Файл: Курсовой проект по дисциплине скважинная добыча нефти на тему обоснование выбора рационального способа подъема жидкости при эксплуатации скважин на.docx

Сведения о текущем состоянии месторождения

2.1 Текущее состояние разработки месторождения

Текущий КИН на месторождении составляет 0,01, итоговый проектный КИН на период до 2062 г включительно составляет 0,364. Текущее пластовое давление 20,1 МПа, начальное – 21,4 МПа.

Общий фонд скважин - 521, добывающих скважин 444, в т. ч. горизонтальных 432.

С точки зрения различных геолого-технических мероприятия или применения различных МУН, то в период 2009-2016 гг. они почти не проводились. В 2015 г. и в 2016 г. были успешно проведены МГРП в двух добывающих скважинах (№ 45, № 23), прирост среднесуточного дебита по нефти составил 17 и 22 т/сут соответственно, ожидаемый срок эффекта от МГРП 18 месяцев. Так же в одной скважине (№ 59) проводился кислотный гидравлический разрыв пласта, эффект от мероприятия составил (14 т/сут). В дополнении к этому некоторые добывающие скважины переводятся под механизированную добычу (на 2-х скважинах используются УЭЦН).

В фонд специальных скважин с начала бурения на месторождении, было пробурено 56 скважин, из них 21 разведывательных, 5 вертикальных добывающих, 22 горизонтальных добывающих, 6 водозаборных, а также нагнетательные скважины в количестве 2 единицы. При этом ликвидировано было 34 скважины. На начало 2017 г. на месторождении в эксплуатации находятся 17 добывающих горизонтальных скважин, 4 водозаборных и 1 нагнетательная скважина.

Постепенный ввод нагнетательный скважин, как система ППД, обусловлен постепенным снижением эффективности добычи за счет “газовой шапки” в нефтегазоконденсатных месторождениях.

Все скважины эксплуатируются на единственном объекте разработке P1-2, средняя глубина вертикальной части ствола скважин составляет 1900 м, средняя длина горизонтального участка добывающих скважин составляет в среднем 500 м. Средний дебит новых добывающих (4 скважины введенные в 2016 г и 7 скважин в 2017 г) скважин составляет 102 т/сут, что выше чем средний дебит других добывающих скважин на 27 т/сут, обуславливается это тем, что бурение новых скважин проводится с большей точность вскрытия эффективных толщь пластов.

Текущий план разработки месторождения подразумевает активный ввод и освоение новых добывающий скважин, всего 46 единиц, при этом в большинстве будет проводиться многостадийный гидравлический разрыв пласта для увеличения конечной нефтеотдачи.

---

К началу 2022 г. фонд скважин должен составлять: 46 ед. добывающих, из них 44 горизонтальные скважины и 2 вертикальные; 12 водозаборных; а также 5 нагнетательных.

Динамика действующего фонда добывающих скважин по годам разработки представлена на Рисунок 2 .4.



Рисунок 2.4 - Динамика действующего фонда добывающих скважин


Характеристика фонда скважин приводится в Таблица 2 .2.

Таблица 2.2 - Характеристика фонда скважин месторождения

Наименование	Характеристика фонда скважин	Объект разработки (P1-2)
Фонд добывающих скважин	Пробурено всего	72
	Возвращено с других горизонтов	0
	Горизонтальные	27
	Вертикальные	5
	Разведывательные	26
	Ликвидировано	48
	В том числе:
	Действующие	24
	Из них горизонтальные	21
	Вертикальные	3
	Из них фонтанные	22
	УЭЦН	2
	ШГН	0
	Бескомпрессорный газлифт	0
	Внутрискважинный газлифт	0
	Бездействующие	0
	В простое	0
	В освоении после бурения	4
	В консервации	0
	Переведены под закачку	0
	Переведены на другие горизонты	0
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	5
	Возвращено с других горизонтов	0
	Переведены из добывающих	0
	Ликвидированные	2
	В том числе:
	Под закачкой	3
	Бездействующие	0
	В освоении после бурения	0
	В консервации	0
	В отработке на нефть	0
	Переведены на другие горизонты	0
	В том числе:
Фонд водозаборных скважин	Всего пробурено	8
	Действующие	5
	Ликвидировано	3

---

Анализ проектных и фактических показателей

На начальном этапе разработки месторождений редко получается так, что проектные и фактически показатели по добычи значительно разняться. Не исключением является и месторождение Юрубчено-Тохомском.

Само месторождение находится на начальном периоде своей разработки, всего согласно принятому проекту разработки на расчетный период от 2009-2062 г. Проект разработки месторождений будет разрабатываться в несколько этапов.

1) I этап (2009-2021г.).

Основные проектные решения на данном этапе:

-Формирование системы сбора и подготовки скважинной продукции;

-Начало формирование системы поддержания пластового давления;

-Ввод в эксплуатацию 73 ед. скважин;

-Достижение максимальные среднесуточных отборов нефти на 1 среднестатистическую добывающего скважину (102 т/сут по нефти) за весь период разработки месторождения;

-Активное применение МГРП при вводе горизонтальных скважин, как первичных МУН, а также избирательное применение КГРП и ПБСКО в призабойных зонах пласта для увеличения конечной нефтеотдачи по месторождению;

-Разбуривание и освоение ведущего ЭО P1-2 на 60%;

-Плановая накопленная добыча за этот период в 12 млн. т. по нефти, а также 15,5 млн. т по жидкости, добыча газа в 24,4 млрд. м³.

2) II этап (2022-2031г.).

Основные проектные достижения на этом этапе:

-Полное освоение основного объекта разработки месторождения P1-2.

-Окончание формирование системы ППД;

-Ввод в эксплуатацию двух дополнительные отдельных объектов разработки:

а) P1 (Южно-Терская залежь;

б) P2 (Нижнетохомская).

Выделение объектов разработки кроме единой залежи P1-2 (Юрубченской залежь Рифесйских отложений) происходи за счет того, что Р1 и Р2, в некоторых местах отделяются друг от друга глинистой толщей примерно в 15% от общей площади. В связи с этим принято решение в частичном выделении двух дополнительных объектов разработки после освоения объекта P1-2;

-Проектный фонд скважин 245 единиц;

---

-Достижение максимальных годовых отборов по нефти по всему месторождению, до 6,5 млн. т. нефти в год;

-Начало плавного перехода добывающего фонда скважин на механизированную добычу.

3) III этап (2032-2043 гг.).

Основные проектные решения на данном этапе:

-Переход месторождения на позднюю стадии разработки (объект P1-2 на 2-3 стадии, объекты P1 и P2 на 2 стадии);

-Постепенное снижение пластового давления в дренируемой зоне, до 12-14 МПа. Истощение режима разработки газовой шапки;

-стабильное увеличение обводненности продукции и снижение годовой продукции по нефти (до 7 млн. т. жидкости в год, до 4 млн. т. нефти в год);

-Переход на полностью механизированную добычу (УЭЦН, ШГН и т.д.);

-Прогнозный КИН на данный период разработки – 0,301;

-Фонд скважин 430 единиц.

4) IV этап (2043-2065 гг.).

Завершающий этап разработки месторождения. Основные плановые достижения на этапе:

-Разработка остаточных трудно извлекаемых запасов нефти в не разбуренных пропластках (около 15% от всех извлекаемых запасов);

-Стабильное снижение дебитов добываемой продукции (до 40-45 т/сут по жидкости);

-Стабильный рост обводненности фонда добывающих скважин (до 80% в среднем по месторождению);

-Общий фонд пробуренных скважин по месторождению 654, фонд действующих 521;

-Активно применение третичных МУН на месторождении (химические, тепловые, комбинированные и т.д.);

-Активно проведение мероприятие по оптимизации работы режимов добывающего механизированного фонда скважин (замена и модернизация устаревшего оборудования и оптимизация его работы).

В целом на месторождении не наблюдается существенных расхождений по проектным и фактическим показателям, месторождении разрабатывается равномерно, согласно утвержденному плану центральной комиссии.

Основные факторы, обуславливающие соответствие проектных и фактических показателей:

-Начальный этап разработки месторождения;

-Современный подход компании недропользователя к разработке месторождения (техника, технология, высококвалифицированный инженерный состав);

-Крупный бюджет по освоению и разработки месторождения (на первый период разработки (2009-2023 гг.) около 300 млрд. руб.).

Сравнение проектных и фактическим показателей разработки на период 2009-2016 гг. по основным показателям приведены в Таблица 2 .3.

---

Таблица 2.3 - Сравнение проектных и фактическим показателей разработки

Показатель	Ед. изм.	Год разработки
		2015		2016		2017
		проект	факт	проект	факт	проект	факт
Действ. фонд доб. скважин	Ед.	11	13	15	17	22	24
Ввод новых скважин	Ед.	2	4	4	4	5	2
Средний дебит доб. скв. по жидкости	т/сут	62,6	89,6	68,8	69,8	75,4	76
Средний дебит доб. скв. по нефти	т/сут	55,1	58,7	59,2	60	71,8	68
Обводненность доб. фонда скв.	%	13,1	13,5	14	14	14,5	15
Добыча жидкости за год	тыс.т	223	248	335	404	602	638
Добыча нефти за год	тыс.т	196	231	288	348	515	545
Накопленная добыча жидкости	тыс.т	988	895	1323	1300	1875	1948
Накопленная добыча нефти	тыс.т	884	829	1172	1177	1686	1722
Добыча газа	млрд. м3	0,7	0,8	1,1	1,2	1,1	1
Накопленная добыча газа	млрд. м3		3,6		4,8		5,8
Коэффициент извлечения нефти	Ед.	0,007	0,006	0,008	0,008	0,009	0,01

---