Автор работы: Пользователь скрыл имя, 26 Января 2015 в 09:07, курсовая работа
Нефтегазовое месторождение Мухто расположено в 7 км к западу от Пильтунского залива и в 80 км южнее г. Оха – центра нефтяной и газовой промышленности. Нефть, добываемая на месторождении Мухто, поступает в магистральный нефтепровод, которым связаны все месторождения Северного Сахалина с г. Комсомольск-на-Амуре, где расположен нефтеперерабатывающий завод.
Введение.
1.Геологическая часть.
1.1 Общие сведения о месторождении Мухто……………………………………5 - 6
1.2 Литолого – Стратиграфический разрез месторождения……………………..6 - 8
1.3 Тектоническое строение месторождения……………………………………..8 - 9
4.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных
пластов...........................................................................................................................10
1.5 Текущий баланс запасов нефти по месторождению Мухто……………….10 -11
2. Расчетно – технологическая часть.
2.1 Технологические показатели разработки месторождения Мухто………..12 - 17
2.2 Причины снижения производительности скважин на месторождении….18 - 19
2.3 Методы восстановления фильтрационных характеристик призабойной зоны……………………………………………………………………………….19 - 20
2.4 Кислотные обработки скважин……………………………………………..21 - 24
2.5 Механизм грязекислотной обработки пласта……………………………...24 - 27
2.6 Расчет процесса грязекислотной обработки скважины…………………...27 - 30
Заключение………………………………………………………………………......31
Список литературы………………………………………………………………....32
-запасы растворенного газа
По состоянию на 1.01.2007 года на месторождении Мухто добыто:
нефти – 5860 тыс. т;
растворённого газа – 642 млн.м3 ;
свободного газа – 34 млн. м3.
В том числе по пласту Д: нефти – 2559,7 тыс. т;
растворённого газа – 198 млн.м3
По состоянию на 2013год.
добыча нефти – 21918 т.
Добыча попутного газа – 1 137,25 тыс.м(3).
Действующий фонд нефтяных скважин – 41.
Закачка воды – 132 490 т.
Действующий фонд нагнетательных скважин – 3.
2 РАСЧЕТНО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Технологические показатели месторождения Мухто.
Технологические показатели разработки рассчитаны для каждой залежи, по пласту и месторождению определены путем суммирования.
АБВ пласт
1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех пластов на естественном режиме. Проектный фонд – 4 скважины. Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки.
Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 2.6 тыс. т. За проектный период (25 лет) проектируется отобрать:
Нефти - 19 тыс.т
Жидкости - 101.6 тыс.т
Попутного газа - 1млн. м3 .
С начала разработки отборы составят
Нефти - 98.1 тыс. т что составляет 17.4% от начальных балансовых запасов,
жидкости - 238.2 тыс. т
Попутного газа - 8.8 млн. м3.
2 вариант. Проектный фонд – 6 скважин, граф. прил. 60. Увеличение фонда проектируется осуществить за счет ввода двух скважин из числа простаивающих. Максимальный отбор нефти 2.6 тыс. будет достигнут в 2007 г.
За проектный период (25 лет) будет добыто:
Нефти - 29.2 тыс. т
Жидкости - 160,8 тыс. т
Попутного газа - 1.3 млн. м3 .
С начала разработки будет добыто 108 тыс. т нефти, или 19.2% от НБЗ, 9.1 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97.2 %. Коэффициент извлечения нефти состав 0.192
3 вариант. Проектный фонд - 9 скважин, граф. прил. 60 Дополнительно к варианту 2 предусматривается уплотнение сетки скважин путем бурения двух скважин и зарезки бокового ствола в скв. 58, а также оптимизация технологического режима работы скважин. В 2014 г. будет достигнут максимальный отбор нефти (6,8 тыс. т). За проектный период (25 лет) будет добыто:
Нефти - 74,3 тыс. т
Жидкости - 387,7 тыс. т
Попутного газа - 2,83 млн. м3 .
С начала разработки будет добыто 153.4 тыс. т нефти, или 27,2% от НБЗ, 524 тыс. т жидкости, 10.6 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97 %. Коэффициент извлечения нефти составит 0.272
Г пласт
1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех залежей на естественном режиме.
Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки. Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 13.3 тыс. т.
За проектный период (40 лет) планируется отобрать:
Нефти - 170.7 тыс. т
Жидкости - 1252,6 тыс. т
Попутного газа - 5,6 млн. м3.
С начала разработки отборы
составят 492.2 тыс. т нефти, что составляет
18.8% от начальных балансовых
2 вариант. Разработка всех залежей на естественном режиме. Проектный фонд – 28 скважин, дополнительно к 1 варианту предусматривается вовлечение в разработку залежи Vд блока, не разрабатываемую с 1995 года, и уплотнение сетки действующих скважин, за счет ввода в работу 5 скважин и бурения 2 новых скважин.
Максимальный отбор нефти 15,8 тыс.т будет достигнуто в 2010 г.
За проектный период (39 лет) будет добыто:
Нефти - 246 тыс. т
Жидкости - 1924 тыс. т
Попутного газа - 7 млн. м3.
С начала разработки будет добыто:
567,4 тыс. т нефти, или 21.6% от НБЗ,
2666.2 тыс. т жидкости и 30.2 млн. м3 попутного газа.
Обводненность составит 97.8 %. Коэффициент извлечения нефти составляет 0.216
Д пласт
1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Таким образом вариант продолжает разработку всех залежей с поддержанием пластового давления, за исключением залежи IVв блока, которая разрабатывается на естественном режиме. Проектный фонд – 22 скважины, из них 4 нагнетательных. Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 24 тыс. т. За проектный период (40 лет) проектируется отобрать:
Нефти - 374 тыс.т
Жидкости - 2816 тыс.т
Попутного газа 15 млн. м3
воды закачать 2890 тыс.м3.
С начала разработки отборы составят 2934 тыс. т нефти, что составляет 42% от начальных балансовых запасов, жидкости -7908.9 тыс.т, попутного газа - 31.7 млн. м3.
2 вариант. Проектный фонд – 26 скважин, из них 4 нагнетательные. Увеличение фонда проектируется осуществить за счет бурения одной добывающей скважины и ввода дополнительно пяти скважин в работу, включая восстановление нагнетательной скважины Проектный период разработки – 40 лет.
Максимальный отбор нефти 24,3 тыс. будет достигнут в 2010 г.
За проектный период из залежей будет добыто 402 тыс. т нефти, 8444.6 тыс. т жидкости, 16 млн. м3 попутного газа, закачано 3435 тыс.м3 воды, табл. П.4.15- П.4.16. С начала разработки будет добыто нефти - 2962 тыс.т, или 42.4% от НБЗ, жидкости - 8444.6 тыс.т, попутного газа - 32.7 млн. м3, а так же закачено 11921 тыс.м3 воды.
Обводненность составит 98 %. Коэффициент извлечения нефти 0.424 .
Ж+З пласт
1 вариант. Проектный фонд – 7 скважин. Вариантом предусматривается разработка на естественном режиме. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти 4 тыс. будет достигнут в 2007 г. Планируется отобрать
Нефти - 55,5 тыс. т
Жидкости – 446 тыс. т
Попутного газа - 1,4 млн. м3.
С начала разработки отборы составят: нефти - 1188,9 тыс. т, или 48,1% от НБЗ, жидкости - 2916 тыс. т , попутного газа - 115,9 млн. м3 ,обводненность – 98,0 %. К концу разработки по плату будет достигнут коэффициент извлечения нефти 0,481.
2 вариант. Проектный фонд – 11 скважин, из них 1 нагнетательная. В отличие от 1 варианта, здесь предусматривается разработка IVв блока с поддержанием пластового давления, путем ввода нагнетательной скважины. Максимальный отбор нефти 7 тыс. т будет достигнут в 2010 г. За проектный период (39 лет) будет добыто:
Нефти - 119 тыс.т
Жидкости - 855 тыс.т
Попутного газа - 3 млн. м3
Воды - закачано 448 тыс. м3.
И пласт
1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Проектный фонд – 4 скважины. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти - 3 тыс. т. будет достигнут в 2007г. Планируется отобрать:
Нефти - 43 тыс.т.
Жидкости - 381 тыс.т
Попутного газа - 3.3 млн.м 3
С начала разработки отборы составят 585 тыс. т нефти, или 53.4% от НБЗ, 1358.4 тыс. т жидкости, 33 млн. м3 попутного газа, обводненность – 97.7 %. Коэффициент извлечения нефти составит 0,534.
2 вариант. Разработка всех залежей на естественном режиме. Максимальный отбор нефти 4 тыс. т будет достигнут в 2010 г. За проектный период (40 лет) будет добыто нефти - 59 тыс.т, жидкости - 437 тыс.т, попутного газа - 4.6 млн. м3 попутного газа.
Отбор с начала разработки составит 600.6 тыс.т нефти, или 54,8% от НБЗ, жидкости - 1414.6 тыс.т, попутного газа - 34.1 млн. м3. К концу разработки по пласту будет достигнут КИН 0,548.
I пласт
1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе на
естественном режиме. Проектный фонд 6 скважин. Максимальный отбор нефти 3 тыс. т будет достигнут в 2007 г. За проектный период (40 лет) будет добыто 29 тыс. т нефти, 170 тыс. т жидкости, 2,2 млн. м3 попутного газа. Накопленные отборы с начала разработки составят 462тыс. т нефти, 29.3% от НБЗ, 834.9 тыс. т жидкости, 91.4 млн. м3 попутного газа. КИН составит 0.293.
2 вариант. предусматривает разработку залежей на естественном режиме. Проектный фонд – 6 добывающих скважин, в отличие от 1 варианта здесь планируется бурение одной добывающей скважины, табл. П.3.44, граф. прил. 65. Проектный период 30 лет. Максимальный отбор нефти 2,6 тыс. т будет достигнут в 2007 г. Планируется отобрать 34 тыс. т нефти, 247 тыс. т жидкости, 2,4 млн. м3 попутного газа. С начала разработки из залежей будет добыто 468 тыс. т нефти, или 29.7% от НБЗ, 912.4 тыс. т жидкости, 91.5 млн. м3 попутного газа. Обводненность к концу разработки составит 98.1%. КИН составит 0,297.
II пласт
1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе на естественном режиме. Проектный фонд – 5 скважин. Проектный период 36 лет. Максимальный отбор нефти 1.8 тыс. т будет достигнут в 2008 г. Проектируется отобрать 21.5 тыс. т нефти, 63.2 тыс. т жидкости, попутного газа 1.5 млн. м3. С начала разработки отборы составят 140.7 тыс. т нефти, что составляет 12.1% от начальных балансовых запасов, 215.3 тыс. т жидкости, попутного газа 18.9 млн. м3, обводненность к концу разработки составит 96.9%. КИН составит 0.121
2 вариант. Вариантом предусматривается увеличение фонда скважин до 8 единиц за счет бурения одной добывающей скважины и перевода двух скважин с нижележащих пластов. За проектный период (35 лет) будет добыто 72.7 тыс. т нефти, 348 тыс. т жидкости, 4,3 млн. м3 попутного газа. С начала разработки отбор составит 192 тыс. т нефти, или 16.5% от НБЗ, 500 тыс. т жидкости, 21.7 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97%. К концу разработки по пласту будет достигнут коэффициенты извлечения нефти 0.165.
III пласт
1 вариант. предусматривает разработку залежи при существующей системе на естественном режиме. Проектный фонд – 4 скважин, граф. прил. 67. Максимальный отбор нефти 0,9 тыс. т будет достигнут в 2007 г. За 25 лет проектного периода планируется отобрать 6 тыс. т нефти, 17.4 тыс. т жидкости, 0.5 млн. м3 попутного газа. С начала разработки отборы составят 143 тыс. т нефти, или 15.6% от НБЗ, 179 тыс. т жидкости, 16 млн. м3 попутного газа. Обводненность к концу проектного периода достигнет 98.4%. КИН составит 0.156.
2 вариант. Проектный фонд 6 скважин. Данный вариант предусматривает разработку залежей на естественном режиме, фонд увеличивается за счет ввода из наблюдения скважины №180 и зарезки второго ствола. Максимальный отбор нефти 1,79 тыс. т будет достигнут в 2015 г. За проектный период (25 лет) будет добыто 17.4 тыс. т нефти, 113.3 тыс. т жидкости, 1 млн. м3 попутного газа. С начала разработки отбор составит 154.7 тыс. т нефти, или 16.9% от НБЗ, 275.3 тыс. т жидкости, 16,4 млн. м3 попутного газа. К концу разработки по пласту будет достигнут коэффициент извлечения нефти 0.169.
IV пласт
1 вариант. Разработка осуществляется при сложившейся системе на залежи IVв блока. Проектный фонд скважин – 1. Максимальный отбор нефти 0,5 тыс. т будет достигнут в 2007 г., За 20 лет проектного периода планируется отобрать 4.6 тыс. т нефти, 54 тыс. т жидкости, 0,5 млн. м3 попутного газа, табл. Обводненность продукции к концу периода составит 97,9 %. С начала разработки отборы составят 471 тыс. т нефти, или 16.2% от НБЗ, 701 тыс. т жидкости, 160 млн. м3 попутного газа. КИН составит 0.162.
2 вариант. Проектный фонд 19 скважин, 4 из них нагнетательные. Данный вариант так же как и предыдущий предусматривает возобновление закачки на VIIв и VIIб блоках, только уже за счет бурения двух нагнетательных скважин, вывода из наблюдения скважины №247 и зарезки второго ствола в скважине №234. Увеличение добывающего фонда будет за счет бурения 7 горизонтальных скважин, вывода 2 скважин из наблюдения и зарезки второго ствола в 6 скважинах, тем самым в разработку привлекаются другие залежи не участвующие в ней с 2000 года. За проектный период (42 года) будет добыто 442 тыс. т нефти, 1813 тыс. т жидкости, 40 млн. м3 попутного газа, закачано - 1059 тыс. м3 воды. Обводненность продукции к концу периода составит 97,3 %. С начала разработки отбор составит 909 тыс. т нефти, или 31.3% от НБЗ, 2460 тыс. т жидкости, 199 млн. м3 попутного газа, закачано 2460 тыс. КИН составит 0.313, с учетом категории С2.
Месторождение
1 вариант.
Данный вариант состоит из суммы показателей разработки объектов по варианту 1. Разработка залежей осуществляется при существующей системе. Проектный фонд – 66 скважин, из них 62 добывающих и 4 нагнетательных. Максимальный отбор нефти 54 тыс. т будет достигнут в 2007 г., табл. За проектный период (50 лет) планируется отобрать 736 тыс. т нефти, 5347 тыс. т жидкости, 33,3 млн. м3 попутного газа, закачать 2890 тыс. м3 воды.
С начала разработки отборы составят 6596 тыс. т нефти, или 32% от НБЗ, 16496 тыс. т жидкости, 644 млн. м3 попутного газа, обводненность – 98 %. Закачка воды составит 18307 тыс. м3. КИН составит 0.320.
2 вариант.
Данный вариант предусматривает вовлечение в разработку запасов категории С2, состоит из суммы показателей разработки объектов по варианту 3 и отличается от варианта 2 тем, что здесь предусматривается бурение 22 новой скважины, из которых 14 горизонтальных, а так же выводом меньшего числа скважин из бездействия. Проектный фонд 124 скважин, в том числе 114 добывающих и 10 нагнетательных. Максимальный отбор нефти 127 тыс. т будет достигнут в 2016 г., табл. За проектный период (42 года) будет добыто 1868 тыс. т нефти, 12355 тыс. т жидкости, 98 млн.м3 попутного газа.