Дипломная (вкр): Разработка Юрчукского месторождения

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам

В 1999 году была выполнена работа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на период действия лицензионных соглашений. В составе этой работы уточнены и утверждены ЦКР (протокол № 2409 от 09.09. 1999 г.) в качестве прогнозных, технологические показатели разработки Юрчукского месторождения.

В 2002 г. выполнена работа «Уточнение показателей разработки месторождений ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на период до 2014 года». В составе этой работы вновь уточнены и утверждены ЦКР (протокол № 2858 от 30.05.2002 г.) технологические показатели разработки Юрчукского месторождения.

Последний промышленный подсчет запасов нефти и газа произведен по состоянию на 1.01.2003 г. объемным методом. В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки.

Запасы нефти и растворенного газа утверждены ЦКЗ (Протокол № 422 от 22 июня 2004 г.) и поставлены на баланс РГФ.

Действующий проектный документ «Проект разработки юрчукского месторождения нефти» разработанный ООО «ПермНИПИнефть» в 2006 году.

2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

Годовые отборы нефти за 2008-2011 гг. ниже проектного уровня на 1,6 % - 11,5 % соответственно, при этом действующий фонд добывающих скважин в 2008 г. выше проектного на 2 единицы, а в 2009 - 2011 ниже на 3 - 4 единицы (табл. 4.4.1 <file:///C:\Users\Поплыгин\Desktop\Таблицы\Табл_9.2.3.xls>). По добыче жидкости отмечается превышение проектных уровней за период 2008-2009 г. на 4,6 -19,2 % (максимум достигнут в 2008 г., факт - 450,4 т/сут, проект - 378,0 т/сут). В 2010 - 2011 гг. фактическая добыча жидкости была практически равна проектной.

Среднесуточные дебиты скважин по нефти за 2008 - 2011 гг. ниже проектных значений на 8,1 - 16,8 %.

Фактический годовой уровень закачки в 2008 г. выше проектного на 7,2 % (проект - 413,3 тыс.м3, факт - 443,0 тыс.м3) вследствие более высокой приемистости нагнетательных скважин. В 2009-2011 гг. фактический показатель закачки меньше проектного на 8,0-15,9 %, что связано с меньшим действующим фондом нагнетательных скважин (факт - 8 ед., проект - 9 ед).

На 01.01.2013 г. действующий фонд добывающих скважин меньше проектного значения на 1 единицу (45 - проект, 43 - факт)

За 2012 г. уровни добычи нефти и жидкости выше проектных на 0,1 % и 4,1 % соответственно. Накопленные показатели по добыче нефти и жидкости находятся на проектном уровне (расхождение не превышает 2 %). Прогнозный уровень закачки воды ниже проектного на 28,3 %, действующий нагнетательный фонд меньше проектного на 1 скважину. По состоянию на 01.01.2013 г. текущий КИН составляет 0,453 д.ед. при утвержденном 0,455 д.ед.

В целом расхождение в проектных и фактических показателях разработки объекта Тл-Бб находится в допустимых пределах, утвержденных ЦКР (+/- 20%), следовательно, можно сделать вывод об адекватности проектных решений.

Таблица Сравнение проектных и фактических показателей разработки Юрчукское месторождение. Объект Тл-Бб

№	Показатели	ед.изм.	2010		2011		2012
п/п			проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	годовая добыча нефти, всего	тыс.т	200,7	177,6	189,5	171,4	178,6	178,8
2	фонд добывающих скважин на конец года	шт	42	38	45	42	45	44
3	фонд нагнетательных скважин на конец года	шт	9	11	9	11	9	11
4	средняя обводн-сть продукции скв-н: действ-х	%	48,5	54,3	52,1	56,3	56,2	57,939
5	средний дебит скв-н по нефти: действ-х	т/сут	15,5	12,90	14,0	12,9	11,5	12,0
6	добыча жидкости, всего	тыс. т	389,9	388,6	395,3	392,4	408,2	425,0
7	добыча жидкости с начала разработки	тыс. т	9937,8	10050,3	10333,2	10442,7	10741,3	10867,7
8	добыча нефти с начала разработки	тыс. т	8239,9	8209,9	8429,4	8381,3	8608,0	8560,1
9	текущий коэфф-нт нефтеизвлечения	д.ед.	0,436	0,434	0,446	0,443	0,455	0,4527
10	доб. нефти от утвержд-х извлек-х запасов	%	93,3	72,3	95,5	73,8	75,8	75,4126
11	темп отбора от извлек-х запасов: начальных	%	2,3	1,6	2,1	1,5	1,6	1,57499
12	текущих	%	6,0	5,7	6,1	5,8	6,1	6,40567
13	закачка воды	тыс.м3/год	372,6	412,1	346,7	411,7	295,2
14	закачка воды с начала разработки	тыс.м3	13484,3	13616,7	13896,4	13963,4	14308,1	14258,7
15	компенсация отбора: текущая	%	85,5	79,7	85,7	74,3	84,2	58,9
16	с начала разработки	%	98,8	96,0	98,3	95,3	97,8	94,1

2.2.2 Анализ состояния фонда скважин

Технологический режим добывающих скважин за февраль 2014 года приведен в табл. Распределение скважин по динамическому уровню представлено в табл.

Таблица Распределение фонда скважин по глубине динамического уровня

Интервал изменения уровня, м	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 700	2	5
700-1100	12	28
1100-1500	25	58
Более 1500	4	9
Итого	44	100

Рис. Распределение фонда скважин по глубине динамического уровня

Табл. Технологический режим работы добывающих скважин на Февраль 2014 г.

N скв	Hэф.н. н.	Тип нас.	Разм	Глуб.спуска		Параметры насоса				Pбуф	Pлин	D шт.	Сущ.режим на 14.01.2014
				нас.	хв-ка	L	n.	Qт.	Kпод.				Qж.	Qн.	%воды	Уд.в.	Pзаб.	Ндин.	Pзат.	Pпл.	Pзат.	Депр	К прод
17	8,8	ЭЦН	80	1606	0	0	1350	80	0,9	1,5	0,6	8	72	44,8	25	1182	9,52	1490	3,78	15,73	6,21	6,2	12,181
28	7,2	ЭЦН	45	1694,4	0	0	1950	45	1,1	1,1	0,85	8	49	21,9	46	1085	7,72	1259	0,82	14,78	2,1	7,1	7,812
41	20	ЭЦН	50	1838	0	0	2100	50	0,2	1,6	1,2	6	8,9	0,7	90	1044	7,49	1270	0,73	15	4,46	7,5	1,34
74	7	ЭЦН	25	1618	0	0	2000	25	0	1,62	1,03	6	0	0	1,3	1180	8,64	1142	0,95	18,89	0,1	10,3	2,125
76	12,6	ЭЦН	45	1880	0	0	2100	45	1,2	4,2	1,35	6	18,4	8	48	1059	6,45	1464	1,14	15,76	4,68	9,3	2,289
81	6	ЭЦН	25	1600	0	0	2050	25	1,4	15	9	6	35	28,5	2	1185	9,89	991	1,28	13,79	0	3,9	9,53
82	13,8	ЭЦН	30	1452	0	0	1750	30	1,2	1,5	1,1	6	36	31	2	1015	8,93	662	1,87	15,3	1,59	6,4	6,064
201	11,8	ЭЦН	25	1715	0	0	1900	25	0,9	4,4	0,75		23	15,5	20	1180	8,79	1076	0,64	14,79	1,98	6	4,159
205	0,4	ЭЦН	50	1687	0	0	1700	50	0	0,75	0,6	8	0	0	1	1180	9,12	1054	0,86	14,79	1,62	5,7	0,435
206	10	ЭЦН	50	1884	0	0	1700	50	1	1,2	0,85	6	48	16,8	58	1181	8,01	1381	1,51	15,62	2,42	7,6	6,94
208	5,2	ЭЦН	30	1673	0	0	1600	30	1,8	1,35	1,1	8	52,9	42	4	1180	9,42	1076	1,4	15,51	3,21	6,1	9,168
209	8	ЭЦН	30	1590	0	600	30	0,3	1,07	1	6	9	6,9	8,5	1180	9,74	1026	1,4	17,33	3,72	7,6	1,227
212	11	ЭЦН	20	1761	0	0	1920	20	1,1	0,76	0,68	10	21	3,5	80	1045	8,22	1329	1,26	14,6	0,97	6,4	3,651
219	5,4	ЭЦН	45	1617	0	0	1950	45	0,6	2,9	0,9		28,8	20,1	16	1075	8,12	1231	0,9	13,04	2,22	4,9	6,759
230	5,5	ЭЦН	25	1471	0	0	1800	25	1,3	0,8	0,75	4	17,5	13,9	4	1030	10,76	920	2,9	20,87	0,17	10,1	1,748
610	8	ЭЦН	45	1698	0	0	1750	45	1,2	1,35	1	10	54,3	31,7	30	1071	9,05	1152	1,41	14,29	3,66	5,2	11,229
701	4,2	ЭЦН	35	1690	0	0	1920	35	1,4	3,3	1,17	4	47,9	21,1	47	1180	9,7	1376	2,53	14,59	3,27	4,9	10,352
705	7,8	ЭЦН	30	1504	0	0	1500	30	0,8	1,2	0,85	6	23,4	19,3	4	1180	7,65	1232	0,84	12,81	2,33	5,2	5,381
709	3,9	ЭЦН	25	1767	0	0	1700	25	0	1,2	1,1	8	0	0	33,3	1030	9,97	1302	2,4	12,77	1,3	2,8	0,271
715	1,2	ЭЦН	60	1659	0	0	1500	60	0,6	1,23	0,92	6	34	1,4	95	1001	7,05	1394	0,81	15,21	1,63	8,2	4,768
721	9	ЭЦН	60	1680	0	0	1550	60	0	1,2	1	6	0	0	96,9	1178	9,82	669	0,77	16,55	1,77	6,7	2,697
723	3,4	ЭЦН	30	1893	0	0	2100	30	1,5	1,3	1,2	6	45	1,9	95	1012	8,7	1199	1,33	15,75	1,93	7,1	6,863
731	5	ЭЦН	35	1601	0	0	1650	35	1,6	1	0,95	6	14	11,3	3	1180	8,48	1515	2,72	18,96	3,57	10,5	1,41
732	10,6	ЭЦН	60	1974	0	0	2000	60	1,1	2,15	0,95	8	66,5	42,7	23	1020	6,69	1429	0,95	15,55	3,24	8,9	8,65
733	6,2	ЭЦН	20	1870	0	0	2300	20	0,9	1,05	0,95	8	17	3,1	78	1051	6,6	1461	0,81	15,2	1,93	8,6	2,3
734	6,1	ЭЦН	35	1676	0	0	1700	35	0,6	1,1	1	6	1,7	1,3	7	1180	9,03	1077	0,93	12,79	3,8	0,507
736	4,6	ЭЦН	60	1694,5	0	0	1700	60	1,5	1,7	0,97	10	90	7,6	90	1004	7,76	1324	0,89	14,52	1,18	6,8	15,036
737	1,8	ЭЦН	18	1930	0	0	1700	18	0,7	0,9	0,9	8	5,5	0,7	85	1029	6,53	1525	1,07	15,08	1,77	8,6	0,752
739	1,2	ЭЦН	35	1636	0	0	1700	35	0,5	1,35	0,9	4	17,7	8,8	40	1030	5,6	1541	0,8	15,91	2,66	10,3	3,422
741	6,6	ЭЦН	20	1855	0	0	1950	20	1,1	1,2	0,9	6	7	5,5	5	1180	7,34	1301	0,85	12,84	1,34	5,5	1,529
742	14,6	ЭЦН	50	1796	0	0	1800	50	0,5	1,8	1	6	24	16,7	17	1180	7,74	1380	1,9	14,92	2,22	7,2	3,751
743	12	ЭЦН	45	1781	0	0	1950	45	0,5	1,1	1	10	21,4	0,9	95	1008	10,46	1029	1,6	14,69	1,46	4,2	5,227
745	2,4	ЭЦН	20	1560	0	0	1550	20	0,6	1,25	1,05	6	11	4,6	50	1062	9,32	1108	0,77	12,96	1,89	3,6	3,335
752	6,2	НН	44	1355	206	3	4,7	30,9	0	0,9	0,9		1	0,8	9	1180	6,94	1352	1,25	12,97	2,16	6	0,202
753	5,2	ЭЦН	20	1666	0	0	1700	20	0,5	0,8	0,8	6	1,5	1,2	5	1173	6,41	924	0,81	13,83	3,21	7,4	0,245
757	5,2	ЭЦН	20	1775	0	0	1600	20	1,6	1,18	1,11	6	31	24,5	5	1180	10,53	1153	3,48	14,19	1,98	3,7	8,773
765	11,2	ЭЦН	45	1667	0	0	1600	45	0,5	1,4	1	4	24,5	10,4	50	1042	9,4	1060	0,82	13,76	4,63	4,4	6,071
851	5	ЭЦН	25	1647	0	0	1900	25	0,8	1,52	1,1	4	21	16,8	3	1180	9,79	1006	0,96	18,54	0,39	8,8	2,469
853	7	ЭЦН	30	1488	0	0	1700	30	0	1,15	1	6	0	0	96,4	1036	10,07	1195	1,25	14,39	0,96	4,3	0,194
867	5,1	ЭЦН	45	1624	0	0	1950	45	1	1,4	1,21		45	1,9	95	1112	9,89	1321	2,57	16,01	3	6,1	7,637
882	7,5	ЭЦН	20	1663	0	0	1750	20	1,3	1,3	0,98	6	26	2	1180	10,87	903	2,18	14,04	2,51	3,2	8,428
883	17	ЭЦН	25	1677	0	0	1800	25	1,3	1,2	1	4	2,7	2,2	2	1180	8,63	1128	1,61	14,29	2,19	5,7	0,524
892	1,5	ЭЦН	45	1856	0	0	2285	45	1,1	1,7	1,15	6	48	2	95	1007	5,54	1614	0,94	17,23	2,31	11,7	4,8
907	11,8	ЭЦН	45	1660	0	0	1700	45	1,2	1,05	0,8	8	53	2,2	95	1004	8,98	1274	1,28	14,69	1,56	5,7	10,021

В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.

Согласно табл. основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.

Таблица Распределение скважин по дебитам нефти

Интервал изменения дебитов нефти, т/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 5	20	45
5-15	8	18
15-25	10	23
Более 25	6	14
Итого	44	100

Рис. Распределение скважин по дебитам нефти

Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.

Таблица Распределение скважин по дебитам жидкости

Интервал изменения дебитов жидкости, м3/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 5	9	20
5-15	6	14
15-25	11	25
Более 25	18	41
Итого	44	100,0

Рис. Распределение скважин по дебитам жидкости

Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%

Таблица Распределение скважин по обводнённости добываемой продукции

Интервал изменения обводнённости, %	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 30	22	50
30-60	9	20
Более 60	13	30
Итого	44	100,0

Рис. Распределение скважин по обводнённости добываемой продукции

Таблица Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважин

Показатели	Наименьшее значение	Наибольшее значение	Среднее значение
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	0,19	15	4,82
Глубина подвески насосов, м	1355	1974	1691
Динамический уровень, м	662	1614	1211
Депрессия на пласт, МПа	2,8	11,7	6,6
Дебит по нефти, т/сут	0,7	42,7	11,7
Дебит по жидкости, м3/сут	1	90	26,2
Обводнённость, % об.	1	96,9	40

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.

2.2.4 Анализ примененных на Юрчукском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти

Юрчукское месторождение является одним из старейших и крупнейших в Пермском крае. В его пределах пробурено более 1300 скважин, кроме того, месторождение характеризуется многопластовостью, сопровождается зональной и послойной неоднородностью параметров пластов. Месторождение находится на III стадии разработки, в которой из-за истощения происходит неизбежное падение добычи нефти. Основным способом поддержания и увеличения добычи нефти является бурение новых скважин и проведение различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин. Увеличение обводненности усложняет работу по извлечению остаточных запасов. Характерным для таких условий является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и в связи с этим неполный охват коллектора воздействием. Путями преимущественного движения закачиваемой в пласт воды являются зоны с наименьшим фильтрационным сопротивлением. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Надежным способом повышения нефтеотдачи пластов является перераспределение и ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта. Этим объясняется весьма значительное количество выполненных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачи на месторождении - за последние пять лет было проведено 1183 мероприятий на добывающих скважинах и 502 мероприятия на нагнетательных скважинах. Суммарная дополнительная добыча нефти от ГТМ за данный период составила 627.1 тыс. т или 12.35 % от всей добычи по месторождению за 5 лет, а с учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет - 1595,0 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 31,4 % от суммарной добычи за пять лет.

В таблице 2.10 приведены сведения по основным видам ГТМ на добывающем фонде и дополнительной добыче нефти по видам за период с 01.01.2004 по 01.01.2009 года в целом по месторождению. В 2004 году было достигнуто максимальное количество дополнительно добытой за счет ГТМ нефти, равное 175,7 тыс.т или 16,7% от основной добычи нефти за этот год. В 2004 же году было выполнено наибольшее количество ГТМ: 305 мероприятий, что составляет 25,8% от общего количества ГТМ за последние 5 лет.

Таблица Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти

Выработка запасов ведется неравномерно как по площади, так и по разрезу. Зоны с высоким значением плотности активных запасов расположены в восточной (район скважины № 41), северной (район скважин №№ 76, 732, 867), западной (район скважин №№ 720, 728, 894) и центральной (район скважин №№ 610, 742) частях Северного поднятия (рис. 4.5.1). Максимальной выработкой запасов характеризуется район скважин №№ 729, 737, 39 и 745 и юго-восточная часть Северного поднятия. На южном поднятии разработка ведется в основном на северном участке, выработка запасов южного и центрального участка осуществляется единичными скважинами (рис.).

Источник: https://www.bibliofond.ru/detail.aspx?id=864713

Смотрите также:



ЦЕНОВАЯ ПОЛИТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ НА ПРИМЕРЕ ООО «ДНС РИТЕЙЛ»
_archivetempпротивовоспалительные
- Обратный порядок следования фаз 4
- Сопротивление изоляции 25
!_Лабораторные_работы_1_сем_ОУТС
!Контрольная работа (задание)
!Фармакология препаратов для терапии заболеваний дыхательных путей
.Юридический позитивизм как теория права.