Выбор методов повышения эффективности разработки Архангельского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод

Выбор методов повышения эффективности разработки Архангельского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Проект содержит 127 страниц текста, в том числе 10 рисунков, 33 таблиц.
Основные термины и ключевые слова: залежь, месторождение, объект, скважина, водоизоляционные работы, запасы нефти, дебит, нефтеотдача пластов, показатели разработки, себестоимость.
В проекте приведены общие сведения о месторождении, его геолого-физическая характеристика, выполнены: анализ текущего состояния разработки, анализ эффективности применения водоизоляционных работ, дано обоснование проведения водоизоляционных работ путем создания водоизоляционного экрана, отсекающего продвижение воды по конусу составом АКРОН и рассчитаны их технико-экономические показатели, обоснован рекомендуемый вариант.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
На 01.07.2007 г. разработка Архангельского месторождения протекает на основании следующих проектных документов:
1) Проект разработки Архангельского нефтяного месторождения, 1986 г./3/;
2) Дополнение к проекту разработки Архангельского месторождения, 1995 г. /4/;
3) Анализ разработки Архангельского месторождения нефти, 2005 г. /1/.
Основные положения и технико-экономические показатели, утвержденные последними документами:
1) запасы нефти балансовые – 22,106 млн. т, извлекаемые - 14,107 млн. т, КИН – 0,638;
2) продолжение разработки месторождения на естественном упруго-водонапорном режиме с закачкой попутно-извлекаемой воды в продуктивные пласты;
3) способ эксплуатации – механизированный (ЭЦН и ШГН);
4) общий проектный фонд 109 скважин.
Разработка девонского объекта осуществляется на естественном режиме, за исключением юго-восточной части залежи, где в приконтурные скважины южного крыла осуществляется закачка попутно-извлекаемых вод.
Промышленно-нефтеносными являются пласты Д-0 и Д-1 тиманского и пашийского горизонтов верхнего девона.
На 01.07.2007 г. накопленная добыча нефти по месторождению составила 13697,3 тыс. т, жидкости – 51609,2 тыс. т, закачка 32544,3 тыс. м3, текущий КИН – 0,620.
В 2006 г. на месторождении было добыто 104,1 тыс. т нефти, темп отбора от НИЗ составил 0,74 %, среднегодовая обводненность – 95,6%. За 6 месяцев 2007 г. было добыто 54,2 тыс. т нефти, 1199,2 тыс. т жидкости, средняя обводненность составила 95,5%.
Закачка попутно-добываемых вод на Архангельском месторождении осуществляется с 1970 г. За период разработки под закачкой пребывало 18 скважин. До 1997 года скважины числились как поглощающие. В 1995 году выполнен отчет «Дополнение к проекту разработки Архангельского месторождения» /4/ в связи с необходимостью утилизации попутно-извлекаемых вод в данный объект разработки, после защиты, которого все скважины переведены в категорию нагнетательных.
На текущую дату закачка ведется в 13 скважин. Все скважины расположены в юго-восточной части девонской залежи в приконтурной области. По состоянию на 1.07.2007 г. закачка воды по всему нагнетательному фонду, за исключением скважины 3Р, производится в продуктивный пласт Д1. В скважине 3Р часть закачки уходит в пласты живетского яруса.
На 01.07.2007 г. накопленная закачка воды составила 32544,347 тыс. м3, в том числе в продуктивный пласт Д1 – 28047,492 тыс. м3.
На 01.07.2007 г. среднее пластовое давление составляет 18,49 МПа, в зоне отбора – 17,84 МПа, в зоне нагнетания – 19,97. Начальное пластовое давление 19,8 МПа.

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения
Основные технологические показатели разработки Архангельского месторождения представлены на рис.3, рис.4.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основной задачей данной работы являлось проведение детального анализа действующей системы разработки Архангельского месторождения и разработки мероприятий, направленных на повышение эффективности работы высокообводненных скважин, продление срока их рентабельной эксплуатации и наиболее полной выработке нефтяного пласта с целью увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, а также оценка экономических показателей предлагаемой системы разработки.
Архангельское месторождение нефти уникальное месторождение для Удмуртской республики по своей геологической и фильтрационной характеристике. На месторождении запроектирован высокий коэффициент нефтеизвлечения равный 63,8 %. Пласт характеризуется высокой вымываемостью породы, что подтверждают отобранные пробы керна у которых практически отсутствует запах.
Полученные расчётные данные, позволяют судить о перспективах проведения водоизоляционных работ путем создания водонепроницаемого экрана для отсечения поступления подошвенных вод по причине подъема ВНК и конусообразования. С учетом имеющегося опыта применения данного метода на месторождениях со схожими геолого-физическими параметрами продуктивных пластов, рекомендуется проведения водоизоляционных работ путем создания водонепроницаемого экрана для отсечения поступления подошвенных вод по причине подъема ВНК и конусообразования для более полной выработки запасов нефти из пласта.
В результате проведения мероприятий по установке водонепроницаемого экрана с целью изоляции притока подошвенной воды по конусу дополнительно добыто 40358,33 т нефти и изолировано 255864,04 м3 воды поступающей в скважину.
Коэффициент нефтеизвлечения за анализируемый период при начальных геологических запасах 22106 тыс.т. составит 62,77 % при утвержденном 62,6%, что на 0,17 % больше утвержденного.