Введение 4
1. Геологическая часть 5
1.1 Общие сведения о месторождении 5
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 8
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 17
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 21
1.5 Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное текущее и конечное значения) 23
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на
Ванкорском месторождении пласт ЯК-III-VII 24
2. Технологическая часть 25
2.1 Текущее состояние разработки 25
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного
месторождения 26
2.3 Анализ выработки запасов нефти 32
2.4 Анализ примененных методов направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти на месторождении 35
2.4.1 Гидродинамические методы воздействия 35
2.4.2 Физико-химические методы воздействия 35
2.4.3 Нагнетание водного раствора полимера 36
2.4.4 Нагнетание водных растворов щелочи 37
2.4.5 Газовые методы воздействия 38
2.4.6 Тепловые методы воздействия 40
2.4.7 Микробиологические методы воздействия 41
3. Специальная часть 42
4. Экология и безопасность производства 61
Заключение 68
Список сокращений 69
Список используемых источников 70
На Ванкорском месторождении пласт ЯК-III-VII является одним из основных эксплуатационных горизонтов (эксплуатируемых пластов), дающий максимальный дебит нефти. Доля механизированного фонда неуклонно растет, и достигла 99% на 01.01.2015. Прежде всего, это связано с увеличением обводнённого фонда скважин и поддержанием проектных уровней добычи нефти месторождения в целом. Текущая обводненность достигла 53,4%, что является причиной уменьшения фазовой проницаемости по нефти.
Все вышеизложенные изменения, могут указывать на неоптимизированный режим системы ППД, сопровождающийся прорывом нагнетаемых вод в скважину.
Проблема обводненности добываемой продукции является первоочередной и основной, которая существует на сегодняшний день в рамках данного месторождения.
При сравнении текущих и расчетных показателей разработки месторождения необходимо учесть, что расчетная модель произведена исходя из одновременного ввода в эксплуатацию всех 230 скважин, с расчетным дебитом нефти в 200 куб. м., что обеспечивает наиболее равномерные отборы.
Целью моей дипломной работы является анализ возможности разработки пласта ЯК-III-VII в естественном режиме. Выбор режима разработки без системы ППД. Определить период разработки пласта в естественном режиме. Рассчитать коэффициент извлечения.
Расчет будет производиться теоретическим способом.
Анализируя полученные данные можно сделать вывод о том, что естественный комбинированный режим разработки залежи допустим в первое время разработки залежи, далее необходимо внедрение системы ППД.
При сравнении текущих и расчетных показателей разработки месторождения необходимо учесть, что расчетная модель произведена исходя из одновременного ввода в эксплуатацию всех 230 скважин, с расчетным дебитом нефти в 200 куб. м., что обеспечивает наиболее равномерные отборы.
Можно сделать вывод о том, что естественный режим разработки месторождения является эффективным в первое время разработки, с переходом дальнейшем на газонапорный либо водонапорный режим.
Фактическая накопленная добыча на 01.01.2015 по объекту составляет 61 926 тыс.т. При комбинированном естественном режиме накопленная добыча на седьмой год разработки составит 100 135 тыс.т. В связи с отсутствием водонагнетательных скважин проблема обводненности продукции будет сведена к минимуму.
Учитывая то что пласт будет разрабатываться на естественном режиме,без использования механизированной добычи, можно сделать вывод об экономической целесообразности данного проекта, в связи с тем что отсутствует необходимость закупки УЭЦН, либо других скважинных насосов,доставки их на месторождения, затраты на монтаж, содержание и текущий ремонт.
На основании вышеизложенного считаю, что данный метод является оптимальным лишь в начале разработки залежи с последующим переходом на механизированную добычу с системой ППД
