Каталог

Помощь

Корзина

Интенсификация добычи нефти за счет проведения ГРП на Южно-Харампурском месторождении ОАО Роснефть-Пурнефтегаз

Оригинальный документ?

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ГОУВПО «УдГУ») 

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Задание

по дипломному проектированию студенту нефтяного факультета

Группа:  

Специальность:  090600 - Разработка    и   эксплуатация   нефтяных   и  газовых месторождений

 

1. Тема проекта: Интенсификация добычи нефти за счет проведения ГРП на Южно-Харампурском месторождении ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз»

Утверждена приказом по университету от__________ №__________

 

2. Исходные данные к проекту:

    геолого-промысловая информация

   авторский надзор Харампурского месторождения за 2008г

 

3. Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о месторождении. 1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения. 1.3.Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. 1.4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды. 1.5. Запасы нефти, газа, КИН, КОХВ, К ВЫТ. 1.6. Осложнающие факторы геологического строения.

 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки. 2.2. Cтруктура фонда скважин. Анализ работы фонда скважин. 2.3. Анализ выработки запасов. 2.4. Применение технологий разработки и методов увеличения нефтеотдачи пластов. 2.5. Выбор и обоснование необходимости применения ГРП. 2.6. Литературный обзор существующих технических решений по методу ГРП. 2.7. Анализ эффективности применения ГРП на других месторождениях. 2.8. Проектирование ГРП. 2.9. Определение технической эффективности при реализации ГРП. 2.9.1. Исходные данные для определения технологической эффективности при ГРП. 2.9.2. Выбор метода определения технологической эффективности. 2.9.3. Расчет технологической эффективности при реализации ГРП. 2.10. Анализ эффективности проведения ГРП.

 

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Определение экономической эффективности при реализации гидроразрыва пласта.  3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта. 3.3. Расчет экономических показателей проекта. 3.3.1. Эксплуатационные затраты. 3.3.2. Платежи и налоги. 3.3.3. Выручка от реализации. 3.3.4. Прибыль от реализации. 3.3.5. Экономический эффект от ГРП. 3.4. Период окупаемости вложенных средств.

 

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Нормативно-правовая база. 4.2. Мероприятия по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении гидроразрыва пласта.  4.3. Мероприятия по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении гидроразрыва пласта.  4.4. Мероприятия по обеспечению требований противопожарной безопасности. 4.5. Мероприятия по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении гидроразрыва пласта.

V. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

5.1. Нормативно-правовая база. 5.2. Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении гидроразрыва пласта.  5.3. Мероприятия, обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды, охраны недр при проведении гидроразрыва пласта.  5.4. Расчет затрат на охрану окружающей среды и охрану недр.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авторский надзор за разработкой Южно-Харампурского      месторождения. 2008.

2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки   месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра 1999. 168 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.  М,: Недра, 1986. 362 с.

4. Гиматудинов М.К.  Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М,: Недра, 1983. 449 с.

5. Выполнение  ГРП на месторождении. Контроль качества // Справочное руководство,    Компания Шлюмберже, 2005. 

6.  Губский А. Н.  Технология     концевого     экранирования    на месторождениях Западной Сибири // Нефтегазовое обозрение  – 2000. №10 С. 4-9.

7. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди М.П. Супер – ГРП на Ачимовских пластах Яранейского месторождения. (Западная Сибирь) // Нефтегазовое обозрение – 2002. №3 С.75-83.

8.   Кевин      Армстронг,      Нил      Василисиа,      Джим     Коллинс.      Усовершенствованные      рабочие     жидкости     для     ГРП     и     улучшение     экономических   показателей   скважин //     Нефтегазовое   обозрение – 1999. №4 С.46-63.

9. Prats, M.  Effect  of  Vertical  Fractures on Reservoir Behavior – Incompressible Fluid Case. Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости //  SPE Petroleum Engineering  1961. №6 С. 105-118.

10. Стандарт Компании Роснефть. Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности геолого-технических мероприятий // № П4-02  С-00. Москва, 2007.

11. РД 153-39.0-007-96 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

12. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» Утверждены Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Госкомпромом России 31.03.94, № 7-12/47.

 

4. Перечень графического материала, выносимого на защиту:

геологический профиль Южно-Харампурского месторождения;  геолого-физическая характеристика продуктивных пластов; начальные и текущие запасы нефти горизонта 1Ю Южно-Харампурского месторождения; карта текущих отборов. Южно-Харампурское месторождение; сравнение расчетных технологических показателей работы скважин  после проведения ГРП с утвержденным вариантом технологической схемы; экономическая эффективность от проведения ГРП.

  

5. Консультанты по разделам проекта:

Геологический раздел _____________________

Экономический раздел ______________________

Раздел охраны труда

и промышленной  безопасности  ______________________

Раздел  охраны  окружающей  среды

 и   недр  ___________________________________ 

 

6. Сроки сдачи в ГАК законченного проекта____________________________

 

7. Дата выдачи задания «___»___________________

 

Заведующий кафедрой РЭНГМ

д.т.н., профессор  _______________________________________ 

 

Руководитель проекта

гл. геолог ОАО «Удмуртнефть» _________________________ 

 

Задание принял к исполнению студент ____________________


РЕФЕРАТ 

 

В дипломном проекте «Интенсификация добычи нефти за счет проведения ГРП на примере Южно-Харампурского месторождения ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз»» для повышения продуктивности скважин будет предложен и спроектирован гидравлический разрыв пласта.

В проекте выполнен расчет технико-экономических показателей при реализации проектного решения на пяти скважинах Южно-Харампурского месторождения. В результате получены следующие данные:

 накопленная добыча нефти за три года (время сохранения эффекта) после ГРП составит 45850 т., без ГРП 30359 т;

 предприятием будет получена чистая прибыль в размере 19871,9 тыс.руб;

  экономический эффект составит 6174,6   тыс.руб.

На основании рассчитанных показателей можно считать целесообразным применении ГРП при разработке  Южно-Харампурского месторождения.

Также в проекте рассмотрены общие сведения о Южно-Харампурском месторождении; геолого-физическая и физико-гидродинамическая характеристика  залежи; свойства нефти, газа и воды. Даны сведения: о запасах нефти и газа; текущем состоянии разработки залежи.

Изложение и оформление дипломного проекта выполнено в  соответствии требованиям, предъявляемым к отчетам о научно-исследовательской работе, ГОСТ 7.32-91.

Проект включает 107  стр. текста, в том числе 24 таблицы, 4 рисунка, 6 плакатов. Использовано 12 литературных источников.


СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение

21

1.      Геологический раздел

1.1. Общие сведения о месторождении

22

1.2. Геолого-физическая   характеристика месторождения

25

1.3.Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

 

36

1.4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

36

1.5. Запасы нефти, газа, КИН, КОХВ, К ВЫТ

45

1.6. Осложнающие факторы геологического строения

46

2.      Технологический раздел

2.1. Текущее состояние разработки

48

2.2. Cтруктура фонда скважин. Анализ работы фонда скважин

50

2.3. Анализ выработки запасов

52

2.4. Применение технологий разработки и методов увеличения нефтеотдачи пластов

 

52

2.5. Выбор и обоснование необходимости применения ГРП

55

2.6. Литературный обзор существующих технических решений

 по методу ГРП

 

59

2.7. Анализ эффективности применения ГРП

на других месторождениях

 

62

2.8. Проектирование ГРП

65

2.9. Определение технической эффективности при реализации ГРП

76

2.9.1. Исходные данные для определения технологической эффективности при ГРП

 

76

2.9.2. Выбор метода определения технологической эффективности

79

2.9.3. Расчет технологической эффективности при реализации ГРП

80

2.10. Анализ эффективности проведения ГРП

85

3.  Экономический раздел

3.1. Определение экономической эффективности при реализации гидроразрыва пласта

 

86

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

87

3.3. Расчет экономических показателей проекта

88

3.3.1. Эксплуатационные затраты

88

3.3.2. Платежи и налоги

90

3.3.3. Выручка от реализации

91

3.3.4. Прибыль от реализации

91

3.3.5. Экономический эффект от ГРП

92

3.4. Период окупаемости вложенных средств

93

4. Раздел охраны труда и промышленной безопасности

4.1. Нормативно-правовая база

94

4.2. Мероприятия по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении гидроразрыва пласта

 

95

4.3. Мероприятия по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении гидроразрыва пласта

 

99

4.4. Мероприятия по обеспечению требований противопожарной безопасности

 

102

4.5. Мероприятия по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении гидроразрыва пласта

 

 

105

5.  Раздел охраны окружающей среды и недр

5.1. Нормативно-правовая база

108

5.2. Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении гидроразрыва пласта

 

109

5.3. Мероприятия, обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды, охраны недр при проведении гидроразрыва пласта

 

110

5.4. Расчет затрат на охрану окружающей среды и охрану недр

113

Заключение

115

Список использованных источников

118

 ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобывающая промышленность  занимает особое место в экономике страны. Одним из основных методов повышения эффективности  разработки  месторождений  является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважины.

Ускорение  научно-технического  прогресса в нефтегазодобывающей

промышленности и, в частности интенсификация процесса разработки в  основных  нефтегазодобывающих  районах страны  предлагает  использование всех возможностей  для наращивания  добычи  нефти.

На   современном  этапе  сокращается число фонтанирующих скважин при  одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь  открываемые  и  разрабатываемые месторождения запасов нефти  имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.          

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих  задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное  внимание.

Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу.


1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

1.1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Харампурское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние от района работ до поселка Тарко-Сале составляет 115 км по воздуху и 215 км наземным транспортом (обзорная карта района работ рис. 1).(Данные взяты из Авторского надзора за разработкой Южно-Харампурского      месторождения [1]).


Рис. 1. Обзорная карта района работ

Рис. 1. Обзорная карта района работ

 

Поселок Тарко-Сале расположен на правом берегу реки Пур, на левом берегу находится ж.д. станция Пуровск. В посёлке Тарко-Сале базируется Таркосалинская НРЭ, производившая разведочное бурение на Харампурском месторождении. Поселок Тарко-Сале имеет аэродром с твердым покрытием и регулярное авиасообщение с г. Тюменью, а также с северными городами и поселками Тюменской области. В 120-130 км от Харампурского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк.

Площадь Харампурского месторождения расположена в южной части Пуровской низменности на севере Западно-Сибирской равнины и представляет собой полого-волнистую заболоченную равнину с абсолютными отметками рельефа от +80 (на водоразделах) до +45 м (в долинах рек). Господствующим ландшафтом является северная тайга, в которой преобладают лесотундровые и безлесые участки (залёсенность площади 40-60%). Видовой состав леса: ель, лиственница; реже - кедр, береза, сосна.

Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение (заозёренность района около 10%); осложнен речными террасами, буграми пучения. На всех формах рельефа характерно разобщенное залегание современной и древней вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа.

Климат района резко континентальный. Продолжительность устойчивых морозов около 180 дней. Количество дней с метелями больше 30. Средняя температура воздуха холодного периода - 22-30 °С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а высота покрова достигает 0,5 м на водоразделах, и до 2-2.5м в долинах рек и оврагах. Лето короткое, прохладное. Средняя температура самого теплого месяца июля +15°С. Продолжительность отопительного сезона - 275 дней.

Гидрографическая сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз — это верхнее течение реки Часелька и левые притоки реки Толька, а также бассейн реки Пур - реки Харампур и Пюнятьяха, правые притоки реки Айваседапур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами. Водоразделы сильно заболочены и заозёрены. Лед на водоемах образуется во второй половине октября, а вскрытие их ото льда происходит в конце мая.

Центральной геолого-поисковой партией Главтюменьгеологии в районе Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения были проведены поисково- разведочные работы и выявлен ряд участков и месторождений песков и кирпичных глин.

В настоящее время пески Харампурского участка используются для отсыпки площадок и подъездных путей на площади нефтегазоконденсатного месторождения.

По результатам технологических испытаний сырье пригодно для производства строительного кирпича марки «100». Запасы по категории В составляют 396,9 тыс. м3 , по категории С1 - 720,5 тыс. м3.

Полезная толща представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет 0,92 м. Запасы песка по категории С2 составляют 184 тыс. м3 . Площадь месторождения равна 20 га.

Таким образом, Харампурское нефтяное месторождение следует относить к разряду обеспеченных наиболее важным для их освоения минеральным сырьем -планировочными песками с модулем крупности 0,63 - 0,99.

Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в центральной части геокриологической зоны в пределах Надым-Пурской геокриологической области, где толща многолетнемерзлых пород (ММП) имеет в разрезе двухслойное строение. Верхний (современный) слой ММП, судя по широкому развитию здесь торфяников (до 70-80% территории) и значительной заболоченности, распространен на площади месторождения, по-видимому, повсеместно. Он отсутствует под руслами и поймами рек Пяку-Пур и Айваседапур.

В качестве питьевого и технического водоснабжения рассматриваются как поверхностные, так и подземные источники.

Подземные воды. Огромную ценность для организации водоснабжения промысловых объктов представляют пресные подземные воды первого гидрогеологического этажа Западно-Сибирского артезианского бассейна, приуроченные к палеоген-четвертичным отложениям. В зависимости от строения ММП на площади Харампурского месторождения условно выделяются           надмерзлотный (четвертичный) и межмерзлотный (атлым-новомихайловский) водоносные горизонты. Межмерзлотные воды стратиграфически приурочены к атлым-новомихайловскому водоносному горизонту в интервале межмерзлотного талика, толщина которого не превышает 20 м. В гидрогеологическом отношении водонасыщенная толща межмерзлотного талика не изучена.

 

1.2. Геолого-физическая   характеристика месторождения  

В основу стратиграфического расчленения разреза положены «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утверждённые МСК СССР 30 января 1991 года.

Геологический разрез Южно-Харампурского месторождения сложен мощной толщей (3900-4000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермь-триасового возраста. Объектом детального изучения являются осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трёх отделов: нижнего, среднего и верхнего. Осадки нижнего отдела и самые низы среднего отделов объединены в котухтинскую свиту. Осадки среднего отдела включают тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются две свиты: васюганская и марьяновская. Харампурская площадь расположена в зоне перехода типового разреза нижнемеловых отложений от Пурпейско-Уренгойского района (Пурпейский подрайон) на западе, к северо-восточному типу разреза  Туруханского района - на востоке.

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами.

Нижнемеловые образования включают в себя отложения трех свит (снизу вверх): мегионской, заполярной, ереямской и нижней части покурской свит; верхнемеловые - верхнюю часть покурской, кузнецовскую, березовскую и нижнюю часть ганькинской свит.

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки - кузнецовской, тиоейсалинской, люлинворской и юрковской  свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Продуктивные пласты приурочены к отложениям Васюганской свиты.

По литологической характеристике свита делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) подсвиты.

Нижняя подсвита сложена аргиллитами, тёмно-серыми до серых с буроватым и зеленоватым оттенками, преимущественно тонко-отмученные с прослоями алевролитов и песчаников. Характерен растительный детрит, пирит, редкие остатки двустворок, аммонитов.

Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Алевролиты серые с буроватым оттенком. Аргиллиты, тёмно-серые и серые с буроватым оттенком. Породы биотурбированы. Характерен пирит, редкие остатки аммонитов и двустворок.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен продуктивный горизонт Ю1. На Харампурском месторождении в состав горизонта Ю1 входят четыре продуктивных пласта (Ю1-1, Ю1-2 , Ю1-4, Ю1-4).

Возраст осадков - келловейский-оксфордский, установлен по фауне аммонитов, фораминифер и пелеципод.

В пределах изучаемого месторождения васюганская свита вскрыта почти во всех скважинах на глубинах 2818 - 3117м. Наиболее низкое положение кровли (3293м) васюганской свиты установлено в скважине 371, на восточном погружении Харампурского вала, переходящего в Верхнеаганско-Толькинский мегапрогиб.

Толщина свиты изменяется от 75м (скважина 318) до 103м (скважина 303).


Рис.2. Геологический профиль Южно-Харампурского месторождения

Рис.2. Геологический профиль Южно-Харампурского месторождения

Cогласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской мегасинеклизы (Бочкарёв B.C., Боярских Г. К., 1990г.), площадь работ расположена в северо-восточной части крупной структуры I порядка - Тагринско- Харампурского пояса мегавалов- и непосредственно приурочена к Южно-Харампурскому (1369) и Северо-Харампурскому (1367) локальным поднятиям, расположенным в пределах анти-клинальной структуры II порядка - Харампурского малого вала (195). (рис. 3) Средне- и Южно-Харампурское поднятия имеют неправильную ассиметричную форму, вытянутую в северо-западном направлении, с амплитудой до 125м. Вверх по разрезу амплитуда складки несколько уменьшается, но «коэффициент затухания» роста структуры является незначительным, что свидетельствует о молодом, неотектоническом возрасте формирования Харампурского вала и осложняющих его локальных поднятий.

По    поверхности    основного    продуктивного    горизонта    Ю1    выявлено    несколько самостоятельных локальных поднятий IV порядка. Наиболее крупное из них расположено в районе скважина 328 и др.

Выделяется большое количество малоамплитудных дизъюнктивов, в которых плоскость сместителя представляет зону дробления (тектонической брекчии), в которых в результате вторичных гидротермальных процессов происходит формирование кальцит-доломитовых и кремнистых цементов, хлоритизация и др. О наличии таких экранов свидетельствует ступенчатое погружение ВНК в пластах юрского горизонта. Детальное изучение всего фонда эксплуатационного и разведочного бурения, выявленных водонефтяных контактов, их приуроченность к определенным структурным формам ограниченных дизъюнктивными  структуро - формирующими нарушениями, позволило принять по керновому горизонту блочную модель.

По Южно-Харампурскому месторождению выделено 11 тектонических блоков (рис.4.). Внутри выделенных тектонических блоков имеются дизъюнктивные нарушения различных видов, влияющих в той или иной степени на нефтегазоносность тектонических блоков.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

2.1. Текущее состояние разработки

Южная площадь. Разбуривание площади ведется с 1998 года.

По состоянию на 1.01.2008 г пробурено 214 добывающих скважин (табл. 5).(Данные взяты из Авторского надзора за разработкой Южно-Харампурского      месторождения [1]).

Таблица 5

Динамика действующего фонда скважин

Год

Добывающие

Нагнетательные

тельные

проект

факт

проект

факт

2006

157

137

 19

23

2007

190

147

 28

 32

2008

225

186

38

 41

 

В действующем фонде находится 186 добывающих скважин.

Совместно работают 26 скважин на объект Ю1-2 + Ю1-3; 38 скважин - на пласты Ю1-1 + Ю1-2; 7 скважин - на Ю1-3 + Ю1-4; 59 скважин - на пласты Ю1-1 + Ю1-2 + Ю1-3, 7 скважин - на пласты Ю1-2 + Ю1-3 + Ю1-4, одна скважина 935б - на все 4 пласта Ю1–1-4.

Пробурено 43 нагнетательных скважины. Под закачкой находятся 41 скважина, из них 22 скважины работают совместно на объект Ю1-1+ Ю1-2 + Ю1-3; 6 скважин - на Ю1-1+ Ю1-2; 6 скважин - на Ю1-2 + Ю1-4, 4 скважины - на весь объект Ю1–1-4, 1 скважина - на Ю1-2 + Ю1-3 + Ю1-4, 2 скважины - на Ю1-2.

За 2008 год добыча нефти составила 948.0 тыс.т., жидкости - 1100.6 тыс.т., текущая обводненность продукции 13.6 %. Закачано 3177 тыс.м3 воды, текущая компенсация отборов закачкой составила 169.4 %.

Динамика основных годовых показателей приведена в табл. 6.

С начала разработки добыто 4927,6 тыс.т нефти и 5217,3 тыс.т жидкости. Воды с начала разработки закачано 8469 тыс.м3. Накопленная компенсация составила 91,5 %.

Таблица 6 

Основные годовые показатели разработки

Год

Добыча нефти, тыс.т.

Добыча жидкости, тыс.т.

 

Закачка воды, тыс.м3

Обводненность, %

проект

факт

проект

факт

проект              факт

проект

факт

2006

1320

966.4

2908.9

1011.9

2526.8

1506,1

54.6

4.5

2007

1300.6

817.4

3676

888.2

4085

2520

64.6

8.0

2008

1273

948.8

4111.9

100,5

5727.5

3177

71

13.6

 

Динамика основных накопленных показателей разработки приведена в табл. 7.

Таблица 7

Основные накопленные показатели разработки

Год

 

Накопленная добыча нефти тыс.т.

Накопленная добыча

жидкости, тыс.т

Накопленная  закачка
воды, тыс. м3

Накопленная      компенсация, %

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

2006

4362.7

3161.2

7206.3

3227.9

4229

2772.8

115

46.4

2007

5664.1

3978,5

10892.0

4116.1

8314

5292.2

115

71

2008

6942.1

4927.4

15294.0

5217.3

14041

8469.3

40

91.5

 

За весь период разработки безводная добыча нефти составила 51 %, порядка 2.5 млн.тонн. С обводненностью до 10%, добыто 40.8 % от всей продукции, что составляет 2.0 млн.т нефти.

Средний дебит нефти равен 17,1 т/сут, по жидкости 19,8 т/сут.

Годовой отбор нефти на 25.8 % меньше проектного. Недобор нефти составил 329,2 тыс.т.

Годовой отбор жидкости на 75% меньше проектного, обводненность продукции значительно ниже проектной и составляет 13,6 % (проект - 71 %).

Фактический уровень закачки воды на 44,5 % ниже проектного.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авторский надзор за разработкой Южно-Харампурского месторождения. 2008.

2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки   месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра 1999. 168 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.  М,: Недра, 1986. 362 с.

4. Гиматудинов М.К.  Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М,: Недра, 1983. 449 с.

5. Выполнение  ГРП на месторождении. Контроль качества // Справочное руководство,    Компания Шлюмберже, 2005. 

6.  Губский А. Н.  Технология     концевого     экранирования    на месторождениях Западной Сибири // Нефтегазовое обозрение  – 2000. №10 С. 4-9.

7. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди М.П. Супер – ГРП на Ачимовских пластах Яранейского месторождения. (Западная Сибирь) // Нефтегазовое обозрение – 2002. №3 С.75-83.

8.   Кевин      Армстронг,      Нил      Василисиа,      Джим     Коллинс.      Усовершенствованные      рабочие     жидкости     для     ГРП     и     улучшение     экономических   показателей   скважин //     Нефтегазовое   обозрение – 1999. №4 С.46-63.

9. Prats, M.  Effect  of  Vertical  Fractures on Reservoir Behavior – Incompressible Fluid Case. Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости //  SPE Petroleum Engineering  1961. №6 С. 105-118.

10. Стандарт Компании Роснефть. Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности геолого-технических мероприятий // № П4-02  С-00. Москва, 2007.

11. РД 153-39.0-007-96 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

12. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» Утверждены Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Госкомпромом России 31.03.94, № 7-12/47.