Проектирование нефтяных месторождений

КУРСОВАЯ РАБОТА

«Проектирование нефтяных месторождений»

Введение

Целью опытно-промышленной разработки залежей или участков залежей следует считать промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого нефтяного или газонефтяного месторождения с учетом экономической эффективности, а также составление геологической модели.

Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам или проектам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведываемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки.

Участок или залежь для проведения опытно-промышленной разработки выбирается таким образом, чтобы эти работы в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).

В технологической схеме (проекте) опытно-промышленной разработки обосновываются:

а) адресная геолого-промысловая модель (статическая);

б) комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;

в) необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;

г) потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт;

д) уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытнопромышленной разработки;

е) комплекс исследований по контролю за процессом разработки;

ж) способы эксплуатации скважин;

з) основные требования к схеме промыслового обустройства;

и) мероприятия по охране недр и окружающей среды;

к) предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможности реализации технологической схемы, но не более 5−7 лет.

Технико-экономические расчеты проводятся за период не менее 20 лет.

I. Теоретическая часть

1. Роль проектно-технологической документации (ПТД) в нефтегазовой промышленности. Нормативно-правовая база проектирования (основные законы, правила, руководящие документы (РД))

Законодательство Российской Федерации о недрах основывается на Конституции Российской Федерации и состоит из «Закона о недрах» и принимаемых в соответствии с ним других федеральных законов и иных нормативных правовых актов, а также законов и иных нормативных правовых актов субъектов Российской Федерации.

Статья 1−2 «Закона о недрах» посвящена определению собственности на недра и содержит следующую формулировку: «Недра в границах территории Российской Федерации, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются государственной собственностью.». Как собственник недр государство ведет учет полезных ископаемых ему принадлежащих.

С целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Он должен содержать сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющими промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, добыче, потерях и об обеспеченности промышленности разведанными запасами полезных ископаемых на основе классификации запасов полезных ископаемых, которая утверждается в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

Для извлечения полезных ископаемых из недр государство может отдавать месторождения в пользование. Права и обязанности пользователя недр возникают с момента получения лицензии на пользование недрами. За использованием недр государство осуществляет постоянный контроль.

Задачей государственного контроля за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр является обеспечение соблюдения всеми пользователями недр установленного порядка пользования недрами, законодательства, утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) в области геологического изучения, использования и охраны недр, правил ведения государственного учета и отчетности.

Разработка и проектирование нефтяных и газовых месторождений ведется в строгом соответствии с законами РФ, руководящими документами (РД), инструкциями и другими регламентирующими деятельность в нефтяной промышленности документами. Основным документом является «Закона о недрах». Все другие документы («Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», «Правила охраны недр» и т. д.) базируются на его положениях. Основные руководящие документы, требования которых обязательны к выполнению при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений, приведены ниже.

Закон «О недрах» содержит правовые и экономические основы комплексного рационального использования и охраны недр, обеспечивает защиту интересов государства и граждан РФ, а также прав пользователей недр.

«Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» являются практическим руководством для разработчиков геолого-разведочных, буровых, научно-исследовательских и проектных институтов, органов Госгортехнадзора РФ. В них сформулированы современные нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других нефтегазопромысловых сооружений, охране недр и окружающей среды.

«Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153−39−007−96) определяет структуру и содержание проектных документов на промышленную разработку. Регламент включает общие требования и рекомендации к содержанию технического задания на проектирование, составлению проектных документов, содержанию и оформлению всех составляющих их частей и разделов.

Руководящий документ «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» устанавливает методические основы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

«Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153−39.0−047−00) детализирует требования к постоянно-действующим геолого-технологическим моделям нефтяных и газонефтяных месторождений, применяемым при составлении проектных документов.

2. Виды и назначение проектных документов

месторождение проектный технологический документация

План пробной эксплуатации разведочных скважин

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Такие планы и программы подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора РФ сроком на 1 год.

Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется добывающими предприятиями.

Под пробной эксплуатацией разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

Проект пробной эксплуатации

Проект пробной эксплуатации является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин, при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Госгортехнадзора РФ.

Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономичности» проекта.

Целью и задачей является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата месторождения.

В проекте пробной эксплуатации обосновываются:

а) предварительная геолого-промысловая модель;

б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

в) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С1 (в отдельных случаях и С2), интервалы отбора керна из них;

г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для:

— уточнения положения ВНК, ГНК, толщины, продуктивности добывающих скважин, приемистости нагнетательных скважин по воде, рациональных депрессий и репрессий;

— изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа;

д) основные ожидаемые показатели по фонду скважин, максимальным уровням добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды в целом по месторождению.

Ключевое место в «Проекте пробной эксплуатации» отводится программе проведения исследовательских работ.

Технологическая схема

Технологическая схема — проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения.

Исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.

Технологические схемы разработки составляются на запасах категорий А, В, С1 и С2.

В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения.

Технологические показатели разработки запасов категории С2 рассчитываются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения в целом, развития инфраструктуры, объемов буровых работ.

Кроме эксплуатационных скважин в технологической схеме предусматривается фонд резервных скважин для вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку основным фондом и выявлены в ходе реализации проектных решений. Число резервных скважин может составлять 10−25% в зависимости от прерывистости пластов, плотности сетки основного фонда и т. д.

Проект разработки

Проект разработки основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. По сравнению с технологической схемой характеризуются большей глубиной проработки отдельных вопросов. Резервный фонд скважин закладывается до 10%. Обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших свою задачу.

Уточненные проекты разработки (доразработки)

Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН.

В проектных документах на разработку обосновываются:

— выделение эксплуатационных объектов;

— системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

— выбор способов и агентов воздействия на пласты;

— порядок ввода объекта в разработку;

— способы и режимы эксплуатации скважин;

— уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

— вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

— вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов;

— выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

— мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

— требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин;

— требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

— требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

— мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

— специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин;

— объемы и виды работ по доразведке месторождения;

— вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются приводить дополнительные материалы, отражающие:

— структуру остаточных запасов нефти;

— показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

— обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

Предусматривается резервный фонд скважин до 10%.

В технологических схемах рассматривается не менее трёх вариантов, а в проектах разработки — не менее двух вариантов разработки.

Авторский надзор за реализацией проектов (технологических схем) разработки

Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений отраслевые научно-исследовательские и проектные институты в соответствии с методическими указаниями с периодичностью, устанавливаемой недропользователями, акционерными обществами, нефтедобывающими предприятиями, проводят авторский надзор.

В авторском надзоре контролируются:

— степень реализации проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений, вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, а также заключения о мероприятиях и предложениях производственных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти;

— степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения нефтеизвлечения.

При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, контролируется выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин, анализируются объемы и виды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения. Проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по доразведке месторождения, его краевых зон.

Рекомендации, по выполнению проектных решений в информационном отчете и протоколе авторского контроля могут содержать уточнение объемов и сроков бурения скважин, а также их местоположение после уточнения геологического строения и контуров нефтеводогазоносности.

3. Общие требования к содержанию проектных документов При составлении проектных технологических документов следует учитывать:

— передовой отечественный и зарубежный опыт;

— современные достижения науки и техники;

— практику разработки месторождений;

— современные технологии воздействия на пласты и эксплуатации скважин.

В проектных технологических документах обосновывают:

— выделение эксплуатационных объектов;

— порядок освоения месторождений, исключающий выборочную остановку запасов;

— выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителя, ПАВ и др.;

— системы размещения и плотность сеток скважин;

— уровни, темпы и динамику добычи нефти, газа, жидкости пластов, закачку в них вытесняющих агентов по годам;

— мероприятия по повышению эффективности реализуемых системам разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения углеводородов и интенсификации добычи нефти и газа;

— мероприятия по использованию нефтяного газа;

— конструкции скважин, технологии их проводки, заканчивания и освоения;

— способы подъема жидкости из скважин (способы эксплуатации), выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;

— мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем;

— системы сбора и подготовки нефти;

— системы поддержания пластового давления (ППД);

— объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

— мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

— комплексы, объемы и периодичность геофизических и гидродинамических исследований;

— опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

— рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем.

В составе проектов разработки рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие: структуру остаточных запасов нефти; показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов; обоснование бурения дополнительных скважин и скважин дублеров.

В технологических схемах должно рассматриваться не менее трех вариантов, а в проектах разработки — не менее двух вариантов разработки.

Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин.

Отклонение уровней добычи для проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки не ограничивается.

В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин ликвидированных по технологическим причинам).

При разработке месторождения несколькими недропользователями создается единый проектный документ для месторождения в целом с выделением показателей для каждого недропользователя.

4. Основные части ПТД.

1) Геологическая часть проектных технологических документов

2) Технологическая часть проектных документов

3) Постоянно действующие геолого-технологические модели

4) Техническая часть проектных документов

5) Экономическая часть

6) Охрана недр и окружающей среды

5. Техническая часть ПТД.

Проектные решения по технологии разработки должны приниматься с учетом технических возможностей (технического состояния скважин, наличия источников водоснабжения, современного уровня развития техники и т. д.)

Анализ технического состояния скважин

Техническое состояние скважин является основой принятия решений по проведению на скважинах мероприятий по совершенствованию разработки.

Технические причины, ограничивающие возможность использования скважин:

— негерметичность колонны;

— заколонные перетоки (вследствие нарушения за колонной цементного камня или нарушения сцепления цемента с породой или колонной);

— авария на скважине (наличие в стволе скважин упавших инструмента или насосного оборудования).

Наличие заколонного перетока или негерметичности колонны приводит к развитию заколонной циркуляции бурового раствора при проведении бурения вторых стволов, ухода жидкостей при проведении гидроразрыва пласта и т. д. Эти явления в свою очередь вызывают опасность прихвата бурового оборудования при бурении и не позволяют достичь давления гидроразрыва при проведении гидроразрыва пласта, а так же могут приводить к образованию грифонов, нарушая экологическую ситуацию на поверхности земли и загрязняя грунтовые воды.

Анализ технического состояния проводится на основе специальных геофизических исследований скважин, таких как АКЦ, термометрия, потокометрия. По результатам АКЦ определяется качество сцепления цемента с колонной и породой, целостность цементного камня по стволу скважины. Потокометрия и термометрия позволяют оценить распределение по стволу скважины притока из пласта в добывающую скважину или приемистости в нагнетательной скважине. Анализ этих данных позволяет выявить потоки между пластом и скважиной вне интервалов перфорации.

По техническому состоянию весь фонд скважин разделяется на несколько групп. Выделяют группы скважин: с нормальным техническим состоянием, в которых можно проводить работы; с нарушениями, в которых необходимо проводить ремонтные работы перед планируемыми мероприятиями; скважины, техническое состояние которых не позволяет их использовать. По каждой скважине в проектном документе дается индивидуальная рекомендация по возможности ее дальнейшего использования.

Обоснование способа эксплуатации

Способы эксплуатации делятся на фонтанный и механизированный. Для определения возможности эксплуатации скважин фонтанным способом рассчитывают предельное давление фонтанирования скважин. Прогнозируют продолжительность фонтанной эксплуатации. Механизированный способ эксплуатации более затратный, т.к. требует дополнительного скважинного оборудования, но в тоже время позволяет повысить темп отбора за счет увеличения депрессии на пласт. Как правило, скважины в первые годы эксплуатируются фонтанным способом, затем по мере повышения обводненности продукции и снижения пластового давления переводятся на механизированный способ. Условия перевода с фонтанной на механизированную добычу обосновываются.

Для каждого способа эксплуатации определяют дебиты, добычу нефти и жидкости, ввод скважин по годам, их обводненность. Обосновываются оптимальные забойные давления, возможное максимальное его снижение.

Для каждого способа обосновываются конструкции лифтов, выбор внутрискважинного и наземного оборудования, удовлетворяющего конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения нефтеизвлечения, природноклиматическим условиям, требованиям контроля за процессом разработки и технологическими режимами работы скважин.

Обоснование методов борьбы с осложнениями при эксплуатации

Добыча нефти на месторождении происходит в конкретных условиях, определяемых геолого-физическими свойствами горных пород, физико-химическими свойствами флюидов, климатическими условиями и т. д.

Эти условия могут вызывать осложнения при эксплуатации скважин:

— выпадение парафина в стволе скважин;

— выпадение асфальто-смолистых веществ;

— выпадение солей;

— прорывы воды в скважину;

— вынос песка;

— прорыва газа;

— образования гидратов;

— замерзание напорных линий устьев и сволов нагнетательных скважин;

— растепление многолетнемерзлых пород вокруг скважин и др.

Необходимо провести прогноз вероятности появления в процессе эксплуатации тех или иных осложнений, выявить условия их появления. Для борьбы с этими явлениями нужно предложить наиболее эффективные способы.

Например, для предотвращения выноса песка необходимо подобрать оптимальную депрессию на пласт, рассмотреть варианты конструкций забоя скважины.

Для предотвращения выпадения асфальто-смол и парафина обосновывается оптимальный режим работы скважин, специальные реагенты и оборудование.

Обоснование источника водоснабжения

Если разработку месторождения необходимо проводить с поддержанием пластового давления закачкой воды в пласт, то необходимо обосновать возможные источники водоснабжения.

Источников может быть четыре :

— поверхностные воды (реки, озера, моря и т. д.);

— пресные пластовые воды (содержаться в верхних водоносных отложениях до 500 м);

— минерализованные пластовые воды (содержаться в верхних водоносных отложениях);

— сточные воды (добываемые на месторождении вместе с углеводородами).

Для использования поверхностных вод строятся специальные водозаборы, оборудованные системой фильтров, которые обеспечивают обоснованную в проектном документе величину механических примесей (КВЧ — количество взвешенных частиц). Обычно величина КВЧ находится в пределах 15 мг/л и зависит от радиуса фильтрационных каналов коллекторов. Возможность использования поверхностных вод определяется их близостью к месторождению, достаточности, отсутствия запретов на ее использование.

Водозабор пресных пластовых вод организуется с помощью бурения специальных водозаборных скважин. Производительности этих скважин должно быть достаточно для компенсации объемов жидкости, отбираемой добывающими скважинами. Для обоснования возможности использования этих вод проводятся исследования водонасыщенных пластов на водообильность.

Водозабор минерализованных пластовых вод организуется с помощью бурения специальных глубоких водозаборных скважин или используются ранее пробуренные разведочные или эксплуатационные скважины, которые не могут быть использованы при разработке месторождения. Производительности этих скважин должно быть достаточно для компенсации объемов жидкости, отбираемой добывающими скважинами. Для обоснования возможности использования этих вод проводятся исследования водонасыщенных интервалов пластов на водообильность. По причине интерференции добыча и закачка пластовой воды с одноименного пласта неэффективна. Закачка «своей» минерализованной пластовой воды более предпочтительна, чем пресной, т.к. она обладает более высокой вязкостью и отмывающими способностями. Также она предпочтительна при наличии в коллекторах глин, способных набухать в присутствии воды, т.к. в присутствии пресной воды набухаемость глин в несколько раз выше.

При наличии обводненности продукции, попутно добываемая вода может использоваться для повторной закачки в пласт. Для этого добываемая жидкость разделяется на нефть и воду. Полученная вода проходит очистку от механических примесей и углеводородов и снова нагнетается в пласт.

Для всех вод определяется их совместимость с пластовыми водами. Закачиваемая вода не должна вступать в химическое взаимодействие с пластовой, сопровождающееся выпадением осадков закупоривающих пласт.

Вода не должна содержать сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Вода не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей). Бактериальное (сульфатвосстанавливающие бактерии) заражение месторождения может приводить как к потере углеводородов, так и к снижению его качества, образованию в пласте сероводорода.

С учетом обоснованных значений забойного давления в нагнетательных скважинах определяется их устьевые давления, мощность системы поддержания пластового давления по годам (ППД), порядок освоения и ввода нагнетательных скважин.

Борьба с коррозией

Вода содержит растворенный кислород, механические примеси, бактерии, сероводород и другие вызывающие коррозию элементы.

Необходимо оценить возможные источники коррозионной опасности, величину этой опасности и предложить принципиальные решения по борьбе с коррозией.

Требования к конструкции скважин и технологиям буровых работ

Скважина является основным элементом системы разработки. От качества строительства скважин зависят их добывные способности, от конструкции — стоимость бурения.

У каждого месторождения свои геолого-физические характеристики горных пород. Существенно могут отличаться климатические особенности. Скважины разного назначения различаются по конструкции и технологии проходки (разведочные, нагнетательные, добывающие). В зависимости от ожидаемых дебитов скважин подбирается соответствующее им внутрискважинное оборудование, учет размеров которого происходит при обосновании диаметров скважин.

Учет всех особенностей конструкции и технологии бурения скважин необходим в проектном документе. Принципиальным является понимание того могут ли в данных геологических условиях быть построены скважины требуемой с точки зрения разработки конструкции. Например, максимальная протяженность отхода забоев от устьев, возможность строительства горизонтальных забоев, боковых стволов, многозабойных скважин и т. д. Какая технология бурения должна применяться.

Важное место отводится методам вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией, вызова притока и освоения скважин. В ряде случаев освоение скважин неэффективно без проведения дополнительных работ по увеличению продуктивности скважин, например, за счет гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки, вибровоздействия и т. д.

Принципиальные решения данного раздела в последующем, при разбуривании месторождения детализируются в проектах на бурение, по которым и ведется строительство скважин.

Принципиальная схема обустройства

Вслед за проектно-технологическим документом выполняется проект обустройства месторождения. В этом проекте определяется необходимый состав сооружений (промышленных и бытовых, внутрипромысловые дороги, линии электропередач и т. д.), их распределение на местности с координатной привязкой и их расчетные характеристики (диаметр труб, мощности насосов и т. д.), длина внешних нефтепроводов, дорог и т. д. На основе этого проекта ведется строительство всех необходимых для разработки месторождения сооружений и инфраструктуры.

В проектно-технологическом документе этот вопрос также рассматривается, но под другим углом. Выполняемый раздел содержит принципиальную схему обустройства. В этой схеме определяется состав сооружений (количество газо-замерных установок, кустовых насосных станций, установок предварительной подготовки нефти и т. д.), а также необходимая длина внешнего нефтепровода, дорог, линий электропередач и т. д. Основным отличием является цель выполнения данного раздела. Цель эта заключается в определении затрат необходимых на обустройство месторождения для того, чтобы провести сравнительную экономическую оценку рассматриваемых вариантов разработки. Поэтому сооружения не имеют координатной привязки к местности и требуемой для строительства детализации.

II. Расчетная часть

1. Общие сведения о месторождении Для выполнения данной курсовой работы взято условное месторождение, названное Батырбайским.

Батырбайское газонефтяное месторождение находится на юге Пермской области, в 120 км южнее областного центра.

В административном отношении месторождение расположено на территории Бардымского района, в 20 км от районного центра с. Барда. Ближайшими населенными пунктами являются села Печмень, Сараши, Брюзли, Асюль, Н. Искильда, Батырбай, Танып, Константиновка.

Связь с областным центром осуществляется по автотрассе Чернушка-Оса-Кукуштан-Пермь, в летнее время водным путем по реке Каме от пристани г. Чайковский. Связь между селами осуществляется по асфальтированным дорогам.

В экономическом отношении район месторождения находится на территории Чернушинско-Чайковско-Осинского подрайона Пермского территориально — производственного комплекса.

Производственный облик подрайона определяет нефтедобыча. Большое значение для развития промышленности имеют магистральные нефтепроводы: Чернушка-Оса, Чернушка-Катласы, Куеда-Чернушка.

Организационно-хозяйственными, нефтедобывающими и транспортными центрами являются города Оса, расположенная в 60 км к северо-западу и Чернушка в 55 км к югу от Батырбайского месторождения.

2. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти Промышленная нефтеносность месторождения установлена в карбонатных отложениях бобриковского яруса (пласт Бб2б).

К бобриковскому пласту приурочена пластово-сводовая залежь нефти. Глубина залегания кровли пласта 1402 м. ВНК принят на абсолютной отметке -1320м. Площадь залежи 27 301 тыс м2. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,3 м.

Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Коэффициент пористости башкирской залежи принят 0,14 д.ед., проницаемость - 0,332 мкм2, нефтенасыщенность - 0,75 д.ед. Коэффициент песчанистости составляет 0,38 д. ед, коэффициент расчлененностости — 1,8 д.ед.

Пластовая нефть особо легкая по плотности (0,865 г/см3), маловязкая (14,3 мПа*с), высокосернистая (1,8%), парафинистая (3,55%).

Газосодержание нефти — 12 м3/т. Сероводород в попутном нефтяном газе не обнаружен.

Геолого-физические характеристики залежи Батырбайского месторождения приведены в таблице I.

3. Запасы нефти и газа Начальные запасы нефти Контрольного месторождения рассчитаны объемным методом по категории CI в количестве: геологические — 5211 тыс. т, извлекаемые 1476 тыс. т, коэффициент извлечения нефти принят 0,283 (таблицы 2,3).

По состоянию на 1.01.2014 остаточные геологические запасы составляют 4209 тыс. т, остаточные извлекаемые запасы — 475 тыс. т, текущий КИН — 0,113 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 феврале 04 года по «Проекту пробной эксплуатации Батырбайского месторождения». В настоящее время разработка ведется согласно «Технологической схеме разработки Батырбайского месторождения», утвержденной в 06 г.

По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении пробурено 45 скважин (9 эксплуатационных и 36 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 06 году и составила 119,9 тыс. т. Средний дебит действующих скважин в 2013 г. равен 20,18 т/сут по нефти и 34,02 т/сут по жидкости. Обводнённость продукции — 41%. Закачка воды 204 тыс. м3 в год, накопленная закачка -1780,3 тыс. м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды 167,63%, накопленная компенсация — 123,9%. Текущее пластовое давление — 13,3 МПа, что ниже начального на 2,37 Мпа и выше давления насыщения на 6,5 МПа. В 2013 г. добыто нефти 72,2 тыс.т. Годовой темп отбора составил 4,89% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти — 1001,5 тыс. т, отбор нефти от начальных извлекаемых запасов составил 67,44%. Текущий КИН равен 0,192.

Анализ текущего состояния разработки Батырбайского 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.

Заключение

В результате расчётов получены следующие данные: накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 11 518,5 тыс. т, что составляет 90,92% от начальных извлекаемых запасов; текущий КИН на последний расчетный год — 0,258 д. ед; годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов- 0,82%; обводнённость добываемой продукции -90%; годовая закачка воды — 348,9 тыс. м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 286,7 и 173,81%; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 5,63 и 56,7 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины — 29,86 м3/сут; текущее пластовое давление — 10,65 МПа, что ниже начального на 5,02 МПа. Ожидаемая стадия разработки к концу расчетного периода — четвертая.

Литература

Распопов А. В., Мордвинов В. А. «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений»: учеб.пособие.-Пермь:Изд-во перм.гос.техн.ун-та, 2010.