Повышение эффективности разработки Лозолюкско-Зуринского месторождения боковыми горизонтальными стволами-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслу

Повышение эффективности разработки Лозолюкско-Зуринского месторождения боковыми горизонтальными стволами-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект выполнен на 120 страницах, использовано 34 таблиц и 5 графиков.
НЕФТЬ, ЖИДКОСТЬ, ОБВОДНЕНОСТЬ, РАЗРАБОТКА, ОБОСНОВАНИЕ БУРЕНИЯ И ДЕБИТОВ СКВАЖИН, ПРОЕКТ ДОРАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ОБОСНОВАНИЕ.
Дана краткая геологическая характеристика района работ, произведен
Анализ состояния разработки месторождения и путей улучшения выработки
Запасов нефти, произведен анализ ГТМ производимых на месторождении.
Освещены вопросы охраны окружающей среды и жизнедеятельности .
Приведен расчет экономической эффективности по проекту.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения.
За 2006 год добыча нефти составила 283,5 тысячи тонн, что составляет 3,4 % от извлекаемых запасов. Текущий КИН от балансовых запасов равен 18 %, а от извлекаемых 50%.
По состоянию на 1.01.2007 г. всего по месторждению отобрано 9252,426 тыс. т жидкости, из них 4892,14 тыс.т нефти, что составляет 50,03% от утвержденных извлекаемых запасов нефти. Среднесуточная добыча нефти –454,8 т/сут, средний дебит нефти – 3,5 т/сут, жидкости – 9,9 т/сут, обводненность добываемой продукции – 68,7 %. С начала заводнения закачано всего 9930,189 тыс. т воды. Среднесуточная закачка воды составляет – 1480 м3/сут. при среднесуточной добыче жидкости 1263,8 м3/сут при пластовых условиях, текущая компенсация отборов закачкой составляет 106,4 %. Эксплуатация залежей предусмотрена при блоковой трехрядной с очагами внутри блоков системе заводнения с размещением скважин по сетке 500 х 500 м и уплотнением нагнетательных через 250 метров. На Зуринской площади среднее забойное давление в скважинах добывающего фонда составляет 4,75 МПа, 90,3% фонда эксплуатируется с забойным давлением ниже давления насыщения (Рнас.=6,8 МПа). При оптимальных забойных давлениях эксплуатируются 33,3 % скважин. Средний газовый фактор на месторождении в 2006 году был равен 24 м3/т
Средняя депрессия на пласт по добывающим скважинам, находящимся в эксплуатации на 1.01.07 г. составила:
по скважинам Лозолюкской площади – 6,0 МПа;
по скважинам Зуринской площади – 6,4 МПа.
2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин.
В настоящее время на Лозолюкско-Зуринском месторождении применяются механизированные способы добычи нефти. Используются следующие виды насосной эксплуатации: штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) и установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Распределение действующего добывающего фонда на январь 2007 года по способам эксплуатации показано на рис.5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Боковое горизонтальное бурение, представляющее относительно новое направление, начинает занимать ведущую роль в разработке нефтяных месторождений. Поэтому теоретические вопросы, касающиеся проектирования и анализа разработки месторождений с применением боковых горизонтальных стволов, являются весьма актуальными.
В данной работе проведен анализ текущего состояния разработки, состояния фонда скважин, оценка нерентабельного фонда скважин, оценка эффективности ГТМ, охарактеризован действующий фонд скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. На базе существующих методик дано обоснование выбора вертикальных скважин, рекомендуемых под зарезку боковых горизонтальных стволов и предложены к бурению четыре боковых горизонтальных ствола на верейском объекте разработки Лозолюкско-Зуринского месторождения.
Применение проектируемого варианта на месторождении позволило увеличить КИН для верейского объекта - 0,31 против 0,28, в базовом варианте.
Таким образом, тщательный подбор скважин для зарезки БГС с последующим бурением позволяет значительно увеличить довыработку остаточных запасов, рентабельность освоения остаточных запасов, а в итоге увеличить коэффициент нефтеизвлечения.