Повышение интенсификации добычи нефти на Кушниковском месторождении нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобыч

Повышение интенсификации добычи нефти
на Кушниковском месторождении нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Проект содержит 172 страницы текста, в том числе 20 рисунков, 36 таблиц, 8графических приложений.
Ключевые слова: КУШНИКОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ЗАЛЕЖЬ, СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ, ЗАПАСЫ НЕФТИ, ДЕБИТ, ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ, НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ, ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ, КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ, СЕБЕСТОИМОСТЬ.
В работе приведены общие сведения о месторождении, его геолого-физическая характеристика. Выполнен анализ текущего состояния разработки, в результате чего выявлены некоторые проблемы при разработке месторождения, в частности, разработка совместным фондом скважин пластов, имеющих разные геолого-физические характеристики. Для решения этой проблемы в работе предложено внедрение актуального в настоящее время оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Проведен подбор скважин и оборудования, удовлетворяющих условиям данного месторождения. Выполнена оценка технологических показателей предлагаемого решения и также проведена экономическая оценка. Результаты всех вычислений показывают преимущество предлагаемого проекта над утвержденным. КИН за рентабельным период разработки в целом по месторождению увеличивается с 0,309 до 0,325.
2. Технологический раздел
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
Кушниковское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1987 году («Технологическая схема разработки Кушниковского нефтяного месторождения» протокол ТЭС объединения «Оренбургнефть» № 113 от 20.12.1989г)./2/
Согласно «Авторского надзора…» (протокол № 554 от 15.06.2008), на месторождении выделяются два объекта разработки: турнейский ярус (пласт Т1) и бобриковский горизонт (пласт Б2). Разработка залежей осуществляется с применением заводнения. На 01.01.2009 на месторождении насчитывается 11 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Текущее состояние разработки пластов показано на рисунках 2.1.и 2.2.
По состоянию на 1.01.2009 г всего с начала эксплуатации из залежей добыто 785,192 тыс. т нефти, что составляет 46.1% от начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН на дату проведения анализа достиг величины 0,221 при запроектированном на дату 1.01.2007г. - 0,291 доли ед. Текущая обводненность (весовая) за декабрь 2008 года составила 75,4%. Средняя обводненность добываемой продукции за 2008 год достигла величины 75,5% при запроектированной 81,9%. Объемы годовой закачиваемой воды, начиная с 2006 года, превышают проектные уровни, в том числе в 2006 году на 14,3% (376,082 тыс.м3 при проектных 328,9 тыс.м3), за счет более высокой фактической приемистости нагнетательных скважин (таблица 2.1).

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения
2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки
Сопоставление проектных и фактических показателей за 2004 – 2008 годы проводится по двум проектным документам: «Технологическая схема разработки Кушниковского месторождения» (за период 2004– 2007гг)/2/ и

Рисунок 2.1 – Карта текущего состояния разработки пласта Б2






Рисунок 2.2 – Карта текущего состояния разработки пласта Т1

«Авторский надзор за реализацией проектов (технологических схем) разработки месторождений ОАО «Оренбургнефть», Кушниковское месторождение» (за 2008г)./3/ Оно представлено в таблице 2.1.
Фактическая добыча нефти в 2004 году была меньше проектной на 10.4% и составляла 47.9 тыс.т. В последующие 2005-2006-2007 годы она превысила проектную добычу в 1.8, 2 и 1.5 раза, соответственно. Фактическая годовая добыча нефти в 2008 году превысила проектную добычу практически в два раза. Средний действующий дебит скважин по нефти с 2004 по 2008 превышал проектный в 1.5-3.7 раза. Это связано, в первую очередь, с большей продуктивностью пласта Б2, полученной за счет проведения ГТМ, в частности, ГРП. Всего за 2004-2008г.г. их было проведено 9. Кроме этого, была проведена оптимизация на 9 скважинах и большеобъемная соляно-кислотная обработка призабойной зоны (БОПЗ) 3-х скважин путем закачки больших объемов соляной кислоты под давлением.
Фактический дебит нефти на протяжении рассматриваемого периода также значительно превышает проектный. Максимальное его превышение наблюдалось в 2006 г – в 3.75 раза (рисунок 2.3).
На дату составления работы под закачкой воды задействовано 11 скважин, в 9 скважинах ведется совместная закачка в оба пласта, кроме того, на основной объект разработки ведется закачка воды в две отдельные очаговые скважины. Внедрение системы ППД положительно отразилось на поддержании темпов отборов нефти, которые, начиная с 2005 по 2008гг, превышают проектные на 53%, 70%, 22%, и 41%, соответственно.
В результате несоответствия проектного и фактического фонда нагнетательных скважин (таблица 2.1) в 2004 году наблюдалось значительное отставание фактической закачки воды от проектной. В последующие 2005-2007 годы наблюдается превышение годовой закачки воды по отношению к проектной на 37%, 64%, 114%, соответственно, в 2008 г – на 14%, что, в свою очередь, связано с увеличением действующего фактического фонда нагнетательных скважин и фактической приемистостью скважин, значительно превышающей проектную в 1. 6-2.6 раза (рисунок 2.4).

Кушниковское месторождение находится в Северо-Бузулукском нефтегеологическом районе. Первооткрывательницей Кушниковского месторождения является поисковая скважина 82, в которой в 1974 году из отложений турнейского яруса и бобриковского горизонта были получены притоки нефти.
Кушниковское месторождение относится к многопластовым. Промышленная нефтеносность Кушниковского месторождения связана с залежами нефти пласта Б2 бобриковского горизонта и пласта Т1 турнейского яруса.
Месторождение характеризуется значительной литологической неоднородностью. Его разрез представлен чередованием проницаемых и плотных непроницаемых пропластков невыдержанных по площади и по разрезу. По пласту Б2 фактически в разрезах всех скважин выделяются три пласта: Б2-1, Б2-2, Б2-3. Согласно индексации все проницаемые пласты бобриковского горизонта объединены в один продуктивный пласт Б2. Пласт Т1 турнейского яруса также представлен чередованием проницаемых и плотных непроницаемых пропластков невыдержанных по площади и по разрезу. В целом пласт Т1 состоит из 4 – 8 проницаемых пропластков толщиной от 0,4 м до 6,3 м.
Нефти бобриковских отложений характеризуются как нефти с повышенной вязкостью от 12,04 мПа∙с до 16,72 мПа∙с., Углеводородный состав нефти по пробам бобриковской залежи имеет значительные различия по содержанию асфальтенов, парафина и серы, изменяясь соответственно от 3,01% до 7,0%, от 3,66% до 8,80% и от 1,80% до 3,35%. Увеличивается количество смол по отдельным пробам более чем в три раза (от 11,0% до 31,33%). Содержание светлых фракций, выкипающих при 300оС, меняется от 30% до 43%. В целом, нефть тяжелая, высокосернистая (>2%), высокопарафинистая (>6%), высокосмолистая (>15%).
Углеводородный состав нефти турнейского яруса в количественном отношении по содержанию асфальтенов и смол ниже, чем в нефти бобриковских отложений. Содержание парафина и серы такое же, как в нефти вышележащего горизонта. Нефть тяжелая (0,8791 г/см3), смолистая (14,65%), высокосернистая (2,92%), высокопарафинистая (6,07%).
Кушниковское месторождение введено в разработку в 1987 году. В пределах лицензионной границы месторождения пробурено 25 скважин.
С 1989г. разрабатывалось согласно «Технологической схемы разработки Кушниковского месторождения». В 2008 году выполнен «Авторский надзор за реализацией проектных документов на разработку Кушниковского месторождения» со следующими основными положениями:
 выделение двух объектов разработки – турнейский ярус (пласт Т1), бобриковский горизонт (пласт Б2);
 разработка залежей с применением заводнения;
 проведение работ по ограничению водопритока, оптимизация режима работ скважин;
 применение новых технологий воздействия на пласт с целью повышения Кохв и КИН.
В результате анализа текущего состояния разработки выявлены некоторые проблемы при разработке месторождения, среди которых можно указать следующее.
По состоянию на 01.01.2009 г. в действующем добывающем фонде насчитывается 9 совместных скважин (856,857,860,864,866,870,873,875,878), 2 скважины (81,854) – разрабатывают только пласт Б2. Более чем двадцатилетний опыт эксплуатации месторождения показал, что при совместной разработке не эффективно решаются вопросы контроля и регулирования разработки месторождения. Пласты имеют существенное отличие по своим коллекторским свойствам и составу нефти. Проницаемость пласта Т1 в 21 раз меньше проницаемости пласта Б2, пористость – в два раза ниже пористости пласта Б2, вязкость пластовой нефти по пласту Т1 ниже вязкости нефти пласта Б2 в 1,3 раза. Поэтому, залежи продуктивных пластов Т1 и Б2 рассматриваются, как самостоятельные объекты разработки с собственной сеткой скважин. Но месторождение уже закончено разведкой и разбурено, пробуренного фонда скважин достаточно для завершения разработки месторождения. Поэтому, наиболее целесообразно в данном случае использование оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной (ОРЭ).
С целью совершенствования разработки был изучен большой объем теоретического материала по предлагаемому решению. Был произведен подбор скважин и оборудования наиболее подходящего для условий рассматриваемого месторождения. В работе предлагается использование двухпакерной компановки оборудования для ОРЭ. Схема эксплуатации «насос-насос». Использование такого оборудования позволило увеличить дебиты добывающих скважин на других месторождениях порядка 20%.
В работе выполнена оценка технологических показателей предлагаемого проектного решения. Сравнивая полученные данные с фактическими, получаем незначительное уменьшение срока разработки (по пласту Т1 на 5 лет), и увеличение дебитов нефти действующих скважин по пласту на 0,5т/сут, по пласту Т1 – на 1,6 т/сут. При этом накопленная добыча за 42 года разработки с двух пластов увеличивается более чем на 7%: по пласту Б2 – на 2,3%, и по пласту Т1 – около14%, т.е. прирост добычи по пласту Б2 составил порядка 20 тыс т., по пласту Т1 – более 70 тыс.т.
Также при выполнении работы проведена экономическая оценка проекта, что тоже показала эффективность предлагаемого решения: чистый дисконтированный доход при норме дисконта 10% по предлагаемому проекту выше утвержденного на 16,1 млн. руб.
Таким образом, по технико-экономическим показателям проект может быть принят к реализации.