Принципиальная схема обустройства

Вслед за проектно-технологическим документом выполняется проект обустройства месторождения. В этом проекте определяется необходимый состав сооружений (промышленных и бытовых, внутрипромысловые дороги, линии электропередач и т.д.), их распределение на местности с координатной привязкой и их расчетные характеристики (диаметр труб, мощности насосов и т.д.), длина внешних нефтепроводов, дорог и т.д.. На основе этого проекта ведется строительство всех необходимых для разработки месторождения сооружений и инфраструктуры.

В проектно-технологическом документе этот вопрос также рассматривается, но под другим углом. Выполняемый раздел содержит принципиальную схему обустройства. В этой схеме определяется состав сооружений (количество газо-замерных установок, кустовых насосных станций, установок предварительной подготовки нефти и т.д.), а также необходимая длина внешнего нефтепровода, дорог, линий электропередач и т.д. Основным отличием является цель выполнения данного раздела. Цель эта заключается в определении затрат необходимых на обустройство месторождения для того, чтобы провести сравнительную экономическую оценку рассматриваемых вариантов разработки. Поэтому сооружения не имеют координатной привязки к местности и требуемой для строительства детализации.

II. Расчетная часть

 

. Общие сведения о месторождении

 

Для выполнения данной курсовой работы взято условное месторождение, названное Батырбайским.

Батырбайское газонефтяное месторождение находится на юге Пермской области, в 120 км южнее областного центра.

В административном отношении месторождение расположено на территории Бардымского района, в 20 км от районного центра с. Барда. Ближайшими населенными пунктами являются села Печмень, Сараши, Брюзли, Асюль, Н. Искильда, Батырбай, Танып, Константиновка.

Связь с областным центром осуществляется по автотрассе Чернушка-Оса-Кукуштан-Пермь, в летнее время водным путем по реке Каме от пристани г. Чайковский. Связь между селами осуществляется по асфальтированным дорогам.

В экономическом отношении район месторождения находится на территории Чернушинско-Чайковско-Осинского подрайона Пермского территориально - производственного комплекса.

Производственный облик подрайона определяет нефтедобыча. Большое значение для развития промышленности имеют магистральные нефтепроводы: Чернушка-Оса, Чернушка-Катласы, Куеда-Чернушка.

Организационно-хозяйственными, нефтедобывающими и транспортными центрами являются города Оса, расположенная в 60 км к северо-западу и Чернушка в 55 км к югу от Батырбайского месторождения.

 

2. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти

 

Промышленная нефтеносность месторождения установлена в карбонатных отложениях бобриковского яруса (пласт Бб2б).

К бобриковскому пласту приурочена пластово-сводовая залежь нефти. Глубина залегания кровли пласта 1402 м. ВНК принят на абсолютной отметке -1320м. Площадь залежи 27301 тыс м2. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,3 м.

Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Коэффициент пористости башкирской залежи принят 0,14 д.ед., проницаемость - 0,332 мкм2, нефтенасыщенность - 0,75 д.ед. Коэффициент песчанистости составляет 0,38 д.ед, коэффициент расчлененностости - 1,8 д.ед.

Пластовая нефть особо легкая по плотности (0,865 г/см3), маловязкая (14,3 мПа*с), высокосернистая (1,8 %), парафинистая (3,55 %).

Газосодержание нефти - 12 м3/т. Сероводород в попутном нефтяном газе не обнаружен.

Геолого-физические характеристики залежи Батырбайского месторождения приведены в таблице I.

 

3. Запасы нефти и газа

 

Начальные запасы нефти Контрольного месторождения рассчитаны объемным методом по категории CI в количестве: геологические - 5211 тыс.т, извлекаемые 1476 тыс.т, коэффициент извлечения нефти принят 0,283 (таблицы 2,3).

По состоянию на 1.01.2014 остаточные геологические запасы составляют 4209 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы - 475 тыс.т, текущий КИН - 0,113 д.ед. Текущее состояние запасов на 1.01.2014 приведено в таблице 4.

 

 

4. Краткий анализ текущего состояние разработки

 

Месторождение введено в пробную эксплуатацию в феврале 04 года по «Проекту пробной эксплуатации Батырбайского месторождения». В настоящее время разработка ведется согласно «Технологической схеме разработки Батырбайского месторождения», утвержденной в 06г.

По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении пробурено 45 скважин (9 эксплуатационных и 36 нагнетательных). Фонд по проектному документу пробурен полностью, проектная система разработки реализована полностью.

Основные показатели разработки рассчитаны на основе фактических данных по месторождению за период 2004-2013годы (таблица 5). Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 06 году и составила 119,9 тыс. т. Средний дебит действующих скважин в 2013 г. равен 20,18 т/сут по нефти и 34,02 т/сут по жидкости. Обводнённость продукции - 41 %. Закачка воды 204 тыс.м3 в год, накопленная закачка -1780,3 тыс.м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды 167,63%, накопленная компенсация - 123,9%. Текущее пластовое давление - 13,3 МПа, что ниже начального на 2,37 Мпа и выше давления насыщения на 6,5 МПа. В 2013 г. добыто нефти 72,2 тыс.т. Годовой темп отбора составил 4,89% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти - 1001,5 тыс.т, отбор нефти от начальных извлекаемых запасов составил 67,44 %. Текущий КИН равен 0,192.

Анализ текущего состояния разработки Батырбайского месторождения показал, что основные положения действующего проектного документа выполняются: фонд скважин пробурен полностью; система поддержания пластового давления эффективна. Следует отметить низкий темп отбора от начальных извлекаемых запасов и низкий текущий КИН при высокой обводненности продукции скважин.

 

Заключение

 

В результате расчётов получены следующие данные: накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 11518,5 тыс.т, что составляет 90,92 % от начальных извлекаемых запасов; текущий КИН на последний расчетный год - 0,258 д.ед; годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов- 0,82 %; обводнённость добываемой продукции -90 %; годовая закачка воды - 348,9 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 286,7 и 173,81 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 5,63 и 56,7 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины - 29,86 м3/сут; текущее пластовое давление - 10,65 МПа, что ниже начального на 5,02 МПа. Ожидаемая стадия разработки к концу расчетного периода - четвертая.

 

 

Литература

 

Распопов А.В., Мордвинов В.А. «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений»: учеб.пособие.-Пермь:Изд-во перм.гос.техн.ун-та, 2010.