ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 134
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Базовый вариант. Трехрядная шахматная система разработки с расстоянием между рядами 500 м. между добывающими скважинами 1000 м. В данном варианте добыча нефти ведется 29 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 14 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной разработки заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. В третий год ОПР вводится система ППД. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 3 года, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 12 шт. в год. Максимальный уровень добычи нефти достигается в 8 году и составляет 142,5 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 17 год и составляет - 333,7 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 38 лет составляет 1257,2 тыс. тонн, с начала разработки - 1259,1 тыс. тонн с достижением КИН за весь период разработки 0,494 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 27,1 МПа. Конечная обводнённость составит 94,7%.
График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по базовому варианту приведен на рис. 3.0.
Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 14,2 до 92,2 т/сут, средняя приемистость до 112,9 м3 сут.
Вариант 1. Площадная пятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 218 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1535,4 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1525,3 тыс. тонн, с начала разработки - 1527,1 тыс. тонн с достижением КИН 0,599 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 29,2 МПа. Конечная обводнённость составит 97,2%.
График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 1 приведен на рис. 3.1.
Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 29,5 до 415 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин - от 78,6 до 183,1 м3 сут.
Вариант 2. Площадная пяти точечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. Во втором году планируется проведение исследований по закачке ПАВ на керне, с третьего года и до конца ОПР - опробование закачки ПАВ на скв. №№5 и 37. В четвертом и пятом годах ОПР на скв. №№3 и 4 планируется опробование технологии циклического воздействия на пласт. На добывающих скважинах №№6г. 7г. 8г. 9. 27 планируется провести работы по определению оптимального забойного давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 230,1 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1523,5 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1558.1 тыс. тонн, с начала разработки - 1590 тыс. тонн с достижением КИН 0,624 д. ед. Среднее пластовое давление на коней расчетного периода составляет 28,5 МПа. Конечная обводнённость составит 97,4%.
График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 2 приведен на рис. 3.2.
Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 22,8 до 425,1 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин - от 70,5 до 187,3 м3 сут.
3.2 Состояние разработки Северо - Останинского месторождения
В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2010 году, в соответствии с проектом пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (протокол ЦКР Роснедра №4464 от 17.12.2008 г.).
Выполненный и утверждённый 2008 г. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» проект пробной эксплуатации (ППЭ), предусматривался проведение пробной эксплуатации месторождения в течение с 01.10. 2010 по 01.012012 г., к реализации принят вариант со следующими решениями и технологическими показателями:
система разработки: два элемента площадной 5-точечной системы разработки с расстоянием между скважинами в ряду 1000 м, между рядами 500 м;
действующий фонд скважин участка пробной эксплуатации:
всего - 11, добывающих - 9, из них:
горизонтальных - 6, наклонно-направленных - 3, нагнетательных - 2;
две скважины бурятся с отбором керна;
в период пробной эксплуатации месторождения разработка залежи планировалась на трех опытных участках:
на первом участке (район скв. №3Р) бурятся пять скважин, образующие 5-точечный элемент. Скважины вводятся в 2010 году;
на втором участке (район скв. №5Р), также по 5-точечному элементу, бурятся еще пять скважин. Скважины вводятся в эксплуатацию в 2011 году;
на участке в районе скв. №7Р бурится и вводится в эксплуатацию в 2011 году одна скважина.
выбранные пятиточечные элементы системы разработки по результатам ППЭ могут быть трансформированы в проектную трехрядную систему разработки;
максимальный проектный уровень добычи нефти на период пробной эксплуатации составлял 213,1 тыс. тонн.
За период пробной эксплуатации из 11 добывающих скважин запланированных, пробурено всего 5 эксплуатационных скважин. В 2010 г. пробурено две наклонно-направленных скважины (№3 и 4). В 2011 г. пробурено три скважины, одна наклонно-направленная (№5) и две горизонтальных (№7г и 8г). Кроме того, из 5 пробуренных скважин, только 3 скважины дали промышленные притоки нефти (скв. №4, 5 и 7г), скважина №3 по результатам испытаний дала воду с пленкой нефти. В 2011 г. на скв. №3 был проведен кислотный ГРП, после чего скважина находилась в ожидании обустройства. Скважина №8 находилась в освоении.
Добыча нефти на Северо-Останинском месторождении ведется с октября 2010 г. Объектом разработки является пласт М.
В 2010 г. месторождение эксплуатировалось одной фонтанной скважиной №4 с дебитом 34,1т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.2). С октября по декабрь 2010 г. скважина №4 отработала всего 10,8 сут.
В табл. 3.1 Приведены показатели добычи за 2010 г.
Таблица 3.1 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2010 г
| год | 2010 | ||
| показатели | Добыча нефти тыс. т. | Добыча жидкости тыс. т. | Добыча воды тыс. т. |
| Месяц | | | |
| Октябрь | 0,1150 | 0,1150 | 0,0 |
| Ноябрь | 0,1240 | 0,1240 | 0,0 |
| Декабрь | 0,1309 | 0,1309 | 0,0 |
| Всего за год | 0,3699 | 0,3699 | 0,0 |
В январе 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №5 с дебитом безводной нефти 5,0 т/сут (табл. 3.2). Но из-за низких фильтрационных свойств пород и низких устьевых давлений, скважина не могла работать в постоянном режиме, поэтому была переведена на периодический режим работы (5 часов в работе, 19 часов в накоплении).
Скважина №4 прекратила фонтанирование по причине закупорке НКТ парафиновой пробки с включением угля на глубине 900 м. В феврале 2011 года были проведены работы по очистке НКТ от пробки механическим скребком, который не принес положительного результата. Руководством ОАО «Томскгазпром», было принято решение эксплуатировать скважину №4 по затрубному пространству на штуцере d = 6 мм.
В июле 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №7г с дебитом безводной нефти 131,0 т /сут (табл. 3.2). До сентября месяца скважина №7г работала в постоянном режиме на минимальном штуцере (d = 5 мм), так как строительство УПН не было закончено, поэтому скважины работали через сепараторы и лини которые были установлены временно, на РВС (УПН) где производилось накопление нефти для заполнения магистрального трубопровода Северо-Останиаское - Лугинецкое. В сентябре 2011 г. запустили в эксплуатацию УПН Северо-Останинского месторождения и скважину №7г после обвязки с АГЗУ, перевели на штуцер (d = 8-10 мм). Что свидетельствует показатели, приведенные в табл. 3.3 и рис 3.4. Нагнетательные, контрольные, пьезометрические, а также другие специальные скважины на месторождении отсутствуют.
Таблица 3.2 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2011 г.
| № скв. | Дебит | Обводненость, % | Способ | |||
| | нефти, т/сут | Жидкости, т/сут | | эксплуатации | ||
| Пласт М | ||||||
| 4 | 34,1 | 34,1 | 0,0 | Фонтанный | ||
| 5 | 5 | 5 | 0,0 | Фонтанный | ||
| 7г | 131 | 131 | 0,0 | Фонтанный | ||