Проект доразработки Турнейского горизонта Черновского месторождения системой горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазов

Проект доразработки Турнейского горизонта Черновского месторождения системой горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Тема проекта «Проект доразработки Турнейского горизонта Черновского месторождения системой горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов»
Проект содержит 146 страницы текста, в том числе 14 рисунков, 30 таблицу. Основные термины и ключевые слова: залежь, месторождение, объект, скважина, боковой горизонтальный ствол (БГС), запасы нефти, дебит, нефтеотдача пластов, показатели разработки, капитальные вложения, себестоимость. Использована геолого-техническая документация и литература, указанная в списке использованных источников.
Как известно, с целью увеличения полноты извлечения нефти, является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Опыт эксплуатации боковых горизонтальных стволов показывает, что с помощью ГС и БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Турнейский объект Черновского месторождения является наиболее перспективным объектом для довыработки запасов горизонтальными стволами и боковыми горизонтальными стволами.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки турнейского объекта
Черновское месторождение нефти открыто в 1979г., первооткрывательницей явилась скв.410, вскрывшая нефтенасыщенные известняки каширского, верейского горизонтов, башкирского, турнейского ярусов и нефтенасыщенные песчаники визейского яруса.
Впервые запасы нефти по Черновскому месторождению (в составе Южно-Лиственского Черновского и поднятий) были подсчитаны по форме 4-ГР по геологической модели, построенной по результатам бурения структурных и глубоких скважин и поставлены на учет в Государственный баланс запасов полезных ископаемых поэтапно по мере получения результатов испытания в колонне: по верейским и визейским залежам по состоянию на 01.01.82 г.; по башкирским залежам – на 01.01.86 г.
По состоянию изученности на 01.01.88 г. ПГО «Удмуртгеология» выполнен оперативный подсчет запасов по всем залежам верейского горизонта (В-II, B-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4), визейского яруса (пласты С1-II+ С1-III, С1-IV+С1-V, С1-VI) и вновь открытым залежам нефти каширского горизонта (пласт К4), алексинского горизонта (пласт С1-al), турнейского яруса (пласт С1t-IV+V) Черновского и Южно-Лиственского поднятий.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1990 г. НГДУ ПО «Удмуртторф» согласно «Технологической схемы разработки Черновского месторождения».
В 1996 г. институтом «УдмуртНИПИнефть» выполняется авторский надзор за разработкой Черновского месторождения.
В 1998 году институтом «УдмуртНИПИнефть» по заданию Минтопэнерго РФ выполнена работа «Анализ разработки и уточнение технологических показателей по разрабатываемым месторождениям ГП «Удмуртторф» на лицензионный период.
В 2001 г. УдмуртНИПИнефть» по заданию нового недропользователя ОАО «Белкамнефть» составляет «Авторский надзор за разработкой Черновского месторождения», в котором уточнены технологические показатели разработки на период 2001 - 2005 г.г.
В 2004 г. ОАО «УНПП НИПИнефть» выполнен авторский надзор с целью анализа выполнения проектных решений по разработке и уточнения показателей на ближайшую перспективу на 2004-2006 г.г.
За период 2002-2005 г.г. Черновское месторождение практически разбурено в пределах уточненного контура нефтеносности, пробурено 122 эксплуатационных скважин, в связи с чем представление о геологическом строении месторождения изменилось, значительно сократилась площадь нефтеносности ранее единого Восточного поднятия, в связи с разделением на два поднятия (Центральное и Восточное).
В 2006 г. ОАО «УНПП НИПИнефть» по Черновскому месторождению по результатам практически полного разбуривания выполнен подсчет начальных запасов нефти с созданием трехмерных геологических моделей строения залежей продуктивных пластов среднего и нижнего карбона и технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения (ТЭО КИН) на базе геолого-гидродинамических моделей верейского, башкирского, визейского и турнейского объектов разработки.
Основанием для составления нового проектного документа послужили уточнение геологической модели месторождения и пересчет запасов нефти. Целью составления «Дополнения к технологической схеме разработки Черновского месторождения в Удмуртской Республике» является уточнение параметров фильтрационной модели на основе анализа истории разработки и прогноз вариантов дальнейшей разработки объетов месторождения; выполнение анализа эффективности геолого-технологических мероприятий; обеспечение наиболее эффективных технико-экономических показателей добычи нефти и газа; разработки и защита проектного документа, содержащего экономически оптимальный вариант разработки месторождения.
Турнейский объект согласно проектным решениям разрабатывается на естественном режиме. Данные продуктивные отложения, имеющие промышленное значение эксплуатируются только на Западном поднятии.
Средний дебит по нефти по скважинам турнейского объекта составляет 3,9 т/сут, по жидкости – 33,3 т/сут. Средняя обводненность добываемой продукции – 88,2 %.
За 2006 г. по турнейскому объекту добыто нефти 14,574 тыс.т. при темпе отбора 3,51 % от НИЗ, жидкости добыто 75,896 тыс.т.
На 01.07.2007 г. с начала разработки добыто 109,602 тыс.т нефти, или 26,5 % от НИЗ. Текущий КИН составил 0,079 д.ед. от утвержденных геологических запасов. Накопленная добыча жидкости составила 256,963 тыс.т. Среднегодовая обводненность продукции добывающих скважин составляет 87,68 %. Объемы текущих отборов нефти и жидкости на 01.07.2006 г показаны на рис. 4.

Черновское месторождение нефти открыто в 1979 г., первооткрывательницей явилась скв.410, вскрывшая нефтенасыщенные известняки каширского, верейского горизонтов, башкирского, турнейского ярусов и нефтенасыщенные песчаники визейского яруса.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Киенгопскому валу, расположенному в бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов Верхнекамской впадины. Месторождение контролировалось Черновской и Южно-Лиственской структурами облекания.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1990 г. НГДУ ПО «Удмуртторф» согласно «Технологической схемы разработки Черновского месторождения». В 1992 г., в связи с резким отставанием в освоении месторождения по темпам разбуривания и обустройству, составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения», в котором уточнены технологические показатели разработки.
Одним из перспективных методов увеличения полноты извлечения нефти является разработка месторождений с помощью боковых горизонтальных стволов (БГС). Опыт эксплуатации боковых горизонтальных стволов, показывает, что с помощью БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Предполагается, что турнейский объект Черновского месторождения является перспективным объектом для довыработки запасов горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами (БГС).
Выполнены технологические расчеты для разработки участка боковыми горизонтальными стволами.
Результаты расчетов технологических показателей разработки по утвержденному варианту и прогнозная динамика добычи нефти и отбора жидкости при реализации разработки залежи боковыми горизонтальными стволами приведены в таблице 16 главы 2.7.4.
Как видно из таблицы, за весь период эксплуатации, при разработке залежи боковыми горизонтальными стволами, технологическая эффективность процесса извлечения нефти существенно выше, чем по утвержденному варианту. Так, к концу разработки по проектируемому варианту из залежи предполагается добыть 121,777 тыс.т нефти. Этот показатель для утвержденного варианта составляет 15,1075 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения к окончанию срока разработки составляет по утвержденному варианту 0.336 в сравнении с проектируемым вариантам 0.432. Экономические расчеты вариантов разработки показали эффективность реализации варианта предлагаемого к проектированию по следующим основаниям:
во-первых, данный вариант имеет максимальный поток наличности инвестора (213,2 млн. руб. – предлагаемый к проектированию вариант; 163,9 млн. руб. – утвержденный вариант);
во-вторых, вариант позволяет получить наибольший доход государства (314,2 млн. руб. – предлагаемый к проектированию вариант; 289,1 млн. руб. – утвержденный вариант).