Проект повышения эффективности разработки Бегешкинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Проект повышения эффективности разработки
Бегешкинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
РЕФЕРАТ
Проект содержит : 158 страниц, 40 таблиц, 21 рисунок, использовано 17 литературных источника, 7 графических приложений.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ, ФОНД СКВАЖИН, ДИНАМИКА ОБВОДНЕНИЯ, ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, ВЫВОДЫ, РЕКОМЕНДАЦИИ.
В проекте кратко рассмотрено геологическое строение месторождения, выполнен анализ текущего состояния разработки, сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшей разработке объектов. Контроль за реализацией проектных решений. Учитывая результаты выполненного анализа, рассмотрены и рассчитаны технико-экономические показатели вариантов разработки.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки месторождения

В 1993 г. был выполнен пересчет запасов нефти Бегешкинского месторождения (Протокол ГКЗ № 125 от 29.01.93 г.). На базе выполненного пересчета в 1995 г. составлен новый проектный документ «Технологическая схема разработки Бегешкинского месторождения»[2] (Протокол геолого-технического совета объединения «Удмуртнефть» от 30.12.96 г.), в котором в условиях реализованной системы разработки были уточнены основные технико-экономические показатели.
Принятым вариантом разработки предусматривалось:
- выделение одного объекта разработки;
- применение блоковой трехрядной системы заводнения;
- разбуривание месторождения по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м;
- общий фонд скважин 210, в т.ч. 119 добывающих, 71 нагнетательная;
- механизированный способ эксплуатации;
- организация циклического заводнения;
- давление на устье нагнетательных скважин до 10 МПа;
- забойное давление в добывающих скважинах 5-7 МПа.
Рекомендуемый вариант разработки обеспечивал достижение утвержденного КИН.
Месторождение в проектных объемах разбурено, ведется его промышленная эксплуатация. Согласно принятых проектных решений разрабатывается объект, объединяющий пласты В-II, В-IIIа верейского горизонта, А4-1 и А4-2 башкирского яруса на Бегешкинском поднятии и пласты В-II и В-IIIа верейского горизонта на Ягульском.
По состоянию на 1.01.07 г. в фонде числится 210 скважин, из них: 78 добывающих, 69 нагнетательных, 12 контрольных, 43 скважины в консервации и 8 ликвидированных. Добыча нефти ведется механизированным способом.
Всего с начала разработки из месторождения добыто 2735,5 тыс.т нефти, что составляет 82,3 % от НИЗ, в том числе по Бегешкинскому поднятию – 2229,6 тыс.т (81,2% от НИЗ), по Ягульскому – 505,9 тыс.т (87,8% от НИЗ). Обводненность добываемой продукции по месторождению составила 86,8 % (по Бегешкинскому поднятию – 87,6%, по Ягульскому – 83,0%). Текущий КИН в целом по месторождению – 0,260 (по Бегешкинскому поднятию – 0,252, по Ягульскому – 0,302).
Эксплуатация скважин осуществляется на грани рентабельности, средние дебиты скважин по нефти составляют 1,8 т/сут в целом по месторождению, по Бегешкинскому и Ягульскому поднятиям, соответственно, 2,0 т/сут и 1,3 т/сут.

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

По состоянию на 1.01.07 г. на месторождении пробурено 210 скважин, из них 157 на Бегешкинском поднятии, 53 - на Ягульском. Распределение фонда скважин по состоянию на 1.01.07 г. представлено в таблице 4.

Добывающий фонд
В добывающем фонде на месторождении 78 скважин, из них 71 действующая, 7- в бездействии. Основной фонд эксплуатируется штанговыми глубинными насосами - 67 скважин, 4 скважины - с помощью погружных электроцентробежных насосов. Коэффициент использования фонда за 2006 г. составил 0,91, коэффициент эксплуатации – 0,968.
Распределение действующего фонда по типоразмерам спущенного оборудования приведено в таблице 3.
Таблица 3
Распределение действующего фонда по типоразмерам насосов
Поднятие  Типоразмер насоса
 НГН 2-32 НГН 2-43 НГН 2-56 ЭЦН-45 ЭЦН-50
Бегешкинское 1 37 8 1 3
Ягульское 2 19 - - -
Всего: 3 56 8 1 3

Устья скважин оборудованы станками-качалками: 6СК-6, СК-8, СКД-8, с длиной хода 1,3-2,9 м и числом качаний 1,5-6,6 кач/мин. Технологические характеристики подземного и наземного оборудования приведены в таблице .
Согласно промысловых данных, основной фонд скважин (66,0% на Бегешкинском и 71,4% на Ягульском поднятиях) работает при динамических уровнях ниже 800м .  Исходя из технологических характеристик работы глубинно-насосного оборудования (табл. ), среднее погружение насоса под динамический уровень составляет: по скважинам Бегешкинского поднятия 246,5 м для ЭЦН и 128,8 м – для ШГН, по скважинам Ягульского – 139,2 м.
Практически весь фонд скважин, эксплуатируемый с использованием штанговых насосов, оборудован «хвостовиками» диаметром 73 мм, длиной от 16 м до 108 м.
В бездействующем фонде на месторождении 7 скважин (1007, 1024, 1062, 1068, 1069, 1169, 1156). Все скважины выбыли в бездействие согласно предоставленной геолого-промысловой информации по причине ожидания ПРС (смены насоса), с обводненностью более 90,0%.
На 1.01.07 г. в консервации 43 скважины (32-на Бегешкинском поднятии, 11- на Ягульском). Основной причиной консервации скважин является высокая обводненность добываемой продукции, обусловленная продвижением фронта закачиваемой воды, стягиванием контура нефтеносности и подъемом ВНК.
Часть скважин расположена в приконтурных зонах и, выполнив свое проектное назначение, достигла предельной обводненности. Ряд таких скважин могут быть переведены в контрольный фонд, другие могут использоваться под закачку с целью переноса фронта нагнетания и обеспечения равномерного охвата пластов заводнением.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Промышленная нефтеносность приурочена к карбонатным коллекторам верейского горизонта (пласты В II, B IIIа) и башкирского яруса (А4-1, А4-2) среднего карбона. Два крупных поднятия Бегешкинское и Ягульское контролируют самостоятельные залежи: на Бегешкинском – в верейских и башкирских отложениях, на Ягульском- в верейских.
На месторождении выделен один объект эксплуатации, объединяющий пласты В II, B IIIа верейского горизонта и А4-1, А4-2 башкирского яруса на Бегешкинском поднятии и пласты В II, B IIIа - на Ягульском.
Всего с начала разработки из месторождения добыто 2735,5 тыс.т нефти, что составляет 82,3 % от НИЗ. Обводненность добываемой продукции по месторождению на 1.01.07 г. составила 86,8 % . Текущий КИН в целом по месторождению – 0,260 . Средние дебиты скважин по нефти на грани рентабельности и составляют 1,8 т/сут в целом по месторождению.
Месторождение находится на поздней стадии разработки. Довыработка запасов будет сопровождаться дальнейшим ростом объемов попутно-добываемой воды и снижением дебитов скважин по нефти, что характерно для объектов, находящихся на заключительной стадии разработки.
В целом состояние разработки верейско-башкирского объекта на дату рассмотрения оценивается удовлетворительно. Реализованная система разработки соответствует геологическим условиям Бегешкинского месторождения и, при своевременной незначительной ее корректировке, позволит обеспечить достижение утвержденной нефтеотдачи.
Cогласно выполненной технико-экономической оценки, к реализации рекомендуется проектируемый вариант.
Проектируемый вариант предусматривает применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи и направлен на довыработку запасов, увеличение охвата вытеснением и вовлечение в разработку слабодренируемых и неохваченных вытеснением (застойных) участков залежей путем перераспределения объемов закачки, как по площади, так и по разрезу, переносом фронта нагнетания, сокращением непроизводительной закачки, увеличением охвата пластов перфорацией и форсированным отбором жидкости на заключительном этапе разработки. Кроме того, проектируемый вариант предусматривает применение технологий воздействия на призабойную зону пластов с целью перераспределения фильтрационных потоков и выполнение ряда мероприятий по использованию пробуренного фонда скважин.
Проектируемый вариант реализуется при существующем общем фонде скважин.
Общий фонд скважин – 210, из них: 91 добывающая, 73 нагнетательных, 13 контрольных и пъезометрических, 9 водозаборных и 24 ликвидированных.
- забойные давления в добывающих скважинах - 4,5-6 МПа,
- давление на устье нагнетательных - до 10,0 МПа;
- коэффициент использования фонда – 0,90;
- коэффициент эксплуатации – 0,94.