ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЮРЧУКСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Работа выполнена согласно требований ГОСТ. Сдана на отлично. Уровень оригинальности текста на антиплагиат.ру составил 67. ...

ВВЕДЕНИЕ 3
1. Геологический раздел 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 Геолого-физическая характеристика 7
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 9
1.4 Физико химические свойства нефти, газа,воды 12
1.4.1 Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа 12
1.4.2 Физические свойства и химический состав подземных вод 18
1.5 Запасы нефти, газа, 19
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении. 21
2.Технологический раздел 28
2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения 28
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 30
2.3.Выбор и обоснование (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов 48
2.4 Требования к техническому состоянию скважин 50
2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решения 53
3.Экономический раздел 68
3.1.Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения 68
3.2.Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 71
4 Безопасность жизнедеятельности 73
4.1. Введение 73
4.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на оператора на буровой площадке 74
4.3. Анализ методики оценки безопасности рабочего места оператора на буровой установке 77
4.4. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки 79
4.5. Инженерные расчеты такелажной скобы 85
4.6. Заключение 89
Заключение 90
Список литературы 91

Нефть и российская нефтяная промышленность имеют важнейшее значение для страны и мира в целом. Россия в настоящее время занимает лидирующие позиции в мире по уровню нефтедобычи. Кроме того, Россия является одной из стран с самыми большими разведанными месторождениями нефти. Экспорт сырья (и в том числе нефти) является основной доходной статьей российского бюджета и главным условием относительной стабильности экономики.
Современный этап развития российской нефтяной промышленности характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором которого, наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов нефти и их извлечением, является существенное ухудшение их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности добываемой продукции, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах, вновь вводимых в разработку – коллектора низкой проницаемости, сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти и т.д.
В курсовом проекте рассмотрены следующие вопросы: геологическая характеристика месторождения, геолого-физическая характеристика объекта разработки, анализ состояния разработки, анализ эксплуатации скважин, технико-экономическое обоснование рекомендуемых геолого-технических мероприятий.

м3/год410,8372,6412,1346,7411,7295,214закачка воды с начала разработкитыс.м313484,313616,713896,413963,414308,114258,715компенсация отбора: текущая%85,579,785,774,384,258,916 с начала разработки%98,896,098,395,397,894,12.2.2. Анализ состояния фонда скважинТехнологический режим добывающих скважин за февраль 2014 года приведен в табл. 5.5.1.Распределение скважин по динамическому уровню представлено в табл. 5.5.2.Таблица 5.5.2.Распределение фонда скважин по глубине динамического уровняИнтервал изменения уровня, мКоличество скважинПроцент от общего числа скважинМенее 70025700-110012281100-15002558Более 150049Итого44100Рис. 5.5.1. Распределение фонда скважин по глубине динамического уровняТабл. 5.5.1- ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ работы добывающих скважин на Февраль 2014г.N скв.Hэф.н. н.Тип нас.РазмГлуб.спускаПараметры насосаPбуфPлинD шт.Сущ.режим на 14.01.2014нас.хв-каLn.Qт.Kпод.Qж.Qн.%водыУд.в.Pзаб.Ндин.Pзат.Pпл.Pзат.Депр.К продммммммм3/сд.едМПаМПам3/ст/с%кг/м3МПамМПаМПаМПаМПам3/с*МПа178,8ЭЦН801606001350800,91,50,687244,82511829,5214903,7815,736,216,212,181287,2ЭЦН451694,4001950451,11,10,8584921,94610857,7212590,8214,782,17,17,8124120ЭЦН501838002100500,21,61,268,90,79010447,4912700,73154,467,51,34747ЭЦН2516180020002501,621,036001,311808,6411420,9518,890,110,32,1257612,6ЭЦН451880002100451,24,21,35618,484810596,4514641,1415,764,689,32,289816ЭЦН251600002050251,415963528,5211859,899911,2813,7903,99,538213,8ЭЦН301452001750301,21,51,163631210158,936621,8715,31,596,46,06420111,8ЭЦН251715001900250,94,40,752315,52011808,7910760,6414,791,9864,1592050,4ЭЦН5016870017005000,750,6800111809,1210540,8614,791,625,70,43520610ЭЦН5018840017005011,20,8564816,85811818,0113811,5115,622,427,66,942085,2ЭЦН301673001600301,81,351,1852,942411809,4210761,415,513,216,19,1682098ЭЦН30159000600300,31,071696,98,511809,7410261,417,333,727,61,22721211ЭЦН201761001920201,10,760,6810213,58010458,2213291,2614,60,976,43,6512195,4ЭЦН451617001950450,62,90,928,820,11610758,1212310,913,042,224,96,7592305,5ЭЦН251471001800251,30,80,75417,513,94103010,769202,920,870,1710,11,7486108ЭЦН451698001750451,21,3511054,331,73010719,0511521,4114,293,665,211,2297014,2ЭЦН351690001920351,43,31,17447,921,14711809,713762,5314,593,274,910,3527057,8ЭЦН301504001500300,81,20,85623,419,3411807,6512320,8412,812,335,25,3817093,9ЭЦН2517670017002501,21,180033,310309,9713022,412,771,32,80,2717151,2ЭЦН601659001500600,61,230,926341,49510017,0513940,8115,211,638,24,7687219ЭЦН6016800015506001,2160096,911789,826690,7716,551,776,72,6977233,4ЭЦН301893002100301,51,31,26451,99510128,711991,3315,751,937,16,8637315ЭЦН351601001650351,610,9561411,3311808,4815152,7218,963,5710,51,4173210,6ЭЦН601974002000601,12,150,95866,542,72310206,6914290,9515,553,248,98,657336,2ЭЦН201870002300200,91,050,958173,17810516,614610,8115,21,938,62,37346,1ЭЦН351676001700350,61,1161,71,3711809,0310770,9312,791,553,80,5077364,6ЭЦН601694,5001700601,51,70,9710907,69010047,7613240,8914,521,186,815,0367371,8ЭЦН181930001700180,70,90,985,50,78510296,5315251,0715,081,778,60,7527391,2ЭЦН351636001700350,51,350,9417,78,84010305,615410,815,912,6610,33,4227416,6ЭЦН201855001950201,11,20,9675,5511807,3413010,8512,841,345,51,52974214,6ЭЦН501796001800500,51,8162416,71711807,7413801,914,922,227,23,75174312ЭЦН451781001950450,51,111021,40,995100810,4610291,614,691,464,25,2277452,4ЭЦН201560001550200,61,251,056114,65010629,3211080,7712,961,893,63,3357526,2НН44135520634,730,900,90,910,8911806,9413521,2512,972,1660,2027535,2ЭЦН201666001700200,50,80,861,51,2511736,419240,8113,833,217,40,2457575,2ЭЦН201775001600201,61,181,1163124,55118010,5311533,4814,191,983,78,77376511,2ЭЦН451667001600450,51,41424,510,45010429,410600,8213,764,634,46,0718515ЭЦН251647001900250,81,521,142116,8311809,7910060,9618,540,398,82,4698537ЭЦН3014880017003001,15160096,4103610,0711951,2514,390,964,30,1948675,1ЭЦН4516240019504511,41,21451,99511129,8913212,5716,0136,17,6378827,5ЭЦН201663001750201,31,30,98626212118010,879032,1814,042,513,28,42888317ЭЦН251677001800251,31,2142,72,2211808,6311281,6114,292,195,70,5248921,5ЭЦН451856002285451,11,71,1564829510075,5416140,9417,232,3111,74,890711,8ЭЦН451660001700451,21,050,88532,29510048,9812741,2814,691,565,710,021В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.Согласно табл. 5.5.3 основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.Таблица 5.5.3.Распределение скважин по дебитам нефтиИнтервал изменения дебитов нефти, т/сутКоличество скважинПроцент от общего числа скважинМенее 520455-1581815-251023Более 25614Итого44100Рис. 5.5.2. Распределение скважин по дебитам нефтиЗначительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.Таблица 5.5.4.Распределение скважин по дебитам жидкостиИнтервал изменения дебитов жидкости, м3/сутКоличество скважинПроцент от общего числа скважинМенее 59205-1561415-251125Более 251841Итого44100,0Рис. 5.5.3.Распределение скважин по дебитам жидкостиПоловина фонда скважин имеет обводненность менее 30%Таблица 5.5.5.Распределение скважин по обводнённости добываемой продукцииИнтервал изменения обводнённости, %Количество скважинПроцент от общего числа скважинМенее 30225030-60920Более 601330Итого44100,0Рис. 5.5.3. Распределение скважин по обводнённости добываемой продукцииТаблица 5.5.6Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважинПоказателиНаименьшее значениеНаибольшее значениеСреднее значениеКоэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)0,19154,82Глубина подвески насосов, м135519741691Динамический уровень, м66216141211Депрессия на пласт, МПа2,811,76,6Дебит по нефти, т/сут0,742,711,7Дебит по жидкости, м3/сут19026,2Обводнённость, % об.196,940Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов. 2.2.4. Анализ примененных на Юрчукском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.Юрчукское месторождение является одним из старейших и крупнейших в Пермском крае. В его пределах пробурено более 1300 скважин, кроме того, месторождение характеризуется многопластовостью, сопровождается зональной и послойной неоднородностью параметров пластов. Месторождение находится на III стадии разработки, в которой из-за истощения происходит неизбежное падение добычи нефти. Основным способом поддержания и увеличения добычи нефти является бурение новых скважин и проведение различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин. Увеличение обводненности усложняет работу по извлечению остаточных запасов. Характерным для таких условий является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и в связи с этим неполный охват коллектора воздействием. Путями преимущественного движения закачиваемой в пласт воды являются зоны с наименьшим фильтрационным сопротивлением. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Надежным способом повышения нефтеотдачи пластов является перераспределение и ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта. Этим объясняется весьма значительное количество выполненных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачи на месторождении – за последние пять лет было проведено 1183 мероприятий на добывающих скважинах и 502 мероприятия на нагнетательных скважинах. Суммарная дополнительная добыча нефти от ГТМ за данный период составила 627.1 тыс. т или 12.35 % от всей добычи по месторождению за 5 лет, а с учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет – 1595,0 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 31,4 % от суммарной добычи за пять лет.В таблице 2.10 приведены сведения по основным видам ГТМ на добывающем фонде и дополнительной добыче нефти по видам за период с 01.01.2004 по 01.01.2009 года в целом по месторождению. В 2004 году было достигнуто максимальное количество дополнительно добытой за счет ГТМ нефти, равное 175,7 тыс.т или 16,7% от основной добычи нефти за этот год. В 2004 же году было выполнено наибольшее количество ГТМ: 305 мероприятий, что составляет 25,8% от общего количества ГТМ за последние 5 лет.Таблица 2.10– Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде2.2.4.Анализ выработки запасов нефтиВыработка запасов ведется неравномерно как по площади, так и по разрезу. Зоны с высоким значением плотности активных запасов расположены в восточной (район скважины № 41), северной (район скважин №№ 76, 732, 867), западной (район скважин №№ 720, 728, 894) и центральной (район скважин №№ 610, 742) частях Северного поднятия (рис. 4.5.1). Максимальной выработкой запасов характеризуется район скважин №№ 729, 737, 39 и 745 и юго-восточная часть Северного поднятия. На южном поднятии разработка ведется в основном на северном участке, выработка запасов южного и центрального участка осуществляется единичными скважинами (рис. 4.5.1).Плотность запасов: тыс.т./м2Рисунок 4.5.1. Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб.Оценка выработки запасов нефти по разрезу выполнена по результатам потокометрических исследований скважин. В скважинах, где совместно вскрыты пласты Тл2-а и Бб, доля пласта Бб в формировании добычи составляет в среднем 96,3 %. В нагнетательных скважинах, вскрывших одним фильтром пласты Тл2-а и Бб, так же как и в добывающих, отмечается более активная работа бобриковского пласта, нежели тульского. В скважинах, где перфорацией вскрыт только пласт Бб чаще в работу подключаются проницаемые прослои, приуроченные к нижней части интервалов перфорации.Западный и северный участки поднятияОсновные запасы тульского пласта приурочены к западному борту северного поднятия. Анализ карт текущей и накопленной добычи, а так же плотности остаточных запасов показывает, что для выработки рассматриваемых участков необходимо увеличение числа добывающих скважин. В 2011 г. в на западном участке переводом с турнейско-фаменского объекта введена в эксплуатацию скв. № 883. На северном участке поднятия переводом с башкирского объекта введена в эксплуатацию скв. № 882. Скважины вступили в работу с дебитом 16,6 т/сут и 18,6 т/сут практически безводной нефти, по состоянию на 01.01.2013 г. значения дебитов составляют 6,2 и 20,1 т/сут соответственно.Центральный (район скважин №№ 610, 742) участок поднятияДобывающие скважины данного участка работают при сравнительно высоких дебитах. За последний год динамика пластового давления в этом районе была положительной (рис. 9.1.22). Для поддержания производительности скважин и создания основы для проведения мероприятий по интенсификации добычи рекомендуется повышение эффективности существующей системы ППД.Северо-Восточной (район скважин №№ 853, 757) участок поднятияВ целом данный участок поднятия разрабатывается интенсивно (дебиты по нефти в скважинах №№ 757, 41, 765, 701 более 10 т/сут). Однако необходимо рассмотреть возможность интенсификации добычи. На взгляд авторов это можно реализовать за счет бурения боковых стволов из скважин, выполнивших свое назначение на других пластах. На данном участке отмечается отрицательная динамика пластового давления, следовательно, в перспективе (особенно при увеличении добывающего фонда) необходимо предусмотреть организацию дополнительного очага закачки.Юго-Восточной (район скважин №№ 753, 733) участок поднятияДанный участок поднятия разрабатывается характеризуется низкими остаточными запасами. Скважины №№ 28 и 733 обводняются пресной водой, что предположительно является следствием от закачки в скважину № 216.При текущей разработке объекта оценена актуальность проектных решений, определено, что около 90 % предложений по использованию фонда для выработки запасов объекта возможно применить с корректировкой даты осуществления мероприятий.С целью выделения зон с низкими темпами выработки запасов проведен анализ дебитов нефти в зависимости от остаточных извлекаемых запасов. Результатом проведенного анализа, является зависимость, представленная на рисунке 4.5.2. Рисунок 4.5.2. Сопоставление дебитов нефти скважин с ОИЗ. Тл-Бб объект.Анализируя рисунок сопоставления дебитов нефти с ОИЗ (рис. 4.5.2) можно сделать следующие выводы:1. Наибольшим значением остаточных извлекаемых запасов обладает скважина № 883, работающая с дебитом нефти 6,2 т/сут; 2. Скважины №№ 734, 76, 867, 883, 883 имеют ОИЗ более 40 тыс. т и дебиты нефти менее 10 т/сут Разработку Южного поднятия (в пределах лицензионного участка) согласно действующего ПТД предусмотрено вести на естественном режиме. Для увеличения интенсивности разработки в проектной документации предложено бурение бокового ствола. В настоящее время ЗАО «Кама-ойл» ведет разбуривание центральной части Южного поднятия. Согласно проектному документу предусмотрена организация системы ППД, соответственно существующая отрицательная динамика пластового давления скважин северного участка Южного поднятия, возможно, изменится на положительную.2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработкиВ добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.Основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.2.3.Выбор и обоснование (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов При анализе разработки залежи нефти в тульских и бобриковских отложениях Юрчукского месторождения выявлены области с запасами нефти не вовлеченными в процесс дренирования. Соответственно необходимо обосновать мероприятия по вовлечению данных запасов в разработку. В настоящее время для обоснования мероприятий и прогноза их технологического эффекта пользуются геолого-гидродинамическими моделями.Основными целями строительства боковых стволов являются следующие:- повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;- повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;- увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;- вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.Геолого-физические условия эффективного применения БС:- нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;- залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;- пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;- пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;- линзовидные пласты;- пласты с малой толщиной;- пласты с несцементированными песчаниками.После строительства бокового ствола их можно эксплуатировать с помощью штанговых насосов с канатными штангами (рис. 6.1)Рис. 6.1. Штанговый насос с канатными штангамиТребования к техническому состоянию скважинСогласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:- скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;- скважины с затрубной циркуляцией;- скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;- скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:- проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;- с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;- проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.Бурение боковых стволов на Юрчукском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.В гидродинамической модели построена суммарная карта плотности остаточных подвижных запасов по тульско-бобриковскому объекту, на которой видны области наиболее перспективные для планирования ГТМ (рисунок ниже). Это центральная часть в районе скв. № 16 и №№ 743. Именно в эти районы предлагается пробурить боковые горизонтальные стволы с проложением до 1000м, с целью выработки остаточных запасов. Пробурить боковые стволы предлагается из двух скважин №№ 16, 743. Предлагаемое местоположение боковых стволов показано на (Рис. 6.2.).Рисунок 6.2. Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб.2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решенияРезультаты строительства боковых стволов на тульско-бобриковских объектах месторождений севера Пермского края приведены в табл. 6.1. Средний прирост дебита нефти составил около 20 т/сут.Таблица 6.1Результаты строительства боковых стволов№скв.Месторождниеэалежь после ПНПДата пуска фактНачальный дебит (приемистость) после мероприятияДебит ж-ти м3/сутДебит нефти т/сут% обводненН дин, м517УньвинскоеБб12.03.201021,618,401077208ЮрчукскоеТл-Бб19.03.201029,624,30560114УньвинскоеБб19.04.201031,225,52289530УньвинскоеБб26.04.201043,233,55,5114600УньвинскоеБб24.05.201065,751,44,8603223УньвинскоеБб04.06.20103831,61756141СибирскоеБб22.07.20102420,20947333УньвинскоеБб02.07.