Разработка нефтяных и газовых

метки: Пласт, Скважина, Залежь, Давление, Нефть, Воздействие, Таблица, Определимый

На Ванкорском месторождении пласт ЯК-III-VII является одним из основных эксплуатационных горизонтов (эксплуатируемых пластов), дающий максимальный дебит нефти. Доля механизированного фонда неуклонно растет, и достигла 99% на 01.01.2015. Прежде всего, это связано с увеличением обводнённого фонда скважин и поддержанием проектных уровней добычи нефти месторождения в целом. Текущая обводненность достигла 53,4%, что является причиной уменьшения фазовой проницаемости по нефти.

Все вышеизложенные изменения, могут указывать на неоптимизированный режим системы ППД, сопровождающийся прорывом нагнетаемых вод в скважину.

Проблема обводненности добываемой продукции является первоочередной и основной, которая существует на сегодняшний день в рамках данного месторождения.

При сравнении текущих и расчетных показателей разработки месторождения необходимо учесть, что расчетная модель произведена исходя из одновременного ввода в эксплуатацию всех 230 скважин, с расчетным дебитом нефти в 200 куб. м., что обеспечивает наиболее равномерные отборы.

Целью моей дипломной работы является анализ возможности разработки пласта ЯК-III-VII в естественном режиме. Выбор режима разработки без системы ППД. Определить период разработки пласта в естественном режиме. Рассчитать коэффициент извлечения.

Расчет будет производиться теоретическим способом.

1.Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Ванкорское месторождение открыто в 1988 году [1].

Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (ДолганоНенецкого) муниципального района) участки. Для разработки месторождения создан вахтовый поселок Ванкор [2].

Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территориях отсутствует [3].

Железнодорожного сообщения в рассматриваемом районе нет. Ближайший населенный пункт г. Игарка (140км), в котором находится крупный речной порт и аэропорт, способный принимать тяжёлые самолёты, районный центр п. Туруханск распологается в 300 км к юго-западу от месторождения[4].

Ванкорское месторождение расположено в зоне многолетнемёрзлых пород. Зима суровая с сильными ветрами, продолжительностью восемь месяцев. Лето короткое прохладное.

Многолетняя среднегодовая температура воздуха для района месторождения составляет минус 8,4°С. Средняя месячная температура самого холодного месяца –января- составляет минус 28,1, самого теплого июля – плюс 15,1. В течение пяти зимних месяцев (ноябрь – март)

Разработка и совершенствование логистической системы компании эльдорадо

... теоретико-методическая и периодическая литература по логистике. Объектом исследования выступает логистическая система розничного торгового предприятия «Эльдорадо», г. Владивосток. Предметом исследования выступают ... и способов выполнения логистических процессов; оценка эффективности предложенных мероприятий; разработка плана-графика внедрения и реализации проектных решений. Информационной базой ...

Рисунок 1 — Расположение средние месячные температуры держатся

Ванкорского месторождения ниже минус 20°С. Абсолютный минимум температуры воздуха составляет минус 60°С.

Продолжительность залегания снежного покрова составляет 240 дней за год. Максимальная высота снежного покрова на открытой территории 90 см, в залесенной – 143 см.

В зимний период преобладают ветры южного и юго-восточного направлений, в летний – северные и северо-западные. Средняя годовая скорость ветра — 4,0 м/сек. Максимальные скорости ветра достигают 40 м/с и более.

Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной разработке: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, расположены в 160-180 км на северо-запад от Ванкорского. Указанные месторождения связаны газопроводом с г. Норильск и конденсатопроводом с г. Дудинка, где имеется цех по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза». Транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу диаметром 820 мм Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе».

Источники технического водоснабжения: пластовая вода отделяемая от нефти направляется на подготовку и последующую закачку в систему ППД месторождения. Помимо подтоварной воды предусмотрен дополнительный источник водоснабжения системы ППД − подземные водозаборы минерализованных вод Насоновского горизонта. Привоз воды предусмотрен с установки безреагентной подготовки воды (БОВ-600), располагаемой на площадке опорной базы промысла (ОБП).

Согласно проекту обустройства месторождения энергоснабжение обеспечивают газотурбинные электростанции, которые работают на природном газе.

Рассматриваемая площадь не относится к сейсмически опасным.

Сбор и транспорт нефти Ванкорского месторождения от кустовых площадок до объектов подготовки нефти (УПСВ-Ю, УПСВ-Север и ЦПС) осуществляется по нефтесборным трубопроводам протяженностью 128 км. От центрального пункта сбора и транспорта, товарная нефть транспортируется по нефтепроводу «Ванкорское месторождение – КНПС «Пурпе» протяженностью 556 км в систему АК «Транснефть». В составе нефтепроводной системы предусмотрены нефтеперекачивающие станции (ГНПС, НПС-1, НПС-2, КНПС «Пурпе»).

Газовая опция предусматривает транспорт газа в ЕСГ ОАО «Газпром», закачку газа в систему ППД и использование газа на собственные нужды (наиболее значительный объем газа для собственных нужд используется для выработки электроэнергии на ГТЭС 200 МВт).

В настоящее время реализуется проект присоединения Ванкорского месторождений и месторождений Ванкорской группы к сетям ФСК ЕЭС.

Навигационный период начинается сразу после ледохода на Енисее и Большой Хете. Доставка МТР на Ванкорское месторождение возможна при уровне воды на Большой Хете не менее 17,5 метра. Согласно многолетним наблюдениям, этот период составляет около одного месяца — с начала июня по начало июля. Возможность доставки грузов на Сузунское месторождение во время навигации в некоторых случаях сохраняется до середины сентября, но с применением барж меньшей грузоподъемности и малой осадкой. Навигационный завоз МТР на перевалочную базу «Прилуки» возможен до конца октября.

Формирование цен на газ

... в зависимости от удаленности от газовых месторождений и развитости транспортирующей инфраструктуры. Например, для Дальнего Востока цена на газ может достигнуть европейского уровня и даже ... На европейском рынке действует принцип «бери или плати» (take or pay), или так называемый гронингенский принцип ценообразования. Свое название он получил от гигантского Гронингенского месторождения газа, ...

После этого завоз грузов до Ванкорского и месторождений Ямальской группы осуществляется по зимним автодорогам. Зимой 2015-2016 по зимникам планируется перевезти около 240 тыс. тонн — оборудование, металлоконструкции, трубы, ГСМ.

Экспедиционный завоз караваном судов — экономически наиболее эффективный способ доставки крупных партий грузов в район Ванкорской группы месторождений. С 2006 года завоз осуществляется силами региональных перевозчиков — «Енисейского речного пароходства» и «ТранзитСВ», что обеспечивает стабильную занятость красноярских перевозчиков и возможность развития речного флота региона.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Рассматриваемая территория находится в пределах Большехетской структурной мегатерассы, положительного незамкнутого элемента I порядка в пределах Надым-Тазовской синеклизы.

Большехетская структурная мегатерраса представляет собой сложно построенную зону, нарушающую монотонность восточного борта Надым– Тазовской синеклизы, имеет субмеридиональную ориентировку. Ванкорское поднятие представляет собой брахиантиклинальную структуру, вытянутую с юга на север .

В геологическом строении месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойскокайнозойского возраста (рисунок 2).

Рисунок 2 — Сводный разрез юрских и меловых отложений Ванкорского месторождения

Согласно принятой схеме нефтегазоносного районирования, месторождение относится к Сузунскому нефтегазоносному району ПурТазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской НГП. Основная газонефтяная залежь пластовая сводовая массивного типа приурочена к песчаным пластам Як-III-VII яковлевской свиты раннемелового возраста .

Рисунок 3 – Геологическое строение месторождения

Нефтегазоносность Ванкорского месторождения связана с долганским (Дл-I-III), яковлевским (Як-I, Як -II, Як-III-VII), суходудинским (Сд-IX) и нижнехетским (НХ-I, НХ-III-IV) уровнями. Залежи свободного газа установлены в пластах Дл-I-III, Як-I и Як -II, нефти – в Як-III-VII, НХ-III-IV, Сд-IX и НХ-I, газовые шапки – в Як-III-VII и НХ-III-IV.

Залежь пласта Дл-I-III газовая, пластовая сводовая, литологически экранированная, подстилается подошвенной водой. Пласт представлен песчаниками и алевролитами, характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью. Верхняя часть разреза характеризуется повышенным содержанием глины. Размеры залежи 32,5х10,5 км, высота – 59 м.

Рисунок 4 – Профильный геологический разрез Дл-I-III

Пласты Як-I и Як-II – маломощны, представлены переслаиванием русловых и пойменных отложений. Характеризуются наличием обширной зоной глинизации. Залежи пластовые, сводовые, литологически экранированные. В пласте Як-I выделяются три залежи: нефтегазовая залежь северного купола и две газовые залежи южного купола. Залежь пласта Як-II нефтегазовая.

Рисунок 5 – Профильный геологический разрез Як-I, Як-II

Яковлевская свита (K1jak) залегает на отложениях малохетской свиты. Представлена отложениями надводных дельтовых равнин аргиллитоподобными глинами, углистыми рассланцованными аргиллитами, алевролитами, слаболитифицированными песчаниками, содержащими прослои углей, известковых и сидеритовых песчаников, известняков, гальку кремнистых и магматических пород. Слоистость пород тонкая, косая, горизонтальная, перекрестная, линзовидная, обусловленная наличием прослоев углистого и слюдистого материала. Цвет пород варьирует от светло-серого, почти белого до черного. Пачки глинисто-алевритовых и песчаных пород не выдержаны по составу и мощности. В верхней части разреза количество глинистых пород увеличивается. Отличительной особенностью разреза яковлевской свиты является наличие прослоев углей мощностью 2-4 м, выделяемых внутри глинисто-алевритовых пачек.

Экономическая часть дипломного проекта. выполнение экономической ...

... пути решения, в экономической части дипломной работы должны быть наглядно представлены в виде схем диаграмм и рисунков. В общих чертах мы представили структуру, и содержание в экономической части дипломного проекта. Они должны ...

В отложениях яковлевской свиты, обнаружены редкие находки макро и микрофауны и спорово-пыльцевой комплекс, указывающий на апт-альбский возраст пород. С отложениями свиты связаны продуктивные пласты Як-I, Як-II, Як-III-VII.

Толщина яковлевской свиты изменяется от 561 м (скважина СВн-1) до 652 м (скважина Вн-8).

Залежь пластов Як-III-VII газонефтяная, массивная, сводовая, подстилается подошвенной водой, присутствуют две газовые шапки на юге и севере месторождения. представлен отложениями русел рек и имеет сложное геологическое строение. Высокая расчлененность и наличие локальных зон глинизации в северной части пласта. На севере выделяется изолированная нефтенасыщенная линза Як- III, отделенная от пластов Як-III-VII нерадиоактивной глинисто- алевролитовой пачкой, выдержанной по всей площади северного купола. Размер залежи 308-13 км, высота нефтенасыщенной части залежи – 50 м, газонасыщенной – 25 м. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами.

Рисунок 6 – Профильный геологический разрез Як-III, Як-III-VII

Залежь пласта Сд-IX газонефтяная, массивная, сводовая, подстилается подошвенной водой. Пласт представлен прибрежно-морскими отложениями пляжа, сформированными под действием приливно-отливных процессов. Размеры залежи 63-4 км, высота – 25 м. Южная часть залежи полностью водонасыщена, предположительно отделена разломом от северной части. Представлена прослоями песчаников и алевролитов.

Рисунок 7 – Профильный геологический разрез Сд-IХ

Залежь пласта Нх-I газонефтяная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Пласт прибрежно-морской, выдержанный, маломощный; с высокой неоднородностью свойств по вертикали. В восточной части залежи, в районе скважины СВн-1, залежь ограничена зоной глинизации, шириной около 5 км. Размеры залежи 33,58,5-18,5 км, высота 115 м. Пласт представлен прослоями песчаников и алевролитов. Нижняя часть разреза имеет ухудшенные коллекторские свойства, проницаемость порядка 1 мД.

Рисунок 8 – Профильный геологический разрез Нх-I

Залежь пластов НХ-III-IV нефтегазоконденсатная, пластовая, сводовая. Размеры залежи 3013 км, высота нефтенасыщенной части залежи – 44 м, газонасыщенной – 50 м. Литологический состав пород-коллекторов представлен песчаниками и алевролитами. В кровле Нх-IV залегают песчаники с повышенными коллекторскими свойствами («суперколлектор»); толщина суперколлектора на севере 8-12 м, в основном куполе 4-6 м; на севере суперколлектор разделен алеврито-глинистой перемычкой, часто наблюдается ухудшение ФЕС в прикровельной части. Пласт Нх-III характеризуется неоднородным строением, c ухудшенными ФЕС.

Рисунок 9 – Профильный геологический разрез Нх-III-IV

Сводные геологические данные по пластам Ванкорского месторождения представлены в таблице 1. Таблица 1 –Сводная геолого-физическая характеристика

Оценка и пути повышения инвестиционной привлекательности предприятия ...

... инвестиционной привлекательности ООО «ПЛАСТ». Согласно определенной цели в работе поставлены следующие задачи: рассмотреть теоретические и методологические основы оценки инвестиционной привлекательности предприятия; произвести оценку инвестиционной привлекательности ООО «ПЛАСТ»; разработать рекомендации по улучшению деятельности предприятия и повышению его инвестиционной привлекательности; ...

Объекты

Параметры Як-III Дл-I-III Як-I Як-II Сд-IX Нх-I Нх-III-IV

VII Средняя глубина

• 995 -1650 залегания -2400 -2550 -2750
• 1015 -1671 (абсолютная отметка), м

Пластовый,

Пластовый, сводовый,

Массивный, сводовый, Пластовый, Тип залежи литологически сводовый литологически- сводовый

экранированный

экранированный

Тип коллектора терригенный, поровый Площадь нефтегазоносности, 226464 23998 43622 252445 20380 308769 286557 тыс.м2 Средняя общая толщина,

38,5 12,1 5,6 75,2 43,6 10,6 99,2 м Средняя газонасыщенная 12 3,6 2,5 7 1,4 1,2 14,5 толщина, м Средняя эффективная нефтенасыщенная — 2,4 2,4 17,7 3,5 7,5 17,5 толщина, м Средняя эффективная водонасыщенная 11,5 7,5 — 31,9 30,3 5,2 11,5 толщина, м

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика

продуктивных коллекторов

Для пласта Дл-I-III был произведен отбор керна из пяти скважин. Выполнено 135 определений пористости (3 скважины) и 138 определений проницаемости (3 скважины), 10 определений остаточной водонасыщенности (2 скважины).

Во всех скважинах проводился стандартный комплекс ГИС, включающий: методы ПС, КС (градиент- и потенциал-зонды), РЕЗ (резистивиметрия), ТМ (термометрия).

Для оценки технического состояния скважин и качества цементирования обсадных колонн выполнялись замеры инклинометрии, ОЦК (отбивка цементного кольца), АКЦ (акустическая цементометрия), СГДТ (скважинная гамма-дефектометрия и толщинометрия).

Коллектор продуктивных пластов Як-III-VII яковлевской свиты охарактеризован керном в 24 скважинах, среднее значение пористости составляет 27,5% по 1050 определениям. Среднее значение проницаемости 569,8 мД по 1094 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в газо-нефтенысыщенной части пласта 23% по 162 определениям. Коэффициент вытеснения нефти водой определен на 131 образце собственного керна и равен 0,528. Стандартные исследования керна из разведочных и эксплуатационных скважин для пласта ЯК-III-VII представлены в таблице 3.

Для пласта Сд-IX Керн отобран из одной скважины. ФЕС по керну не определялись и приняты по ГИС. Коэффициент вытеснения принят по аналогии с Сузунским и Тагульским месторождениями и равен 0,494.

Для пластов Нх-I, НХ-III-IV был произведен отбор керна по пластам нижнехетского уровня из десяти скважин, выполнено 223(по Нх-I), 244(по НХIII-IV) определений пористости, 373(по Нх-I), 535(по НХ-III-IV)– проницаемости, 150(по Нх-I) и 206 НХ-III-IV)–остаточной водонасыщенности. Коэффициент вытеснения нефти водой определен на 61 образце и равен 0,436 (по НХ-I), по пласту НХ-III-IV на 177 образцах и равен 0,518.

Кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП) определены в системе «нефть-вода» 21 исследование для яковлевского уровня и 33 для нижнехетского. В системе «нефть-газ» было проведено 8 исследований для яковлевского уровня и 13 для нижнехетского.

Сводная Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов представлена в таблице 2.

Таблица 2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Актуальные проблемы налогообложения добычи нефти и газового конденсата ...

... налогообложения нефтегазовой отрасли в РФ в ближайшие 10-20 лет в стране может произойти снижение объемов добычи нефти ... разведочных и эксплуатационных скважин, добычу и транспортировку газа и хранение газа. Единая система ... рассмотреть основные пути решения выявленных проблем. В работе использованы труды ... добычи с риском снижения капитализации, RBK, 01 марта 2013 г. В этой связи особо актуальным ...

Объекты

Параметры Нх-III Дл-I-III Як-I Як-II Як-III-VII Сд-IX Нх-I

IV

Коэффициент пористости, доли ед. 0,29 0,28 0,27 0,27 0,21 0,19 0,21 Коэффициент нефтенасыщенности пласта,

• 0,46 0,6 0,61 0,6 0,47 0,54

доли ед.

Проницаемость, 10-3 мкм2 476 149 144 320 40 24 128

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,60 0,77 0,81 0,72 0,95 0,37 0,68

Коэффициент расчлененности, доли ед. 5,73 2,1 1,8 14,4 3,5 3,6 10,3

Начальная пластовая температура, оС 12 29 30 31,5 53 59 65

Начальное пластовое давление (на ГНК, ГВК),

9,6 15,7 15,9 15,9 23,5 25,4 27,1

МПа Таблица 3 — Стандартные исследования керна из разведочных и эксплуатационных скважин для пласта ЯК-III-VII

Количество

Водоудерживающая способность (Квс).

скважин по

Эффективная мощность. м

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД

% видам

анализов №скв. Количе Значение Значение Количес Значение

Количеств

ство тво

о Кп Кв

опреде минималь максималь средн минималь максималь определ минимал максима средн Кп

определен среднее р с

лений. ное ное ее ное ное ений. ьное льное ее

ий. шт.

шт. шт.

СВн-1 57.6 14 7.1 25.2 18.1 5 0.1 7.7 4.2 4 45.01 87.4 60.75

СВн-2 63.8 44 1.6 32.7 19.1 32 0.001 1052.6 181.4 10 15.1 92.83 45.21 СВн-3 43.2 3 0.6 4.8 3.2 3 0.001 1.7 0.6 СВн-4 50.7 17 15 28.8 23.3 17 0.63 1084.4 338.9 2 19.65 31.75 25.7 Вн-2 60.9 21 6.6 31.8 22.9 11 20 335.5 103 12 5.95 47.6 28.1 Вн-6/4 73.5 12 1.8 14.9 9.8 12 0.001 40.3 8.8 6 12.64 14.85 13.9

10.03.20 Вн-7 74.1 47 10 29.4 24 31 3.82 267.7 5 38.43 43.85 41.2 Вн-8 51.4 20 20.7 31.5 27.3 56 2.52 2520.1 646.7 13 15.45 35.03 27.2 Вн-9 69.7 94 8.8 32.1 24.2 88 0.35 1949.8 334.6 17 17.6 63.1 33.5 Вн-10 55.4 23 11.6 29.7 20.8 10 0.94 621.3 261.1 5 20.15 78.1 42.61 Вн-11 53.5 37 15.4 32.5 27.3 48 2.1 2134.9 555.4 6 15.1 62.6 30.9 Вн-12 76.8 59 0.4 30.7 22.6 59 0.001 2887.4 439.8 7 15 49.3 31.9 Вн-13 66.6 30 7.9 28.4 21.6 12 0.6 168.1 39.3 2 35.9 42.9 39.4 Продолжение таблицы 3

Количество

Эффективная мощность. м

скважин по

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

%

видам

анализов №скв.

Количес Значение Количест Значение Количест Значение

тво во во Кп Кв

миним максималь средн минималь максималь средн минималь максима средн Кп

определе определен определен р с

альное ное ее ное ное ее ное льное ее

ний. шт. ий. шт. ий. шт.

СВн-1 57.6 14 7.1 25.2 18.1 5 0.1 7.7 4.2 4 45.01 87.4 60.75 Вн-13 66.6 30 7.9 28.4 21.6 12 0.6 168.1 39.3 2 35.9 42.9 39.4 Вн-16 53.9 39 9.9 30.4 21.2 32 0.08 829.6 137.6 3 22.4 35.4 27.2 Вн-17 39.5 11 2.9 17.5 12.8 8 0.02 169.4 23.1 1 24.3 24.3 24.3 103 62.9 111 1.8 32.1 25.5 110 0.023 3050.02 402.4 15 13 36.2 23.1 127 67.1 54 0.5 31.9 24.5 108 0.001 1824.41 392.0 27 10.95 59.8 32.4 138 56.5 29 4.8 31 25.8 65 0.01 3089.5 465.4 16 9.1 57.1 32.5 149 57.4 104 6.3 34.2 27.6 86 0.03 3594.4 703.3 20 6.3 75.5 24.4 159 64.7 93 1.4 31.2 25 92 0.001 3202.5 362.0 21 10.57 43.41 23.3 160 73.5 76 1.7 32.9 24.6 71 0.023 5138.5 553.4 21 7.36 50.32 20.85 164 57.6 15 0.8 29.6 20.1 15 0.08 1208 151.9 7 21.4 63.1 36.4 184 78.7 72 1.4 32.6 27.5 72 0.001 2772.99 776.4 27 7.9 38.2 19.2 358 64.5 138 1.9 32.8 27.7 131 0.001 3120.9 676.6 18 10.2 32.6 18.63 7Н 60.6 72 0.6 31.1 25.9 72 0.02 2889.19 453.2 19 7.5 47 20.4 итого 1456 1468 369 27 27 26

Мировой рынок нефти: проблемы истощения ресурсов и энергетическая ...

... экономик; выявить альтернативные источники. Основными источниками при написании курсовой работы послужили: Глава 1. Формирование мирового рынка нефтяных ресурсов 1.1 Запасы, производство и потребление нефти ... тыс. скважин. Для ... нефти. Рис. 3. Прогноз мировой добычи и потребления нефти до 2016 г. Анализ рисунка ... газ обусловит более умеренный рост спроса на нефть. Рис. 4. Прогноз динамики прироста на нефть ...

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Физико-химические свойства пластовых флюидов пластов Дл-I-III, Як-III, Як-III-VII, Сд-IХ, НХ-I и НХ-III-IV месторождения исследованы на примере 76 глубинных проб нефти, а также поверхностных проб нефти (123), воды (78) и газа (126), в том числе было отобрано 12 глубинных проб с пластов Як-III-VII (скважины Внк-103 (1 проба), Внк-149 (6 проб) и Внк-358 (5 проб)), 2 глубинные пробы с пласта НХ-I (скважина Внк-103) и 9 глубинных проб с пластов НХ-III-IV (скважины Внк-103 (3 пробы), Внк-149 (3 пробы) и Влд-1 (3 пробы)).

Свойства сепарированной нефти исследовались на примере 12 проб с пластов Як-III-VII, 5 проб с пласта НХ-I, а также 15 проб с пластов НХ-III-IV.

Свойства газа и конденсата были исследованы на примере одной пробы газа с пластов Як-I-II (скважина Внк-17), 16 проб газа с пластов Як-III-VII, 4 пробы с пласта НХ-I и 16 проб с пластов НХ-III-IV, а также было отобрано и исследовано 2 пробы стабильного конденсата с пластов НХ-III-IV (скважина Внк-327).

Свойства пластовых вод за данный период были исследованы на примере одной пробы с пластов Як-I-II, одной пробы с пластов Як-III-VII, 3 проб с пласта НХ-I и 8 проб с пластов НХ-III-IV. Нефти пластов малосернистые, парафинистые, малосмолистые.

Сводные физико-химические свойства пластовых флюидов представлены в таблице 4. Таблица 4 — Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Объекты

Параметры Як-III Дл-I-III Як-I Як-II Сд-IX Нх-I Нх-III-IV

VII Вязкость нефти в пластовых условиях, — 12,9 6,4 8,7 1 0,6 0,5

мПа·с Плотность нефти в пластовых условиях, — 0,876 0,839 0,852 0,725 0,693 0,688

т/м Плотность нефти в поверхностных — 0,912 0,893 0,907 0,867 0,823 0,845 условиях, т/м Объемный коэффициент

• 1,098 1,127 1,12 1,377 1,422 1,458 нефти, доли ед. Содержание серы в
• 0,195 1,127 0,21 0,07 0,12 0,1

нефти, % Содержание парафина в

• 0,42 1 1,03 2,16 4,2 3,8

нефти, % Давление насыщения

• 15,7 15,9 15,9 23,5 25,4 27,1 нефти газом, МПа Газосодержание, м3/т — 54,6 60,6 59,5 177,4 202,3 211

Содержание

• сероводорода, % Вязкость воды в пластовых условиях, 1,2 0,8 0,74 0,53 0,48 0,44

мПа*с Плотность воды в поверхностных 1,007 1, 008 1,008 1,01 1,008 1,009 условиях, т/м Сжимаемость, 1/МПа ×

10-4

• нефти — — 3 10 12 13
• воды 4,1 4,1 4,1 4,1 4,1 4,1 Коэффициент вытеснения нефти, доли — — 0,528 0,494 0,436 0,518

ед. Средний коэффициент

30.5× продуктивности, 76.3× 103 16 0,7 2,7 10,5

м3/сут·атм

1.5 Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное текущее и

конечное значения)

Геологическая модель пласта Як-III-VII состоит из 3 зон – Як-III, Як- IV и Як- V-VII. В прикровельной части пласта Як-IV по каротажным данным выделена слаборадиоактивная пачка алеврито- глинистых пород.

Ликвидация и консервация скважин

... месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов, подлежат консервации в соответствии с порядком, установленным Консервация скважин производится в ...

Рисунок 10 – Геологическая модель пласта Як-III-VII

Начальные запасы Ванкорского месторождения по состоянию на 1 января 2015 г. составляют:

• Геологические: ВС1 – 1 092 млн. т; С2 – 20,2 млн.т

Извлекаемые: ВС1 – 464,4 млн. т; С2 – 5,7 млн.т

КИН на балансе РФГФ: ВС1 / С2 – 0,425 / 0,283

Начальные запасы природного газа: С1 – 54,8 млрд.м3; С2 – 0,8 млрд.м3

Начальные запасы газового конденсата:

Геологические: С1 – 8204 тыс.т.

Извлекаемые: С1 – 5808 тыс.т. На 01.01.2015

Накопленная добыча нефти: 91,9 млн.т.

Начальные извлекаемые запасы: 470,1млн.т.

Пиковая добыча: 22,0 млн.т.

Текущая добыча: 22,0 млн.т.

Действующий фонд (доб/нагн): 385/122 скважин

Текущий КИН: 8,3 %

Текущая обводненность: 53,4 %

Отбор от НИЗ/Отбор от вовлеченных запасов: 19.6/19.6 %

Средний дебит нефти: 158,3 т/сут

Средний дебит жидкости: 339,6 м3/сут

В частности для пласта ЯК-III-VII:

• Геологические: ВС1 – 608 385 тыс.т;
• Извлекаемые: ВС1 – 272 275 тыс.т;

Проектный КИН: ВС1 — 0,448

Запасы газа:

Растворенного: 36199 млн.м3

Свободного: 15 557 млн.м3

1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза

на Ванкорском месторождении пласт ЯК-III-VII

Пласт характеризуется речной обстановкой осадконакопления, что приводит к значительной неоднородности ФЕС, а также высокой расчлененности (14.6 д.ед.).

Кроме этого, исходя из особенности распространения глин, пласт делится на две условные области — северную и южную. Несмотря на близкие значения расчленённости, в северной части пропластки глин характеризуются значительно большими толщинами сравнительно с южной частью, что приводит к снижению нефтенасыщенной толщины, а также более явному выделению изолированных друг от друга линз коллектора (Рисунок 11).

Рисунок 11 — Геологический разрез по проницаемости с севера на юг пласта Як-III-VII

2.Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки

По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 311 скважин, в т.ч. добывающих 230, нагнетательных 81.

В добывающем фонде находится 244 скважины, из них действующих 237, бездействующих 4, наблюдательных 2, ликвидированных 1.

В нагнетательном фонде 82 скважины, из них 68 под закачкой воды, 14 в отработке на нефть.

Проектный фонд реализован на 94%.

По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 61 926 тыс.т, жидкости – 95 672 тыс.т, газа газовой шапки – 8 674 млн.м3.

Текущий отбор нефти от НИЗ – 20,6% при текущей обводненности – 51,7%. При этом текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 61,9%.

Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 80 818 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 51%.

Текущее пластовое давление равно 13 МПа при начальном пластовом давлении 15,9 МПа и давлении насыщения – 15,9 МПа.

За 2014 г. добыча нефти составила 14 425 тыс.т, жидкости – 29869 тыс.т, газа газовой шапки – 2 012 млн.м3.

Среднегодовой дебит нефти – 186,7 т/сут, жидкости – 408,9 т/сут.

Схема размещения скважин – в южной и центральной частях залежи предусматривается совмещенная блочно-квадратная и трехрядная сетки горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м и длиной горизонтального участка добывающих скважин 1000 м; по северной части залежи происходит уплотнение ячейки до 1400 м при длине ствола 700 м. Внутри блока и на стыках блоков размещены скважины уплотнения (Рисунок 12).

Экономическое обоснование мероприятий по ликвидации скважин в ...

... выбираются в зависимости от конкретных причин ликвидации скважин, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ. Цель курсовой работы – закрепление знаний по экономике, ... В данной курсовой работе будут рассмотрены и экономически обоснованы методы ликвидации добывающих и нагнетательных скважин Самотлорского месторождения. Технология проведения работ, а также выбор необходимых ...

Южная и центральная Северная часть

части залежи залежи

2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного

месторождения

Наблюдается снижение фильтрационных параметров в нагнетательных скважинах, проницаемость падает в среднем на 46 %. Наиболее часто вина этому заключается в загрязнении призабойной зоны пласта (ПЗП) механическими примесями и продуктами коррозии, оставшейся окисленной нефтью, отложениями солей и набуханием глин породы-коллектора при нагнетании в пласт подтоварных вод.

Рисунок 13 – Анализ выработки запасов по разрезу Як-III-VII

В целом наблюдается снижение фазовой проницаемости пластаколлектора по нефти. Это сопровождается увеличением обводненности с 0,5 % до 57,5 % и соответственно уменьшением фазовой проницаемости по нефти, происходит изменение скин-фактора с 5,10 до 6,04. Также можно отметить рост пластового давления в пределах зоны дренирования скважины 304 на фоне общего его снижения в целом по месторождению. Все вышеизложенные изменения, могут указывать на неоптимизированный режим системы ППД, сопровождающийся прорывом нагнетаемых вод в скважину.

На 01.01.2015 на основном объекте разработки Як-III-VII пробурено 311 скважин основного фонда: 230 добывающих и 81 нагнетательная. Соотношение действующих нагнетательных (68 ед.) и добывающих (237 ед.) скважин составило 1:3.5. Распределение действующего фонда по дебитам, накопленной добыче и обводненности представлено в таблицах 5, 6.

На 01.01.2015 средний коэффициент продуктивности равен 13 м3/сут/атм.

На протяжении всего периода разработки пласта доля механизированного фонда неуклонно растет, и достигла 99% на 01.01.2015. Прежде всего, это связано с увеличением обводнённого фонда скважин и поддержанием проектных уровней добычи нефти месторождения в целом. Этому также способствовало снижение газового фактора, позволившее перевести скважины с фонтанного способа эксплуатации на работу с помощью УЭЦН, в том числе за счёт влияния сформированной системы ППД.

Таблица 5 — Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Як-III-VII на 01.01.2015

Дебит Обводнённость, % нефти, т/сут <20 20-50 50-70 >70

245, 509В, 513, 515, 519,

523, 525, 526, 527, 530,

531, 544, 546, 553, 557,

565, 567, 570-1, 572, 573, 328, 492, 506, 508, 528,

578, 580, 584, 589, 590, 529, 542, 551, 552, 561,

456, 461, 491, 509СВ, 540, <100 591, 595, 597, 599, 620, 151, 510, 975, 996 586, 593, 606, 643, 905,

904, 930, 991

622, 628, 634, 636, 642, 908, 923, 938, 956, 965,

644, 646, 655, 660, 900, 976, 981, 983, 989, 995

907, 909, 915, 929, 940,

942, 947, 953, 954, 962,

964, 992, 993

303, 350, 364, 388, 396,

331, 343, 346, 349, 362, 304, 315, 318, 319, 329,

511, 532, 538, 568, 588,

458, 463, 576, 625, 626, 571, 623, 635, 736, 935, 377, 447, 449, 452, 453, 100-200 616, 631, 633, 649, 650,

639, 912, 913, 917, 937, 968, 977, 986, 988 462, 569, 582, 601, 640,

671, 910, 918, 922, 944,

941, 970, 979, 984, 987 641, 911, 994

948, 952, 958, 969, 990

131А, 243, 307, 351БИС, 321, 330, 517, 549, 559,

345, 371, 395, 638, 901, 322, 333, 344, 360, 451, 200-300 614, 645, 925, 933, 945, 629, 632, 637, 654, 921,

949 535, 536, 621

946, 957, 963, 982 936

317, 334, 336, 361, 366, 305, 308, 309, 314, 316,

365, 926, 934, 943, 971, >300 387, 393, 534В, 534СВ, 320, 372, 375, 376, 381, 301, 467, 617

548, 555, 906, 985 382, 383, 386, 392, 394 Таблица 6 — Распределение действующего фонда по накопленной добыче нефти и обводненности объекта Як-III-VII на 01.01.2015

Накопленная Обводнённость, % добыча нефти, тыс.т <20 20-50 50-70 >70

243, 245, 303, 511, 525,

530, 544, 546, 553, 557,

567, 570-1, 573, 578, 580,

589, 590, 591, 597, 599,

506, 528, 586, 593, 606,

642, 644, 646, 660, 671, 509СВ, 549, 904, 917, 930,

<50 900, 907, 909, 915, 922, 937, 979, 984, 987, 991

151, 510, 975, 977, 996 641, 905, 908, 938, 956,

976, 981, 983, 994, 995

925, 926, 933, 934, 940,

944, 945, 947, 953, 958,

962, 963, 964, 971, 982,

992, 993

131А, 351БИС, 388, 509В,

513, 515, 519, 523, 526,

527, 531, 532, 538, 565,

343, 456, 458, 491, 517,

568, 572, 584, 588, 595, 318, 508, 529, 542, 551,

534В, 540, 559, 576, 654, 571, 736, 901, 935, 968, 50-200 616, 620, 622, 628, 631,

912, 913, 921, 936, 941, 986, 988

552, 561, 569, 582, 601,

633, 634, 636, 645, 649, 643, 911, 923, 965, 989

970, 985

650, 655, 910, 918, 929,

942, 946, 948, 952, 954,

957, 969, 978, 990

461, 463, 534СВ, 548, 555, 319, 328, 377, 447, 449, 200-500 307, 350, 396, 943 625, 626, 629, 632, 637, 395, 623, 635, 949 452, 453, 462, 467, 492,

639, 906 535, 536, 621, 640

305, 308, 309, 314, 316,

317, 321, 330, 331, 334,

320, 345, 371, 372, 375, 301, 304, 315, 322, 329, >500 364, 365, 614 336, 346, 349, 361, 362,

376, 381, 382, 383, 386, 333, 344, 360, 451, 617

366, 387, 393

392, 394, 638

Рисунок 14 — Показатели эксплуатации добывающих горизонтальных скважин пласта

Як-III-VII, оборудованных установками ЭЦН

Рисунок 15 — Показатели эксплуатации добывающих горизонтальных скважин пласта

Як-III-VII, работающих на фонтане

Рисунок 16 — Показатели эксплуатации наклонно-направленных нагнетательных скважин пласта Як-III-VII, находящихся в отработке на нефть и оборудованных установками

ЭЦН

Анализ полученных графиков позволяет сделать вывод, что фактические показатели основной группы скважин пласта Як-III-VII, а именно механизированного фонда горизонтальных скважин, практически полностью совпадают с проектными (Рисунок 14).

Фактический уровень обводненности добываемой продукции на 01.01.2015 по сравнению с 2012 годом находится на уровне проектного и составляет 58%. Что касается забойного давления, то, начиная с 2013 года, наметилась его стабилизация, а в 2014 году произошло его небольшое снижение согласно снижению пластового давления. Это вызвано необходимостью поддержания проектных уровней добычи. В свою очередь снижение пластового давления связано с временным ограничением закачки в целях дальнейшего перераспределения её на нагнетательные скважиныдублёры в соответствующих элементах заводнения и недостаточным уровнем компенсации при интенсивных темпах отбора (6.1% от ТИЗ).

Это подтверждается скачком газового фактора в начале 2014 года, связанным в основном с разгазированием нефти в призабойной зоне. Необходимо отметить тенденцию снижения дебита нефти скважин этой группы до проектного уровня к концу 2014 года.

В группу горизонтальных скважин пласта Як-III-VII, работающих фонтанным способом эксплуатации, входят скважины с высоким газовым фактором, не позволяющим эксплуатировать установки ЭЦН из-за большого газосодержания на приёме насоса (Рисунок 15).

Дебиты скважин можно считать соответствующим проектным. Забойное давление выше проектного, а также видна его стабилизация, начиная с 2012 года. В то же время пластовое давление снижается за счёт прорывов газа газовой шапки и отборов скважинами окружения. Увеличение газового фактора с конца 2012 года не связано с изменением фильтрационных потоков в пласте, а обусловлено постепенным переводом в механизированный фонд скважин с меньшим газовым фактором, поэтому средний показатель растёт. Снижению газового фактора по переводным скважинам способствует сформированная система ППД в центральной и южной частях пласта. Таким образом, по состоянию на 01.01.2015 в фонде скважин, работающих фонтанным способом эксплуатации, числятся только 2 скважины (№№346 и 350).

Группа наклонно-направленных скважин пласта Як-III-VII представлена только механизированным фондом (Рисунок16).

Большая часть скважин по проекту нагнетательные и находится в отработке на нефть, остальная часть представлена скважинами уплотнения, расположенными на стыке блоков сетки. Снижение фонда скважин к середине 2011 года связано с переводом скважин под закачку и формированием системы ППД в южной и центральной частях залежи. С этого момента начинается интенсивной разбуривание северного купола залежи Як-III-VII и увеличение фонда скважин данной группы. За весь период разработки средний дебит наклонно-направленных скважин меньше проектного значения, так как он включает в себя более высокие дебиты горизонтальных скважин. Обводненность продукции не соответствовала проекту только в 2012 году, когда за счёт бурения новых скважин на севере залежи была выявлена более высокая расчленённость по сравнению с ожидаемой, и произошло снижение эффективных нефтенасыщенных толщин за счёт появления локальных зон глинизации. Скважины, пробуренные в пропластке Як-V-VII, оказались близко расположенными к водоносному горизонту, и тем самым выходили на режим со значительно более высокой стартовой обводненностью.

2.3 Анализ выработки запасов нефти

Одним из основных методов анализа выработки и прогноза хода заводнения является представление логарифма водонефтяного фактора (ВНФ) как функции текущего значения накопленной добычи. Этот график зачастую имеет вид линейной зависимости. Однако ввиду того, что Ванкорское НГКМ находится в конце первой стадии разработки, ввод новых скважин, изменение технологических показателей работы скважин, а также небольшой срок эксплуатации месторождения оказывают значительное влияние на анализ этой зависимости и выработки запасов в целом.

На рисунке 17 представлена прогнозная добыча нефти скважин на 01.01.2015 по методике ВНФ. Значение предельной обводнённости в расчётах принималось равным 98 %. Таким образом, конечные извлекаемые запасы нефти пластов Як-III-VII, 183322 тыс. тонн. Это означает, что конечный КИН пластов Як-III-VII 0.296.

Рисунок 17 — Прогноз выработки запасов пласта Як III-VII к моменту достижения

предельной обводнённости 98 %

По пласту Як-III-VII значительное повышение обводненности происходит за счет образования конусов воды.

Рисунок 18 — Сходимость фактического и рассчитанного по материальному балансу

пластового давления объекта Як-III-VII

По результатам анализа данных ГИС и СО-каротажа можно считать, что положение контактов флюидов с начала разработки не изменилось. Снижение пластового давления происходит равномерно как в нефтенасыщенной части залежи, так и в газовой шапке, что также подтверждается данными XPT исследований. Расчет по методу материального баланса (исходя из условия статичности ГНК) показал что из накопленной добычи свободного газа только 22% было добыто из начальных запасов газовой шапки, остальной газ является газом разгазирования.

Текущего фонда нагнетательных скважин недостаточно для полной компенсации отборов жидкости, что приводит к снижению пластового давления. Увеличение объемов закачки без изменения конструкции скважины невозможно по причине достижения ограничения по устьевому давлению.

2.4 Анализ примененных методов направленных на

увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти на месторождении

2.4.1 Гидродинамические методы воздействия

Заводнение – самый распространенный метод воздействия. В качестве рабочего агента используется вода в силу своей вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны.

Промысловый опыт внедрения заводнения на нефтяных месторождениях показывает, что наиболее эффективное вытеснение нефти достигается при использовании минерализованной воды, химический состав которой максимально соответствует составу пластовой воды. В этом случае обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта, отсутствуют негативные явления (кольматация призабойной зоны нагнетательных скважин, отложение солей и набухание глин) и происходит наиболее эффективное вытеснение нефти.

На Ванкорском месторождении в настоящее время система ППД путем закачки воды находится в стадии формирования. Единственным технологическим фактором, ограничивающим применение заводнения, является высокая глинистость коллекторов. Поэтому для закачки в пласты рекомендуется использовать подтоварную воду и воду долганской свиты, как наиболее близкую по составу и свойствам к пластовой воде.

2.4.2 Физико-химические методы воздействия

Нагнетание водных растворов ПАВ. Сущность метода заводнения с применением дозированной закачки больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации (0.05-0.1 %) заключается в повышении вытесняющих свойств закачиваемой воды за счет снижения межфазного натяжения между водой и нефтью. Применение водных растворов ПАВ при данных концентрациях способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти на 2-3 %, снижению поверхностного натяжения между водой и нефтью от 35-45 до 7-7.8 мН/м, снижению набухаемости глин в 1.1-2 раза, повышению работающей толщины пласта на 10-42 %, повышению фазовой проницаемости нефти на 4080 %, уменьшению солеобразования в пласте при несовместимости вод.

Однако удовлетворительных результатов на испытаниях не было достигнуто из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных растворов ПАВ.

Для залежей Ванкорского месторождения факторами, ограничивающими применение метода нагнетания водных растворов ПАВ, являются высокая глинистость пластов, содержание парафинов, большая эффективная нефтенасыщенная толщина для данного метода и наличие газовой шапки. Данный метод неприменим в условиях Ванкорского месторождения.

2.4.3 Нагнетание водного раствора полимера

Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокими вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности нефти и воды и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод.

В пластах с глинистостью более 5-10% при нагнетании водных растворов полимера в присутствии глины может происходить взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Кроме того, глинистые минералы за счет значительной площади поверхности горной породы вызывают значительные потери полимера. ПАА легко и сильно адсорбируется в присутствии глинистых минералов.

Таким образом, применение полимерного заводнения на залежах Ванкорского месторождения не рекомендуется.

2.4.4 Нагнетание водных растворов щелочи.

Основными механизмами вытеснения являются следующие:

• снижение межфазного натяжения;
• эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии);
• изменение смачиваемости пород.

Однако наряду с положительным действием щелочи на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породыколлектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Потери щелочи возрастают с ростом содержания глин. Значительное влияние на нефтевытеснение при нагнетании щелочных растворов оказывает содержание глин выше 15-20%. В этом случае существенно возрастают потери щелочи из-за роста количества щелочи, реагирующей с глиной. При закачке в продуктивный пласт растворов щелочей (NaОН, NaCО3) при смешении с жесткими пластовыми водами они могут образовывать осадки Са(ОН)2; Мg(ОH)2; CaCО3; MgCО3.

По жесткости пластовая вода Ванкорского месторождения относится к категории очень жестких (5,5 г/л).

Учитывая высокие значения жесткости и глинистости для данной технологии, можно предположить, что при нагнетании щелочи в залежи Ванкорского месторождения будет происходить образование малорастворимых осадков, нарушение структуры щелочного раствора, что вызовет уменьшение проницаемости и пористости и снижение вытесняющей способности раствора. Эти явления будут отрицательно сказываться на эффективности метода нагнетания водных растворов щелочи, поэтому применение этого метода нецелесообразно.

2.4.5 Газовые методы воздействия

Газовые методы воздействия широко применяются в мире и практически не используются в России. На успешность применения газовых методов в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта.

— Нагнетание двуокиси углерода. Механизм вытеснения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Основная причина малой эффективности диоксида углерода как вытесняющего агента при несмешивающемся вытеснении – его малая вязкость (10-15 раз ниже вязкости воды), обуславливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов нефти и охвата пластов вытеснением.

Главные проблемы при использовании метода СО2 связаны с наличием источников получения СО2 вблизи от расположения месторождения, с его транспортировкой, коррозионной активностью, а также с отделением СО2 от нефти и его регенерацией для последующей закачки.

На ряду с положительным действие СО2 при закачке его в пласт инициируется выпадение в осадок асфальто-смолистых веществ из нефти. Это осаждение снижает проницаемость пород и осложняет извлечение нефти из пласта.

Из-за значительного содержания в нефти Ванкорского месторождения асфальто-смолистых веществ и отсутствия источников СО2 применение данного метода не рекомендуется.

• Нагнетание углеводородного газа. Технология закачки углеводородного газа предназначена для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями.

Отмечая в пластах Як-III-VII повышенную вязкость нефти, содержание асфальто-смолистых веществ и невысокую пластовую температуру, можно предположить,, что минимальное давление смешиваемости сухого углеводородного газа и нефти залежи Як-III-VII составит около 30 МПа. Значит, вытеснение нефти углеводородным газом в пластах Як-III-VII будет несмешивающееся, так как среднее давление на забое нагнетательных скважин будет меньше минимального давления смешиваемости. Такой процесс вытеснения будет характеризоваться значительно меньшей эффективностью, чем смешивающееся вытеснение. Учитывая несмешивающееся вытеснение нефти углеводородным газом и повышенную вязкость нефти, способствующую быстрым прорывам газа к забоям добывающих скважин, данный метод воздействия не рекомендуется применять в условиях залежи Як-III-VII.

— Метод водогазового воздействия (ВГВ).

Как показали теоретические исследования и промысловая практика, совместная закачка газа и воды повышает общую эффективность вытеснения нефти по сравнению с отдельным применением только заводнения или закачки газа. Нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15 % по сравнению с обычным заводнением . Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт – обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т.е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть ниже указанной. Эффективность водогазового воздействия на пласт с увеличением неоднородности повышается. При этом содержание газа в закачиваемой смеси также должно уменьшаться. В сильно неоднородных пластах следует применять различные методы регулирования процесса: применение пен, полимеров, изолирование высокопроницаемых слоев.

Поскольку Ванкорское месторождение обладает значительными ресурсами газа, то рассматривается использование метода водогазового воздействия. Анализ мирового и отечественного опыта применения водогазовых методов для увеличения нефтеотдачи свидетельствует об их высокой эффективности.

2.4.6 Тепловые методы воздействия

Низкая вязкость пластовой нефти, большие для данного метода глубины

залегания залежей исключают целесообразность применения тепловых методов воздействия на Ванкорском месторождении.

2.4.7 Микробиологические методы воздействия

Начальная стадия разработки месторождения, большие для данного метода глубины залегания залежей и пластовые давления исключают целесообразность применения микробиологических методов воздействия на Ванкорском месторождении.

3. Специальная часть

Задача дипломной работы – осуществить теоретические расчеты выбора оптимального режима работы пласта на примере пласта ЯК-III-VII Ванкорского месторождения.

Как известно, самый оптимальный режим предусматривает минимальные затраты с максимальным КИН. В связи с тем что залежь подпирает подошвенная вода, а сверху давит газовая шапка, занимающая 25% от всего объема залежи то определим режим как комбинированный газовой шапки и упруговодонапорный одновременно. Предлагается рассмотреть разработку пласта ЯК-III-VII исключительно в естественном режиме, без механизированной добычи, а так же без нагнетания воды с целью поддержания пластового давления.

Расчет будет произведен следующим образом:

а) Определение балансовых запасов.

б) Определение влияния отдельных видов энергии на работу залежи.

в) Расчет распределения давления при газонапорном режиме.

Определим балансовые (геологические) запасы нефти и растворенного газа. Наиболее удобный способ подсчета запасов при любых режимах разработки это объемный метод [6].

Балансовые запасы определим по следующей формуле (при пластовых условиях):

Q нб  F  h  m  sн   нп 10 3 , (1) где F — площадь нефтеносности залежи, м2

h – средняя нефтенасыщенная толщина, м

m – средний коэффициент открытой пористости нефтеносных пород

sн

• средняя нефтенасыщенность пласта

 нп — плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

Балансовые запасы нефти, при стандартных условиях, рассчитывают по формуле:

F  h  m  s н   нд  10 3

Qнб  , (2)

bн

где Q нб -балансовые запасы нефти, тонн

 нп — плотность дегазированной нефти, кг/м3

bн — объемный коэффициент нефти при пластовых условиях

Qнб -балансовые запасы нефти при стандартных условиях , т

Таблица 8 – Исходные данные по пласту ЯК-III-VII F — площадь нефтеносности залежи, м2 252 445 000 h – средняя нефтенасыщенная толщина 17,7 пласта, м m – средний коэффииент открытой 0,27 пористости нефтеносных пород sн — средняя нефтенасыщенность пласта 0,61

 нп — плотность нефти в пластовых 852

условиях, кг/м3 Q нб 627 008 219

• балансовые запасы нефти , т  нп — плотность дегазированной нефти, 907

кг/м3 bн — объемный коэффициент нефти при 1,12

пластовых условиях Q нб -балансовые запасы нефти при 595 967 948

стандартных условиях , т

Отсюда масса растворенного в нефти при пластовых условиях газа Q г составляет разницу между Qнб — Qнб  31040271 тонн.

Рассмотрим результаты опробования и исследования скважин на примере скважин ВН-9, ВН-6 и СВн-1 расположенных в южном куполе и северном куполе пласта ЯК-III-VII соответственно.

Найдем коэффициент продуктивности скважины на примере скважины ВН-9, исследования проводились в период 11.04.2005-01.05.2005 Таблица 9 – Результаты опробования и исследования скважины ВН-9 Режим 1 2 3 4 5 6 7 Дебит нефти, куб.м/сут 0 120 150,35 170 156,78 191,3 166 Дебит воды, куб.м/сут 0 0 0,52 0,85 0,2 0,2 0 Депрессия, Мпа 0 2,28 2,775 3,31 3,33 3,44 3,615 Забойное давление, Мпа 15,96 13,68 13,185 12,65 12,63 12,52 12,345 Дебит газа, куб.м/сут 0 1750 3750 3700 3650 3400 2600

Из результатов исследований Рпл=15,96Мпа. Построим индикаторную линию скважин.

Рисунок 19 — Линейная индикаторная кривая скважины ВН-9

Из графика видно, что фиксируются дебиты газа и воды. Газ выделяется в следствии разгазирования газонефтяной эмульсии. Индикаторная кривая дебита нефти прямолинейна (отклонения незначительны).

Оптимальный режим работы скважины определим как №7. В данном случае коэффициент продуктивности равен:

Q

К пр  , (3)

p

где Q — дебит скважины, т/сут

p – депрессия, МПа

Кпр – коэффициент продуктивности, т/(сут*Мпа) Таблица 10 – Расчет Кпр скважины ВН-6

Q — дебит скважины, т/сут 166

p – депрессия, МПа 3,615

Кпр – коэффициент продуктивности, 86,08 т/(сут*Мпа)

Найдем коэффициент продуктивности безводной скважины на примере скважины ВН-11, исследования проводились в период 21.09.2006-08.10.2006 Таблица 11 – Результаты опробования и исследования скважины ВН-11 Режим 1 2 3 4 5 Дебит нефти, куб.м/сут 0 113 172,7 235,5 202,4 Дебит газа, тыс.куб.м/сут 0 31,3 45,2 56,1 30,8 Забойное давление, Мпа 15,54 14,17 13,35 12,81 12,75

Депрессия, Мпа 0 1,37 2,19 2,73 2,79

Из результатов исследований Рпл=15,54Мпа. Построим индикаторную линию скважин.

Рисунок 20 — Линейная индикаторная кривая скважины ВН-6

Из графика видно, что фиксируются дебиты газа в следствии разгазирования газонефтяной эмульсии. Индикаторная кривая дебита нефти прямолинейна (отклонения незначительны).

Оптимальный режим работы скважины определим как №4, диаметр штуцера – 12мм. В данном случае расчет коэффициента продуктивности представлен в таблице 12. Таблица 12 – Расчет Кпр скважины ВН-6

Q — дебит скважины, т/сут 235

p – депрессия, МПа 2,73

Кпр – коэффициент продуктивности, 86,08 т/(сут*Мпа)

Рассчитаем коэффициент продуктивности безводной скважины на примере скважины СВн-1, исследования проводились в период 23.10.200408.11.2004: Таблица 13 – Результаты опробования и исследования скважины СВн-1 Режим 1 2 3 4 5 6 7 Дебит нефти, куб.м/сут 33,5 41 73,68 84 126,3 177 134 Дебит газа, тыс.куб.м/сут 0,2 0,45 0,6 1 1 1,21 1,5 Забойное давление, Мпа 15,91 15,79 15,63 15,37 15,24 14,92 14,9 Депрессия, Мпа 0,26 0,38 0,54 0,8 0,93 1,25 1,27

Из результатов исследований Рпл=16,17Мпа. Построим индикаторную линию скважин.

Рисунок 21 — Линейная индикаторная кривая скважин

Из графика видно что фиксируются дебиты газа в следствии разгазирования газонефтяной эмульсии. Индикаторная кривая дебита нефти прямолинейна (отклонения незначительны).

Оптимальный режим работы скважины определим как №6 , диаметр штуцера – 10мм. В данном случае расчет коэффициента продуктивности представлен в таблице 14. Таблица 14 – Расчет Кпр скважины СВн-11 Q — дебит скважины, т/сут 177 p – депрессия, МПа 1,25 Кпр – коэффициент продуктивности, 141,6 т/(сут*Мпа)

Определим относительную эффективность отдельных видов энергии при работе залежи в комбинированном режиме газовой шапки и упруговодонапорном одновременно.[7]

Исследуемый пласт имеет газовую шапку, окружен активной пластовой водой и характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта в связи с тем, что пластовое давление и давление насыщения находятся на одном уровне.

Основные данные для расчетов представлены в таблице 15. Таблица 15 – Данные пласта ЯК-III-VII.

Газовая шапка составляет от объема залежи % 25

Начальное пластовое давление равно

Pн, P0, МПа 15,9 давлению насыщения P0=PН

Температура Т, К 304,65

Начальное газосодержание нефти Г0, м3/м3 59,5 Начальный объемный коэффициент нефти bН0 1,12 Коэффициент сжимаемости газа Z0 0,82 плотность нефти ρн 0,852 Среднее давление за 1 год упало до P1, МПа 14,9 За этот период было добыто: Безводная нефть Q1, куб.м 16,034х106 Газ V1, куб.м 2157х106 Вода w1, куб.м 16 790 Среднее давление за 2 год упало до

P2, МПа 14 , добыча составила: Безводная нефть Q2, куб.м 16,790х106 Газ V2, куб.м 2350х106 Вода w2, куб.м 16 790 Объемный коэффициент нефти к концу

bt 1,11 второго года Газосодержание Гt 57 Коэффициент сжимаемости газа zt 0,8

Определим долю объема газовой шапки по отношению к объему нефтяной залежи:

  0,33 (4)

100  25 Начальный объемный коэффициент газа:

Т пл 1

В0  z 0 , (5)

273 Р0

где Т пл -пластовая температура, К;

• z 0 — коэффициент сжимаемости газа;
• Р0 — начальное пластовое давление, МПа.

В0  0,0057 м 3 м 3

Объемный коэффициент газа к концу второго года

Т пл 1

Вt  z t , (6)

273 Рt

где Т пл -пластовая температура, К;

• z t — коэффициент сжимаемости газа к концу второго года;
• Рt — пластовое давление к концу второго года, МПа.

Вt  0,0064 м 3 м 3

Двухфазовый объемный коэффициент (нефти и газа) к концу второго года:

U t  bt   Г 0  Г t   Bt , (7)

bt — Объемный коэффициент нефти к концу второго года;

• Г 0 , Г t — начальное и конечное газосодержащие нефти соответственно;
• Bt — объемный коэффициент газа к концу второго года.

U t  1,13 м 3 м 3

Всего было добыто за 2 года:

• нефти Q = Q1 + Q2 , (8) где Q1, Q2 – количество добытой нефти за первый и второй год соответственно.

Q = 32 824 450 м3

• газа V= V1 + V2 , (9) где V1, V2 – количество добытого газа за первый и второй год соответственно.

V= 4 508 115 000м3 Средний газовый фактор определим по формуле:

V

G0  , (10)

Q

где V, Q – количество добытого газа и нефти соответственно.

G0  137,34 м 3 м 3

Среднесуточная добыча нефти за второй период:

dQ2

 46638,89 м 3 (11)

dt (число дней работы в году принято равным 360).

Средний газовый фактор за второй период:

V2

Gt   140 м 3 м 3 (12)

Q2

Среднесуточная добыча воды за второй год:

dw

 46,64 м 3 (13)

dt Количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную залежь определим по формуле:

t

W  k пр   р0  р t dt , (14) где коэффициент пропорциональности

k пр  U t  Вt G t  Г 0 

dQ 2 dw

  3826,51 м 3 сут  0,1мПа (15)

dt dt Так как работа в течение первого года эксплуатации велась (средний перепад ∆рср’ = 0,5 мПа), а в течение второго года с переменным перепадом давления от 1 до 1,9 мПа ∆рсрʺ = 1,45 мПа, то искомый интеграл возьмем за каждый год отдельно, поставив пределы времени в месяцах:

t

 р

0  р t dt  рср

 t t t 120  рср

 t tt24

12  23,4 мПа  мес (16)

Количество поступившей в нефтяную залежь контурной воды за время t = 2 года

W = 3826,51·30·234= 26 862 121 м3. (17) Определим начальный запас нефти в пласте. Подставим найденные величины в основное уравнение материального баланса:

QU t  Вt G t  Г 0   W  w

N (18)

В 

аb 0  t  1  U t  b 0 

 В0  где Q – количество добытой нефти, тонн;

U t — двухфазовый объемный коэффициент (нефти и газа) к концу второго

года, м 3 м 3 ;

• Вt — объемный коэффициент газа к концу второго года;
• G t — средний газовый фактор за второй год, м 3 м 3 ;
• Г 0 — начальное газосодержание нефти, м 3 м 3 ;
• W — количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную залежь, м ;
• w — количество добытой воды, тонн;
• а — отношение объема газовой шапки к объему нефтяной залежи;
• b Н0 — начальный объемный коэффициент нефти;
• В0 — начальный объемный коэффициент газа.

N  571 млн. м 3

Начальный запас свободного газа, приведенный к стандартным условиям, будет^

аNb Н0

V0  (19)

В0

где N – начальный запас нефти в пасте, млн.м3;

• В0 — начальный объемный коэффициент газа;
• b Н0 — начальный объемный коэффициент нефти;
• а — отношение объема газовой шапки к объему нефтяной залежи.

V0  37023 млн. м 3

Объем растворенного газа, приведенное к стандартным условиям, составит

Г0N= Г 0  N (20) где N – начальный запас нефти в пасте, млн.м3;

• Г 0 — начальное газосодержание нефти, м 3 м 3 .

Г0N =33 958 млн.м3 Общий объем добычи нефти и газа, приведенный к пластовым условиям, будет

Q [Ut + Вt (Gt –Гt)] = 53 808 188 м3. (21) где Q – количество добытой нефти, тонн;

U t — двухфазовый объемный коэффициент (нефти и газа) к концу второго

года, м 3 м 3 ;

• Вt — объемный коэффициент газа к концу второго года;
• G t — средний газовый фактор за второй год, м 3 м 3 ;
• Г t — газосодержащие нефти к концу второго года.

Используя формулу (22) определим доли эффективности отдельных видов энергии. Доля участия воды в вытеснении нефти:

JВ 

W  w   0,5 (22)

Q [U t + В t (G t — Г 0 )] где W — количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную залежь, м ;

• w — количество добытой воды, тонн; Доля участия газовой шапки в вытеснении нефти:

NbН 0 Вt / В0  1

J ГШ   0,4 (23)

Q [U t + В t (G t — Г 0 )]

где N – начальный запас нефти в пасте, млн.м3;

• а — отношение объема газовой шапки к объему нефтяной залежи;
• b Н0 — начальный объемный коэффициент нефти;
• Вt — объемный коэффициент газа к концу второго года;
• В0 — начальный объемный коэффициент газа;

Доля участия растворенного газа в вытеснении нефти^

NU t  b Н0 

J р.г.   0,1 (24)

Q [U t + В t (G t — Г 0 )]

где N – начальный запас нефти в пасте, млн.м3;

U t — двухфазовый объемный коэффициент (нефти и газа) к концу второго

года, м 3 м 3 ;

• b Н0 — начальный объемный коэффициент нефти.

Как видно из приведенного расчета, дренирование залежи в течение первых двух лет происходит в основном вследствие расширения газовой шапки.

Для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта необходимо принимать все меры к уменьшению доли участия в вытеснении нефти выделяющегося из раствора газа путем поддержания пластового давления. В целях рационального использования добытого газа, возможно, использовать поддержку давления за счет закачки добытого газа обратно в пласт.

Используя возможные коэффициенты нефтеотдачи:

• при водонапорном режиме КВ = 0,5;
• при газонапорном режиме К ‘гш = 0,35;
• при режиме растворенного газа Кpr = 0,2

Определим общий вероятный коэффициент нефтеотдачи

Кот = JBKB + Jr Kr + Jp Кpr=0,5·0,5 + 0,4·0,35+ 0,1·0,2 = 0,4. (25)

Найденные нами доли участия в вытеснении нефти различных видов энергии будут изменятся в последующие периоды эксплуатации.

Исходя из того что общий вероятный коэффициент нефтеотдачи будет в среднем равен Ко6 = 0,4 за весь период эксплуатации залежи (до экономически выгодного предела), найдем возможную суммарную добычу нефти из залежи:

Q06 = NKо6ρН (26)

Q06 = 200,1 млн.т.

Определим показатели разработки залежи пласта ЯК-III-VII

работающей при комбинированном режиме.

Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения.

Таблица 16 – Исходные данные для расчета показателей разработки.

Наименование исходных данных Значение, размерность количество

Радиус контура нефтеносности R, м 8900

Давление насыщения PНАС, МПа 15,9 Пористость пород пласта m 0,27 Толщина пласта h, м 17,7 Насыщенность пласта связанной водой SСВ 0,05 Коэффициент охвата пласта разработкой η2 1 Плотность нефти ρ2, т/м3 0,852 Плотность газа в атмосферных условиях Ρ1АТ, т/м 0,000707 Кажущаяся плотность растворенного в нефти

ρ1К, т/м3 0,12 газа Коэффициент растворимости газа в нефти а, т/(т∙Па) 0,0000004 Среднее отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа при пластовом и φср 1,4400000 атмосферном давлении

Средняя добыча дегазированной нефти из месторождения составляет

qн ,м3/год 16790000

Среднняя добыча газа qг, м³/год 2254057500 Средняя добыча воды qв, м³/год 16 790

Определим объем пласта, охваченный разработкой:

• Vоп  m  1  S CB   2    R 2  h (27) где m — пористость пород пласта;
• SСВ — насыщенность пласта связанной водой;
• η2 — коэффициент охвата паста разработкой;
• R — радиус контура нефтеносности, м;

h — толщина пласта, м

Vоп = 1 129 млн куб.м.

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ,

N 02 N 01

  Vоп , (28)

2 1 К

где N 02 , N 01 -начальные массы газа и нефти в пласте, тонн;

• 1 — плотность газа в атмосферных условиях, т/м ;
• 1К — Кажущаяся плотность растворенного в нефти газа, т/м .

Предположим, что газ растворяется в нефти по закону Генри:

N 01  аN 02 рнас , (29)

где а — коэффициент растворимости газа в нефти, т/(т∙Па);

• рнас — давление насыщения, МПа. Тогда величина начальной массы нефти в пласте будет:

 1 а  р нас 

N 02  Vоп /  , (30)

 2 1К 

Полная масса дегазированной нефти, находящейся в пласте к моменту времени t, при известном значении начальной массы нефти , определяется с учетом накопленной добычи:

t

N 2  N 02    2  q H dt  N 02   2  q H  t , (31) где q H — накопленная добыча к моменту времени t, тонн.

При известном значении начальной массы газа и текущей объемной добыче газа, полная масса газа в пласте (включая свободный газ и растворенный в нефти) определяется как разность между начальной массой и накопленной добычей к моменту времени t:

t

N1  N 01   1 АТ  q Г dt  N 01  1  q Г  t , (32) где q Г — накопленная добыча газа к моменту времени t, тонн

Изменение во времени среднего пластового давления находится из материального баланса компонент в пласте в каждый момент времени:

N1  G1  L1 , (33)

где G1 — полная масса свободного газа, тонн

L1 — полная масса растворенного в нефти газа, тонн

N1 — полная масса газа в пласте, включая свободный и растворенный в

нефти газ, тонн

G1 L1 N2

   VОП , (34)

1 1К 2

Кроме этого используем закон Генри и уравнение состояния реального газа:

Рср Р АТ  СР

 , (35)

1 1 АТ

где СР — среднее отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа при

пластовом и атмосферном давлении.

После подстановки в формулу (34) получается квадратное уравнение относительно среднего пластового давления:

а  Рср2  b  Pcp  c  0 , (36)

N 2 где а ,

1R

N 2PAT  CP N2

b  Vоп   ,

1 AT 2

N1 PAT  CP

c

1 AT

Решение этого уравнения имеет два корня:

b  b 2  4ac

Pcp  (37)

2a

Если 2a  PНАС  b  0 , то используется меньший корень.

Если 2a  PНАС  b  0 , то используется больший корень.

Объем образующейся в процессе разработки залежи вторичной газовой шапки в каждый момент времени можно определить, учитывая закон Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

N1  N 2PСР Р АТ  СР  N1 

V1     N 2  . (38)

1 1 АТ  PСР 

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой , будет определяться как отношение:

V1

 . (39)

VОП

Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

t  V1

     2 q H dt  N 02   2 q H t N 02 , (40)

0  VОП

где  2 qH t — накопленная добыча нефти.

Объем воды поступившей из законтурной области определим по формуле (14)

Результаты расчетов приведены в таблице №17.

Таблица 17 –Расчет показателей разработки.

Полная масса Полная мас-са Ср. Пла- Объем воды,

Накоп-лен- Нефте- Доля Время, дегазиро- газа N1 [т] стовое поступившей из Объем газ.

ная отдача газовой годы ванной нефти в (свободно-го и давление законтурной шапки V1 [м³]

добыча [т] η шапки

пласте N2 [т] раств.) Pср [Па] области, м3

0 595 967 948 36 591 492 1 581662868,0 34 997 873 15,9 14 305 080,0 0,024 6 887 723,323 48 978 773 967,0 43,4 2 567357788,0 33 404 255 14,8 28 610 160,0 0,048 27 550 893,291 46 778 596 190,2 41,4 3 553052708,0 31 810 636 13,8 42 915 240,0 0,072 61 989 509,906 44 573 509 507,9 39,5 4 538747628,0 30 217 017 12,8 57 220 320,0 0,096 110 203 573,166 42 364 024 855,7 37,5 5 524442548,0 28 623 399 12,0 71 525 400,0 0,120 172 193 083,071 40 150 583 394,8 35,6

6 510137468,0 27 029 780 11,2 85 830 480,0 0,144 247 958 039,623 37 933 568 213,5 33,6

7 495832388,0 25 436 161 10,4 100 135 560,0 0,168 337 498 442,820 35 713 313 719,3 31,6

8 481527308,0 23 842 543 9,7 114 440 640,0 0,192 440 814 292,663 33 490 113 240,5 29,7

9 467222228,0 22 248 924 9,0 128 745 720,0 0,216 557 905 589,151 31 264 225 230,5 27,7

10 452917148,0 20 655 305 8,3 143 050 800,0 0,240 688 772 332,286 29 035 878 366,2 25,7

Ниже представлены графики изменения параметров разработки месторождения от времени:

Рисунок 22 – График изменения среднепластового давления

Рисунок 23 – График изменения накопленной добычи Рисунок 24 – График изменения нефтеотдачи

Рисунок 23 – График изменения объема газовой шапки

Рисунок 24 – Объем воды, внедрившийся в залежь

Расчетный КИН в размене 0,4 будет достигнут на 17 год работы залежи при этом расчетное пластовое давление будет составлять 4,7МПа что недопустимо. Условия фонтанирования для яковлевской тяжелой, вязкой нефти будут соблюдаться недолго, примерно до 10МПа, после чего, для поддержания объемов добычи необходимо переходить на механизированную добычу с системой ППД. Анализируя полученные данные можно сделать вывод о непродолжительности эксплуатации месторождения естественным способом в связи с истощением энергии пласта.

4. Экология и безопасность производства

Обустройство месторождения связано со строительством промысловых и транспортных сооружений, строительства дорог, ЛЭП, поселков, что влечет за собой в целом площадной характер нарушения растительного и почвенного покрова, срезки микрорельефа, нарушения поверхностного стока.

Особенно резкое изменение состояния окружающей среды в процессе разведки и освоения месторождения, добычи и транспорта нефти и газа происходит в районах развития многолетней мерзлоты. Это обусловлено тем, что в этих районах природное физико-химическое и термодинамическое равновесие весьма неустойчиво. Восстановление идет в районе медленно и далеко не всегда в желаемом направлении.

Нарушение почвенно-растительного покрова вызывает изменения условий теплообмена, что приводит к повышению среднегодовой температуры грунтов на 0,4-2,0 градуса и увеличению глубины сезонного протаивания в 1,21,7 раза. Участки бульдозерных выемок, заложения карьеров заполняются водой и еще больше углубляются из-за протаивания многолетнемерзлых пород (ММП).

Наиболее устойчивы к техногенному воздействию и довольно быстро восстанавливаются участки водоразделов.

Активизацию неблагоприятных для сооружений эрозионнотермокарстовых процессов следует ожидать на дренированных участках, особенно на песчаных склонах. На этих ландшафтах после нарушения может отмечаться иссушение сезонно талого слоя, условия для восстановления растительного покрова неблагоприятны.

В связи с вышеизложенным, для сохранения и восстановления окружающей среды при разработке Ванкорского нефтегазового месторождения, необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

• охрана атмосферного воздуха;
• испытание трубопроводов на прочность и герметичность давлением;
• стопроцентный контроль швов сварных стыков трубопроводов;
• применение герметизированной системы сбора углеводородов;
• оборудование всех аппаратов и сосудов, работающих под давлением, предохранительными клапанами.
• запрещение работы на форсированном режиме;
• диспетчерский контроль технологических и вспомогательных процессов.

Защита работающих от производственного шума и вибраций должно достигаться, в основном, подбором соответствующего технологического оборудования. Уровни шума, генерируемого технологическим и вспомогательным оборудованием не должны превышать величин, установленных ГОСТ 12.1.008-83. Оборудование должно быть установлено и отцентрировано таким образом, чтобы уровень вибрации от работающего оборудования не превышал значений, установленных ГОСТ 12.4.012-83. Обеспечение допустимых уровней звукового давления и уровней шума на площадках скважин и на рабочих местах осуществляется соблюдением требований СНиП II-12-77 «Защита от шума». Насосное оборудование и приводная арматура приняты с учетом мероприятий по защите от шума, в соответствии с ГОСТ 12.1.003-76.

Система сбора, транспортировки, хранения, очистки и обезвреживания отходов бурения должна быть предусмотрена в соответствии с РД 39-133-94 «Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ».

При оценке воздействия на почвенный покров различают механические воздействия (разрушение и удаление верхних горизонтов почв, которое называют эрозией) и химическое воздействие, связанное с привносом веществзагрязнителей в почвы. Ведение работ способами, предотвращающими возникновение эрозии почв, исключающими или ограничивающими негативное воздействие на состояние и воспроизводство растительности, а также состояние водных и других природных объектов. При размещении площадок на склонах крутизной 10°, сложенных сильнольдистыми грунтами, предусмотреть отсыпку поверхности площадок непучинистым грунтом (песком, песчано-гравийной смесью), а в верхней части склона запланировать нагорные валики; соблюдение правил пожарной безопасности и санитарных правил; осуществление противопожарных мероприятий и др.

Главным мероприятием, позволяющим значительно сократить отводы земель под бурение и обустройство скважин и обеспечить снижение затрат, связанных с отводом земель, является применение кустовых методов строительства скважин и горизонтального бурения. При этом, кроме экономии плодородных земель, сокращается протяженность коммуникаций и дорог, подводимых к скважинам, и повышается эффективность их обслуживания.

Основные действия по охране почв сводятся к выполнению следующих мероприятий:

1. Прокладка дорог к буровым установкам, скважинам и другим объектам производится с учетом минимального разрушающего воздействия на почву.

2. При проведении любых строительно-монтажных работ необходимо:

• снять плодородный слой почвы на определенную глубину с земельного участка, отведенного под строительство объекта или карьера стройматериалов;
• переместить плодородный слой почвы в места временного складирования и хранения для повторного использования при восстановлении земель.

3. Устройство нефтеловушек, дренажа на пониженных участках местности с учетом возможности более полного сбора загрязнителей.

4. Сооружение систем накопления отходов бурения и продуктов испытания скважин (шламонакопителей, амбаров, лотков и т.д.) с гидроизоляцией дна и стенок.

5. Устройство на буровых закрытых помещений или огражденных площадок с гидроизолированным настилом для хранения химреагентов.

6. Сбор, откачка плавающих нефтепродуктов из шламового амбара и нефтеловушек для последующей их утилизации.

7. После завершения работ по строительству последней скважины на кустовой площадке, демонтажа и вывозу оборудования, материалов и обработанных глинистых растворов на новую площадку проводятся работы по восстановлению нарушенных земель.

Мероприятия по охране животного мира и рыбных ресурсов. При проектировании и строительстве предусмотрены мероприятия, обеспечивающие снижение воздействия на животный мир. К ним относятся: минимальное отчуждение земель для сохранения условий обитания животных и птиц; проведение строительных работ в зимний период, что значительно снижает воздействие на орнитофауну в целом, т.к. в этот период многие виды птиц отсутствуют на территории; комплексная автоматизация объектов добычи, сбора, транспорта углеводородов; оборудование водозаборных устройств рыбозащитными сетками; уборка и вывоз остатков материалов, конструкций и отходов производства и потребления по завершении строительства; хранение нефтепродуктов в герметичных емкостях.

Природоохранные мероприятия при обращении с отходами производства. К основным мерам охраны окружающей среды от воздействия отходов производства и потребления можно отнести: применение малоотходной технологии бурения скважин, а также обезвреживание или переработка отходов бурения по технологиям, получившим положительное заключение государственной экологической экспертизы; строительство дренажных емкостей для сбора отходов, образующихся при очистке полости трубопроводов; сбор и утилизация всех видов промышленных отходов, в т.ч. передача их другим специализированным организациям (например, металлолом, отработанные аккумуляторы, масла и т п.).

Выбор методов сбора отходов бурения осуществляется на основе результатов исследований и прогнозируемого класса опасности отходов по ГОСТ 12.1.007-76, условий предоставления во временное краткосрочное пользование земельного отвода, его категории и размеров. Складирование отходов строительства и обустройства скважины следует осуществлять на площадках и в накопителях, исключающих загрязнение окружающей среды.

Для снижения техногенных воздействий при строительстве и эксплуатации сооружений на окружающую природную среду предлагается комплекс организационно-технических мероприятий по уменьшению количества производственно-бытовых отходов:

• при строительстве необходимо использовать технологические процессы, базирующиеся на принципе максимального использования сырьевых материалов и оборудования, что обеспечит образование минимальных количеств отходов;
• необходимо оптимально организовать сбор, сортировку, очистку, переработку и утилизацию отходов;

• рабочий персонал должен быть обучен сбору, сортировке, обработке и хранению отходов, во избежание перемешивания опасных веществ с другими видами отходов, усложняющих утилизацию;

• необходимо организовать надлежащий учет отходов и обеспечить своевременные платежи за размещение отходов;
• все виды отходов должны складироваться и вывозиться в специально отведенные места, согласованные с местными государственными органами охраны природы и санэпидемнадзора.

Природоохранные мероприятия по охране поверхностных водотоков и подземных вод. Полная герметизация системы сбора и транспортировки нефти и газа, обвалование скважин высотой до 1,0 м с целью локализации загрязнения при возможной аварии, систематический контроль (2 раза в сутки) за состоянием технологического оборудования, оборудование приустьевых площадок скважин бетонными плитами с бордюрами и канализационными емкостями для сбора ливневых и производственных стоков, ежеквартальный контроль за качеством воды, размещение буровых площадок за пределами водоохранных зон рек и ручьев.

Водоохранные зоны для водных объектов определяются в соответствии с Водным кодексом РФ. Ширина водоохранных зон устанавливается для участков рек протяженностью от их истока: до 10 км – 50 м; от 10 км до 50 км – 100 м; от 50 км и более – 200 м.

Ширина водоохранной зоны озера с акваторией менее 0,5 км2 устанавливается в размере 50 м.

В пределах водоохранных зон запрещается:

1) использование сточных вод для удобрения почв;

2) размещение кладбищ, скотомогильников, мест захоронения отходов производства и потребления, радиоактивных, химических, взрывчатых, токсичных, отравляющих и ядовитых веществ;

3) осуществление авиационных мер по борьбе с вредителями и болезнями растений;

4) движение и стоянка транспортных средств (кроме специальных транспортных средств), за исключением их движения по дорогам и стоянки на дорогах и в специально оборудованных местах, имеющих твердое покрытие.

В границах водоохранных зон допускаются проектирование, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию, эксплуатация хозяйственных и иных объектов при условии оборудования таких объектов сооружениями, обеспечивающими охрану водных объектов от загрязнения, засорения и истощения вод в соответствии с водным законодательством и законодательством в области охраны окружающей среды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализируя полученные данные можно сделать вывод о том, что естественный комбинированный режим разработки залежи допустим в первое время разработки залежи, далее необходимо внедрение системы ППД.

При сравнении текущих и расчетных показателей разработки месторождения необходимо учесть, что расчетная модель произведена исходя из одновременного ввода в эксплуатацию всех 230 скважин, с расчетным дебитом нефти в 200 куб. м., что обеспечивает наиболее равномерные отборы. Можно сделать вывод о том, что естественный режим разработки месторождения является эффективным в первое время разработки, с переходом дальнейшем на газонапорный либо водонапорный режим.

Фактическая накопленная добыча на 01.01.2015 по объекту составляет 61 926 тыс.т. При комбинированном естественном режиме накопленная добыча на седьмой год разработки составит 100 135 тыс.т. В связи с отсутствием водонагнетательных скважин проблема обводненности продукции будет сведена к минимуму.

Учитывая то что пласт будет разрабатываться на естественном режиме, без использования механизированной добычи, можно сделать вывод об экономической целесообразности данного проекта, в связи с тем что отсутствует необходимость закупки УЭЦН, либо других скважинных насосов, доставки их на месторождения, затраты на монтаж, содержание и текущий ремонт.

На основании вышеизложенного считаю, что данный метод является оптимальным лишь в начале разработки залежи с последующим переходом на механизированную добычу с системой ППД.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

РРГ – режим растворенного газа.

ЛЭП – линии электропередач.

КИН – коэффициент извлечения нефти.

ПАА – полиакриламид, общее название группы полимеров и сополимеров на основе акриламида и его производных.

ПАВ – поверхностно-активные вещества.

ППД – поддержание пластового давления.

ГИС – геофизические исследования скважин.

ГНК – газонефтяной контакт.

ВНК – водонефтяной контакт.

ВНФ – водонефтяной фактор.

НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение.

ЭЦН – электроцентробежный насос.

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса.

ПЗП – призабойная зона пласта.

НГЗ – нефтегазовая залежь.

ФЕС – фильтрационно – емкостная характеристика.

ОФП – общая фазовая проницаемость.

НГП – нефтегазовая провинция.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ