Анализ разработки Талинской площади

По данным интерпретации геофизических исследований скважин залежь подстилается водой. Отсутствие выдержанного глинистого раздела, обеспечивающего надежное разобщение между нефтенасыщенным и водонасыщенным интервалами разреза (рис.7), обуславливает неблагоприятный механизм извлечения нефти, характерный для водонефтяных зон.

Учитывая геологическое строение залежи, а также результаты эксплуатации скважины № 20009r, можно предположить, что и в дальнейшем разработка объекта ВК₁ будет сопровождаться высоким уровнем обводненности.

Объект ЮК₁

Объект ЮК₁ является возвратным объектом. Разработка объекта осуществляется с 1982 года вводом в эксплуатацию скв. № 104r.

Запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 1.01.2010 г составили:

по категории С₁: по категории С₂:

балансовые - 3295 тыс. т балансовые - 14917 тыс. т

извлекаемые - 824 тыс. т извлекаемые - 1708 тыс. т

С начала разработки по объекту отобрано 101,3 тыс. т нефти, что составляет 12,3% от НИЗ и 109,9 тыс. т жидкости, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,031. Соотношение добываемой нефти и воды за весь срок разработки приведено на диаграмме, представленной на рис. 8.

Рис. 8. Талинская площадь. Объект ЮК₁. Соотношение накопленной добычи нефти и воды

За весь период на объекте перебывало в эксплуатации 7 скважин. 71% фонда (5 скважин) составляют скважины, пришедшие с нижележащих объектов ЮК₁₀ и ЮК₁₁.

В настоящее время в добывающем фонде числятся 3 действующих скважины, из которых одна скважина (скв. № 2953) эксплуатируется совместно с объектом ЮК_2-9.

Динамика основных технологических показателей разработки приведена в табл. 7, а ее графическое отображение представлено рис. 7.

Таблица 7

Талинская площадь. Объект ЮК₁. Динамика основных технологических показателей

Максимальный уровень добычи нефти - 25,7 тыс. т был достигнут в 1998 году при отборе 5,2% от НИЗ и текущей обводненности 7,3%.

В течение 2010 года добыто 9,5 тыс.т нефти и 11,1 тыс.т жидкости. Добыча нефти осуществляется из скважин, оборудованных ЭЦН.

Средний дебит действующей скважины составляет: по нефти - 29,1 т/сут, по жидкости - 34,1 т/сут. Обводненность продукции - 14,7%. В настоящее время остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 723 тыс. т, на одну действующую добывающую скважину - 241 тыс.т.

1.10 Определение количества воды необходимой для ППД и приемистости нагнетательных скважин

Исходные данные для расчета.

Объемный коэффициент нефти b_н=1,2, коэффициент растворимости =7 м³/(м³МПа), коэффициент сжимаемости z = 0,9, пластовая температура Т_пл = 320 К, проницаемость k = 0,210^-12 м², перепад давления на забое Р = 3 МПа, коэффициент гидравлического несовершенства = 0,9, половина расстояния между нагнетательными скважинами R_к = 200 м, радиус забоя скважины r_с = 0,1 м, вязкость воды = 10^-3 Пас, плотность нефти _н = 850 кг/м³.

Суточная добыча нефти Q_н=1000 т, суточная добыча газа, V_г=200 тыс. м³, суточная добыча воды Q_в=700 м³, пластовое давление Р_пл=11 МПа эффективная мощность пласта h=16 м. Эти данные выбираются из таблицы.

Ход работы

Определяем объем нефти в пластовых условиях:

Определяем объем свободного газа:

Определяем объем газа в пластовых условиях

Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:

V = 1411+ 977,6 + 700=3089,36 (м³)

Определяем необходимое количество закачиваемой воды с учетом потерь:

Q_з = 3089,36 1,8 = 3560,8 (м³)

Определяем приемистость нагнетательной скважины расчетным путем:

Определяем необходимое количество нагнетательных скважин:

Определяем приемистость нагнетательной скважины, если половина расстояния между нагнетательными скважинами R_к = 100 м, а перепад давления на забое Р = 2,2 МПа.

9. Определяем необходимое количество нагнетательных скважин.

Заключение

Талинское месторождение является одним из крупнейших месторождением Тюменской области. Площадь разрабатывается компанией ТНК BP.

Нефтегазоносность Талинской площади Красноленинского месторождения связана с меловыми отложениями викуловской свиты - пласт ВК₁, юрскими отложений - пласты ЮК₁ (абалакская свита), ЮК_2-9 (тюменская свита), ЮК₁₀ и ЮК₁₁ (шеркалинская свита), а также с корой выветривания доюрского возраста.

По состоянию на 01.01.2010 г. на балансе РГФ числятся начальные геологические запасы нефти в объеме 1824251 тыс. т, в том числе по категории B+C1 - 1564734 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти составляют 497434 тыс. т, в том числе по категориям B+C1 - 450592 тыс. т.

Сопоставление балансовых и извлекаемых запасов, числящихся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.2010 г. и утвержденных в ГКЗ.

В ГКЗ прошли апробацию и утверждение запасы нефти только по продуктивным пластам шеркалинской свиты - пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁. По сравнению с утвержденными запасами нефти запасы по состоянию на 01.01.2010 г. по пластам ЮК₁₀ и ЮК₁₁ возросли соответственно на 1.1% и 1.7%.

Изменение запасов нефти связано с уточнением геологического строения залежей за счет появления новых данных по скважинам, пробуренных и испытанных после утверждения запасов в 2008 г. и 2009 г., а также вследствие применения для подсчета запасов более совершенной вычислительной техники и новых программных комплексов. Сопоставление подсчетных параметров геологических запасов, числящихся на балансе РГФ и утвержденных в ГКЗ, показывает, что изменение претерпели только объемы нефтесодержащих пород, т.е. произошло уточнение площадей нефтеносности и нефтенасыщенных толщин в результате эксплуатационного бурения. Площадь нефтеносности изменилась незначительно, для пласта ЮК₁₀ - увеличилась на 0.8%, пласта ЮК₁₁ - уменьшилась на 0.7%

Остаточные запасы нефти (категории В+С₁) пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁ составляют соответственно геологические - 695.9 млн. т и 188.99 млн. т; извлекаемые - 129.8 9 млн. т и 29.49 млн. т

Объект ВК_1-2

Начальные запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ на 1.01.2010 г, составляют: балансовые - 5726 тыс. т, извлекаемые - 1432 тыс. т. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,25.

Разработка объекта осуществляется с 1999 года добывающей скважиной (№ 20009r). По состоянию на 1.01.2011 г. скважина остановлена по технологическим причинам и находится в бездействующем фонде.

Остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 1411 тыс. т.

В 2010 году отобрано 4,4 тыс. т нефти и 29,6 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти составляет - 15 т/сут, по жидкости - 101,2 т/сут, обводненность продукции - 85,2%.

Объект ЮК₁

Объект ЮК₁ является возвратным объектом. Разработка объекта осуществляется с 1982 года вводом в эксплуатацию скв. № 104r.

Запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 1.01.2010 г. составили:

по категории С₁: по категории С₂:

балансовые - 3295 тыс. т балансовые - 14917 тыс. т

извлекаемые - 824 тыс. т извлекаемые - 1708 тыс. т

С начала разработки по объекту отобрано 101,3 тыс. т нефти, что составляет 12,3% от НИЗ и 109,9 тыс. т жидкости, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,031.

Максимальный уровень добычи нефти - 25,7 тыс. т был достигнут в 1998 году при отборе 5,2% от НИЗ и текущей обводненности 7,3%.

В течение 2010 года добыто 9,5 тыс. т нефти и 11,1 тыс. т жидкости. Добыча нефти осуществляется из скважин, оборудованных ЭЦН.

Средний дебит действующей скважины составляет: по нефти - 29,1 т/сут, по жидкости - 34,1 т/сут. Обводненность продукции - 14,7%. В настоящее время остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 723 тыс. т, на одну действующую добывающую скважину - 241 тыс.т.

Делая выводы из своей курсовой работы, считаю, что дальнейшая разработка является рациональным.

Список литературы

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.

2. Алексеев П.Д., Гридин В.И., Бараз В.И., Николаев Б.А. Охрана окружающей среды в нефтяной промышленности, М., Нефтяник, 1994.

3. Амиян В.А., Васильев В.П. Добыча газа, М., Недра, 1974.

4. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1981.

5. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.

6. Бузиков С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, М., Недра, 1983.

7. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов, М., Недра, 1989.

8. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений, М., Недра, 2000.

9. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.З., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю., Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей, М., ВНИИОЭНГ, 1994.

10. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта, М., Недра, 1971.

11. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра 1988.

12. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1983.

13. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

14. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989.

15. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984.

16. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987.

17. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений, М., Недра, 2000.

18. Сургучев М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.: Недра, 1991.

19. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М., Недра, 1985.

Размещено на Allbest.ru