- •Авторский надзор за разработкой павловского газонефтяного месторождения
- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •4. Технологические показатели вариантов разработки
- •4.2. Технологические показатели вариантов разработки
- •Вариант I
- •Вариант II
- •Вариант III
- •4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
- •Турнейская залежь
- •Визейская залежь
- •Башкирская залежь
- •Верейская залежь
- •5. Технико-экономическая оценка проектных решений
- •5.1. Основные положения и допущения
- •5.2. Налоговый режим
- •5.3. Критерии оценки
- •5.4. Капитальные вложения
- •5.5. Текущие затраты
- •5.6. Анализ экономических показателей
- •5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации
- •6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •Технические характеристики базового «ма-ПермНипИнефть»
- •Результаты испытаний магнитных аппаратов и рекомендации
- •Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки
- •Результаты использования икд на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений
- •Межфазное натяжение на границе жг с нефтями
- •Комплекс «Лотос-1» для ввода жидких вспенивающих пав
- •Пневматический комплекс «Лотос – 1»
- •Плунжерный лифт
- •Установка плунжерного лифта
- •Самоуплотняющийся плунжер
- •Плунжер типа «Летающий клапан»
- •Cостав для удаления жидкости с забоя скважины, разработанный внииГаз
- •6.3. Принципиальные решения по обустройству месторождения
- •6.3.1. Основные технические и технологические решения по сбору и транспорту нефти и газа
- •7. Анализ выполнения проектных решений по конструкциям скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважины № 883
- •Фактическая конструкция скважины № 1052
- •8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт
- •9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения
- •10. Охрана окружающей среды и недр
- •10.1. Естественные фоновые параметры окружающей среды
- •10.1.1.Естественные фоновые характеристики гидросферы Поверхностные воды
- •Подземные воды
- •10.1.2. Характеристика почв, растительности и животного мира
- •10.1.2.1.Почвы
- •10.2.2 Растительность
- •10.2.3. Животный мир
- •10.2. Экологические ограничения
- •10.2.1.Особо охраняемые объекты
- •10.2.2. Водоохранные зоны
- •10.2.3. Зоны санитарной охраны водных объектов
- •10.3.4. Санитарно-защитные зоны населенных пунктов
- •10.3. Оценка нефтепромыслового воздействия на основные элементы окружающей природной среды
- •10.3.1. Загрязнение атмосферы
- •10.3.2. Оценка состояния почв и растительности
- •10.3.3. Состояние пресных поверхностных и подземных вод
- •10.4. Рекомендации по охране окружающей среды
- •10.4.1. Охрана пресных поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •10.4.2. Охрана недр
- •10.4.3. Защита почв и рекультивация земель
- •10.4.4. Охрана воздушной среды
- •10.5. Формирование системы производственного экологического мониторинга основных элементов окружающей среды
- •10.5.1.Контроль качества атмосферного воздуха
- •10.5.2.Гидрохимические наблюдения за состоянием поверхностных вод
- •10.5.3.Наблюдения за подземными водами
- •10.5.4.Периодические наблюдения за состоянием почв, растительности и животного мира (биотический мониторинг)
- •Заключение
- •Выводы и рекомендации
- •Литература
4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
Для залежей нефти пластов Павловского месторождения потенциально достижимые коэффициенты извлечения нефти определены на основе слоистой модели (программный пакет «ДИНАМИКА») и представлены по вариантам разработки в таблице П.4.9.
Для контроля результатов расчета КИН по статистическим зависимостям в соответствии с РД 39-0147035-214-86 определены коэффициенты нефтеизвлечения.
РД рекомендует расчет коэффициентов нефтеизвлечения производить по эмпирическим и статистическим зависимостям, полученным методами многомерного регрессивного анализа на основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений.
Запасы нефти Павловского месторождения приурочены к карбонатным пластам Т, Бш, В3В4 и терригенным пластам, Мл, Бб2, Бб1, Тл2б, Тл2а. Расчет КИН проводился по статистическим зависимостям для 1: водонапорного режима терригенных коллекторов Пермской области; 2: водонапорного режима разработки карбонатного коллектора, пласт Бш и В3В4; 3: водонапорного режима разработки карбонатного коллектора, пласт Т.
В основу статистического метода определения величины коэффициента нефтеизвлечения положена зависимость КИН от различных геолого-физических параметров: вязкость пластовой нефти, температура пласта, толщина, проницаемость коллектора и др.
Для 1 режима разработки рекомендовано использовать формулу:
KIN =0.411-0.056*ln M0+0.044*lnK+0.069*lnH+0.094*Kп+0.012*lnQВНЗ, где
М0= Мн/Мв - отношение вязкостей нефти и воды;
К - проницаемость, дарси;
Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.;
H - средняя нефтенасыщенная толщина, м;
QВНЗ - размер водонефтяной зоны, д.ед.;
KIN - коэффициент извлечения нефти.
Для 2 режима разработки рекомендовано использовать формулу:
КИН = 0.306-0.0041н+0.079 lgk+0.14kп+0.03/kр-0.0018S, где
k – проницаемость, мД;
Kр – коэффициент расчлененности, д.ед.;
Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.;
S – плотность сетки скважин, га/скв.;
н – вязкость нефти в пластовых условиях, сП.
Для 3 режима разработки рекомендовано использовать формулу:
КИН = 0.448-0.0031н+0.014 lgk+0.14/kп-0.23/kр-0.001S, где
k – проницаемость, дарси;
Kр – коэффициент расчлененности, д.ед.;
Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.;
S – плотность сетки скважин, га/скв.;
н – вязкость нефти в пластовых условиях, сП.
Расчет по этим формулам заложен в алгоритм программы «КИНГ», составленной в КИВЦ ООО «Лукойл-Пермь» и используемой на ПК в ООО «ПермНИПИнефть».
Результаты расчетов, проведенных для условий Павловского месторождения, и предлагаемые КИН приведены в таблице П.4.9.
Турнейская залежь
По данной залежи рассчитано два варианта разработки. Первый вариант предусматривает разработку залежи существующим фондом скважин: 109 добывающих и 37 нагнетательных. Коэффициент охвата низкий (0,321). Рассчитанные по статистическим зависимостям и по методике, разработанной в институте «Гипровостокнефть», значения КИН сопоставимы (0,238 и 0,197 соответственно), но ниже утвержденного значения – 0,3.
По второму варианту предлагается уплотнить сетку скважин добуриванием проектного фонда: 66 добывающих скважин и 7 нагнетательных, а также ввести из консервации 24 скважины и пробурить 10 боковых стволов из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл с углублением до турнейской залежи. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН. Коэффициент охвата увеличивается до 0,493. КИН, рассчитанный по методике «Гипровостокнефть», за счет уплотнения сетки скважин увеличивается и достигает утвержденного 0,3 за 61 год, а КИН, рассчитанный по статистическим зависимостям, составляет 0,323. Все значения сопоставимы (таблица П.4.9).