Анализ и расчет показателей разработки Самотлорского месторождения
Введение
Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932 г и в Москве в 1934 г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного обьекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район. Карта кустов скважин и трубопроводов Самотлорского месторождения представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Карта кустов Самотлорского месторождения
В процессе эксплуатации месторождения самым важным показателем разработки является коэффициент извлечения нефти.
Содержание
Раздел 1. Теоретическая часть. 12
1.1. Характеристика Самотлорского месторождения. 13
1.1.1. Общие сведения о месторождении. 13
1.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. 15
1.2.10. Пласты БВ16 – БВ21-22 28
1.3. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов. 30
Раздел 2. Рачетно-аналитическая часть. 43
2.1. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения 44
2.2. Анализ показателей работы фонда скважин. 52
2.3. Расчет прогнозного периода добычи нефти, с применением методов увеличения добычи. 62
Раздел 3. Анализ эффективности применяемых методов интенсификации притока жидкости к сважине на самотлорском месторождении. 76
3.1. Теплофизические методы воздействия на призабойную зону пласта. 77
3.2. Вибросейсмическое воздействие на призабойную зону пласта. 77
3.3. Вибрационное воздействие на призабойную зону пласта. 78
3.4. Химические методы воздействия на призабойную зону пласта. 79
3.6.1. Стадии и основные виды гидроразрыва пласта. 89
3.6.2. Технология гидроразрыва пласта. 89
3.6.3. Проектирование гидроразрыва пласта. 90
3.6.4. Расчет гидравлического разрыва пласта. 94
3.6.5. Анализ гидроразрыва пласта на Самотлорском месторождении. 97
Раздел 4. Экологическая безопасность. 102
4.1. Охрана атмосферного воздуха. 103
4.2. Охрана водной среды.. 105
Список литературных источников
1. Проект разработки Самотлорского месторождения. Геологическое строение продуктивных горизонтов. – Тюмень : СибНИИНП, 1991
2. Проблемы разработки Самотлорского месторождения. – Тюмень : СибНИИНП, 1995
3. Булатов А.И. [и др.]. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин : учебное пособие для студентов вузов. – Краснодар : ООО «Просвещение-Юг», 2011 – 603 с.
4. Булатов А.И., Савенок О.В. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин» в 4 томах : учебное пособие. – Краснодар : Издательский Дом – Юг, 2013–2014. – Т. 1–4.
5. Булатов А.И., Савенок О.В. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин в 4 томах. – Краснодар : Издательский Дом – Юг, 2012–2015. – Т. 1–4.
6. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар : Издательский Дом – Юг, 2016 – 576 с.
7. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири. – Томск : Издательство ТПУ, 2006 – 166 с.
8. Ладенко А.А., Савенок О.В. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. – М. : Инфра-Инженерия, 2020 – 244 с.
9. Попов В.В. [и др.]. Геоинформатика нефтегазовых скважин. – Новочеркасск : Издательство«Лик», 2018 – 292 с.
10. Савенок О.В., Качмар Ю.Д., Яремийчук Р.С. Нефтегазовая инженерия при освоении скважин. – М. : Инфра-Инженерия, 2019 – 548 с.
Действующий нагнетательный фонд в 2013 году составил 372 скважины. Последние годы объект характеризуется постоянным увеличением нагнетательного фонда. Так, за пятилетний период фонд увеличился на 188 единиц, по сравнению с предыдущим годом – на 49 единиц. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин значительно уменьшилось: на конец 2007 года – 3,6:1, на конец 2011 года – 2,7:1.
На 1.01.2014 г. действующий нагнетательный фонд составляет 98,4 % от общего фонда и 98,9 % от эксплуатационного. Коэффициент использования нагнетательных скважин в 2011 – 2019 гг. сохранялся на уровне 0,98 д. ед.
Последние два года наблюдается снижение, в текущем году коэффициент использования составил 0,95 д. ед. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин достаточно высок все годы, небольшое снижение в 2021 году до 0,97 д. ед. связано с остановкой ряда нагнетательных скважин по причине ожидания исследований или ремонта. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности на рассматриваемую дату приведено в таблице 11.
Две примерно равнозначные группы (36,7 % и 33,8 %) эксплуатируются с дебитами нефти от 0 до 5 т/сут и от 5 до 10 т/сут. При этом 10 % добывающего фонда работает с рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. 80 % скважин (77 ед.) этой группы работают с обводненностью продукции более 90 % в том числе 19 ед. добывают в совместном режиме. С дебитом нефти в интервале от 10 до 20 т/сут работают 211 скважин (21,7 %). Доля скважин с дебитом нефти в диапазоне 20 - 50 т/сут очень мала (66 ед. – 6,7 %), а высокопродуктивный фонд объекта (с дебитом нефти более 50 т/сут) представлен только восьмью скважинами (0,8 %), из них 4 – с горизонтальным окончанием ствола, пробуренные в последние несколько лет.