достигла на Уренгое 66 %, Ямбурге 55%, Медвежьем 77%. Ежегодное падение добычи газа на этих трех месторождениях сейчас происходит с темпом 8-10 % в год (25-20

млрд м3). В планы ОАО “Газпром” входит увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550-560 млрд м3, в 2020 г. – до 580-590 млрд м3 (см. рис. 2), к 2030 г. – до 610-630 млрд м3.

Запланированный уровень добычи газа до 2010 г. предполагается обеспечить за счет действующих и вводимых в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона: Южно-Русского, нижнемеловых залежей Заполярного и Песцового, ачимовских залежей Уренгойского. Реальность и экономическая обоснованность обусловлены близостью к существующей газотранспортной инфраструктуре.ОАО “Газпром” в декабре 2006 г. принял решение о вводе в разработку газоконденсатных месторождений Бованенковского (2011), Штокмановского (2013) и Харасавейского (2014).Нефте- и газодобыча на нынешнем этапе развивается по сценариям, отличающимся от правительственной “Энергетической стратегии…” [1]. Годовые уровни добычи нефти существенно превышают максимальный вариант, а добыча газа уже 10 лет практически не растет. Наблюдающиеся отклонения от “стратегии” связаны как с ошибочностью идеи, ориентирующей на замкнутость экономических границ и самодостаточность страны, так и недоучетом зависимости национальной экономики от глобальных процессов, например изменения цен на нефть [2]. Однако превалирующей причиной невыполнения стратегической программы является ослабление роли государства в регулировании и управлении энергетическим сектором экономики. В свете произошедших в последнее 10-летие событий и изменений в структуре и количественной характеристике сырьевой базы нефте- и газодобычи, состояния производственных добывающих мощностей, сложившихся условий добычи нефти на разрабатываемых месторождениях, действующих и строящихся магистральных нефте- и газопроводов корректировка “Энергетической стратегии…” на средне- и долгосрочную перспективу крайне необходима.

Преодоление препятствий правового характера на пути дальнейшего развития нефтегазодобычи является важным условием реализации заявленных государством амбициозных планов, гарантирующих собственную и региональную энергетическую безопасность. Важнейшими целями и приоритетами развития газовой промышленности России являются:

1 Увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергоресурсов

2 Расширение экспорта российского газа

3 Укрепление сырьевой базы газовой промышленности

4 Реконструкция Единой системы газоснабжения с целью повышения ее надежности и экономичности

5 Глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992году она составила 399млн. тонн, в 1993году - 354 млн. тонн, в 1994году - 317млн. тонн. Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.

Ухудшилась сырьевая база отрасли. Степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0% разведанных запасов нефти, а выработан ность месторождений составляет 81,5%.

В Урало-Поволжье эти цифры составляют соответственно 88.0% и 69,1%. я республике Коми - 69,0% и 48.6%, в Западной Сибири - 76,8% и 33,6%.

К 1995году формирование новой структуры нефтяной промышленности России и основном было завершено. Общее руководство нефтяной промышленностью осуществляется Министерством топлива и энергетики Российской Федерации. Большая часть государственных предприятий нефтяного комплекса преобразованы в акционерные общества, сформированные при этом компании выполняют полный цикл работ - разведку, разработку нефтяных месторождений, нефтепереработку и сбыт нефтепродуктов.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ

1. Характеристика месторождения

Волго-уральская нефтегазоносная провинция — расположена в пределах Пермской, Свердловской, Ульяновской, Самарской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской областях, а также Республики Татарстан , Башкиртостан и Удмуртия (см. рис 3). Площадь 700 тысяч км².

Рисунок 3 – Волго-уральская нефтегазоносная провинция

Первое месторождение нефти было открыто в 1929 в Верхнечусовских городках, в 1932 открыто Ишимбаевское месторождение, приуроченное к рифам нижней перьми, девонская нефть выявлена в 1944. К 1982 открыто около 920 месторождений. Наиболее известные месторождения: Ромашкинское, Новоелховское, Арланское, Шкаповское, Туймазинское, Ярино-Каменноложское, Бавлинское, Мухановское, Покровское, Кулешовское, Соколовогорское, Бобровское, Осиновское, Чутырско-Киенгопское (нефтяные); Оренбургское, Коробковское, Степновское (газовые и газоконденсатные). Географически провинция расположена в восточной части восточно-европейской равнины. Основные водные артерии — pеки Волга, Кама, Белая, Урал, Чусовая. Северная часть волго-уральской нефтегазоносной провинции расположена в лесной зоне и лесотундре, южная часть — в лесостепной и степной зонах. Основные пути сообщения — развитая сеть автомобильных и железных дорог. Транспорт нефти и газа — по местным и магистральным нефтегазопроводам. Переработка добываемой нефти главным образом в пределах провинции, за исключением нефти, транспортируемой в страны — члены Совета экономической взаимопомощи. Основные центры добычи — города Альметьевск, Oca, Нефтекамск, Туймаза, Октябрьский, Игра, Отрадный, Бугуруслан, Бузулук, Жигулёвск.

Волго-уральская нефтегазоносная провинция приурочена к восточной части восточно-европейской равнины и Предуральскому прогибу; ограничена на севере и востоке Тиманом, Уралом, на юге граничит с Прикаспийской синеклизой, на западе с Воронежским сводом и Токмовско-Сысельской системой сводов. Фундамент платформы докембрийский, гетерогенный. Мощность платформенного рифей-вендского и палеозойского чехла (с незначительным развитием пород мезозоя) в её восточной части 9-12 км. Разрез осадочного чехла представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими (терригенными и карбонатными) образованиями —рифей-вендского, девонского, каменноугольного и пермского комплексов пород. Выявлен ряд крупных сводов (Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулёвско-Оренбургский и др.), впадин, валов и прогибов, которые осложнены более чем 2 тысяч локальных поднятий, характеризующихся размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами от 10 до 100 м и более. Промышленные нефтегазоносные отложения девона, карбона и перми, нефтепроявления отмечены в породах рифей-вендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Залежи в основном пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве тектонически экранированные. Дебиты скважин в условиях нормальных гидростатических давлений средние (до 100-200 т/с) и небольшие. Разработка залежей осуществляется, как правило с поддержанием пластового давления.

Нефти главным образом парафинового типа, средней и высокой плотности (820-890 кг/м³), сернистые (0,5-3,0%), смолистые. Свободные газы нижнепермских отложений метановые, сернистые (до 5,5%), с низким содержанием азота. Газовые шапки и растворённые газы в нефтях каменноугольных отложений северных районов содержат до 98% азотного газа. В целом по провинции с севера на юг и с запада на

восток наблюдается постепенное уменьшение плотности нефтей, снижение в них содержания серы и увеличение растворённого газа, переход к парафиново-нафтеновому типу.

Лещевское месторождение, открытое в 1974 году, располагается в пределах Борской депрессии, являющейся северо-северо-западным окончанием Бузулукской впадины. По кровле Пашийского горизонта Лещевская складка представляет совой удлиненное антиклинальное поднятие, вытянутое почти в широтном направлении, осложненное двумя куполами: западным и восточным.

Рисунок 4 - Схема расположения месторождений Самарской области

1 - Кошкарское; 2 - Шламковское; 3 - Кутузовское; 4 - Озеркинское; 5 - Зубовское; 6 - Славкин­ское; 7 - Верхие-Ивановское; 8 - Майоровское; 9 - Воздвиженское; 10 - Чесноковское; 11- Валентиновское; 12 - Буз-Башское; 13 - Байтуганское; 14 - Авралинское; 15 - Елховское; 16 - Ива­новское; 17 - Радаевское; 18 - Емельяновское; 19 - Боровское; 20 - Серноводское; 21 - Якушан­аское; 22 - Шунгутское; 23 - Северо-Каменское; 24 - Селитьбенское; 25 - Южно-Орловское; 26 - Богородское; 27 - Осиновское; 28 - Екатерининское; 29 - Казанское; 30 - Кабановское; 31 - Сидоровское; 32 - Козловское; 33 - Орлянское; 34 - Сарбайское; 35 - Саврухинское; 36 - Шумаркинское; 37 - Мочалеевское; 38 - Сургутское; 39 - Аделяковское; 40 - Садовое; 41 – Плотниковское; 42 - Чеховское; 43 - Дерюжевское; 44 - Сосновское; 45 - Боголюбовское; 46 - Восточно-Бо­голюбовское; 47 - Ново-Аманакское; 48 - Калнновское; 49 - Кротковское; 50 - Алешкинское; 51 - Заборовское; 52 - Сызранское; 53 - Губинское; 54 - Карлово-Сытовское; 55 - Березовское; 56­ Яблоневый Овраг; 57 - Жигулевское; 58 – 3ольненское; 59 - Аскульское; 60 - Самарское; 61­ - Волго-Сокское; 62 - Красноярское; 63 - Белозерское; 64,- Чубовское; 65 - Ново-3апрудненское;.66 - Алакаевское; 67 - Криволукское; 68 - Путиловское; 69 - Хилковское; 70 - Репьевское; 71­ - Восточно-Черновское; 72 - Мухановское; 73 - Алтуховское; 74 - Кинель-Черкасское; 75 - Семенов­ское; 76 - Капитоновское; 77 - Винно-Банновское; 78 –

Кожемякское; 79 - Верхне-Кожемякское; 80 – Ново-Ключевское; 81 - Елховатское; 82 – Уваровское; 83 - Яблоневское; 84 - Теребиловское; 85 - Кувайское; 86 - Ново-Городецкое; 87 - Скобелевекое; 88 - Городецкое; 89.. Жуковское; 90­ - Комсомольское; 91 - Малышевское; 92 - Дмитриевское; 93 - Михайловско-Коханское; 94 - Южно­-Уварское; 95 - Подгорненское; 96 - Южно-Подгорненское; 97 - Неклюдовское; 98 - Могутовское; 99 - Долматовское; 100 - Борское; 101 - Колтубинское; 102 - Никольское; 103 – Восточно Николь­ское; 104 - Спиридоновекое; 105 - Красно-Самарское; 106 - Северо-Максимовское; 107 - Мало-Ма­лышевское; 108 - Максимовское; 109 - Ветловое; 110 - Лещевское; 111 - Покровское; 112. Томыловское; 113 - Гражданское; 114 - Колыванское; 115 - Рассветовское; 116 Ясеневское; 117 - Гор­батовское; 118 - Тверское; 119 - Подъем-Михайловское;

В настоящее время Лещёвский участок выставлен на аукцион, расположенный на территории Самарской области, и включающий в себя часть Лещёвскогонефтяного месторождения. В настоящее время месторождение находится вконсервации. Лещёвское месторождение находилось в разработке с 1984 года.

Добыча нефти составила 64 тыс. т, газа 16 млн м³ . Извлекаемые запасы нефти в пределах части Лещёвского месторождения, числящиеся на Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по состоянию на 01.01.2009 г., составляют 1,769 млн т по категории С1; 0,387 млн т по категории С2. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти в пределах Лещёвского участка на основании количественной оценки ресурсов углеводородного сырья Российской Федерации по состоянию на 01.01.2002 г. составляют 0,441 млн т по категории Д1л.