В настоящей выпускной квалификационной работе проведён анализ разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Изначально была кратко разобрана геология, характер взаимосвязи с соседними месторождениями шельфа Каспия. Полученные данные в ходе ввода скважин первого типа показали, что строение коллекторов отличается от первоначальной интерпретации. Также в ходе разработки месторождения им. Ю. Корчагина появилась серьезная проблема - прорыв газа к забоям добывающих скважин из газовой шапки неокома.
Исследования причин и источников прорыва газа во время разработки показали более тесную гидродинамическую связь между неокомским надъярусом и волжским ярусом, через возможные зоны разуплотнения, подтверждённые моделированием и трассерными исследованиями.
Контроль над разработкой на месторождении по всем добывающим скважинам регулярен. Постоянно ведутся замеры дебитов, обводненности добываемой продукции скважин, газового фактора. Замеры добываемой продукции производятся с помощью трехфазных расходомеров. Во всех добывающих скважинах непрерывно осуществляются замеры забойного и устьевого давлений. Все это неоценимо помогает анализировать и совершать верное и обоснованное регулирование разработки.
Для интенсификации добычи рекомендуется качественное вскрытие пласта, которое обеспечит сохранение коллекторских свойств продуктивных отложений. С этой целью предусмотрено применение специальных инвертно-эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе, которые позволят сохранить естественную проницаемость.
Исходя из программ опытно-промышленных работ, которые проводились на разных месторождениях, рекомендуется провести испытания системы пассивного регулирования притока нового поколения с ограничителем расхода газа, провести испытания адаптивных устройств регулирования притока - устройства, способные подстраиваться под изменяющиеся со временем характеристики притока жидкой и/или газообразной фазы. Для решения задач по регулированию притока необходимо провести испытания интеллектуального заканчивания скважин с применением активных устройств регулирования притока, на которые возлагаются наибольшие надежды для оптимальной эксплуатации.
Не выполнения решений по предыдущим проектным документам связаны:
- с более поздним вводом скважин в разработку;
- фактический средний дебит по нефти скважин оказался ниже проектного (фактическая протяженность скважины по коллектору оказалась меньше проектной, фактическая обводненность новых добывающих скважин по неокому оказалась в среднем в 6 раз больше проектной 32,3% и 5,5% соответственно, продолжение роста газового фактора);
- фактический фонд добывающих скважин ниже проектного.
В ходе работ по поиску причин и путей минимизации прорывов газа в добывающие скважины, а также определения оптимальных траекторий новых добывающих скважин были получены следующие выводы:
1. Природные факторы внедрения газа в нефтяную оторочку месторождения им. Ю.Корчагина приводят к последовательному сокращению ее толщины;
2. Из числа рассмотренных причин влияния на газонефтяное отношение (ГНО) наиболее информативной оказалась зависимость отношения газ-нефть в продукции скважин от угла наклона продуктивного пласта;
3. В центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО. В силу его наиболее высокого гипсометрического положения, более высоких значений угла падения пласта, повсеместно высокой газонасыщенности нефти и концентрации углеводородных газов (УВГ) (плотности запасов газа);
4. Определена площадь распространения участков с низкими значениями ГНО (западный и восточный блоки с углами падения пласта 1,0...2,5° и средним
значением ГНО), куда целесообразно направить горизонтальные секции проектных добывающих скважин с целью минимизации повышенного прорыва газа в нефтяную оторочку.
Поскольку залежи неокома и волжского характеризуется обширными подгазовыми и водонефтяными зонами, первые годы эксплуатации показали, что основной проблемой разработки месторождения является загазование скважин из-за прорыва газа газовой шапки залежи неокома. Поэтому для выравнивания профиля притока в горизонтальном стволе скважин и изоляции прорывов газа и/или воды рекомендуется вводить скважины с «интеллектуальным» заканчиванием, которое состоит из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при необходимости (загазование, обводнение) проводить их селективное отключение.
В специальной части были проведены расчеты по подбору оптимального диаметра фонтанных труб с целью минимизации потерь давления при движении флюида. В результате расчетов была сделана рекомендация по замене труб на скважинах № 107 и №114 диаметра 114 мм на НКТ диаметром 89 мм. После выбора необходимых лифтовых колонн для газовых скважин месторождения им. Ю.Корчагина были проведены расчеты по определению критического (минимально-допустимого) дебита газа, при котором на забое газовой скважины не происходит накопления жидкости. Таким образом, на основании приведенных расчетов, минимальный дебит газа для газовой залежи неокомского яруса составляет порядка 95 тыс. м3/сут.
В экономической части дипломного проекта для выяснения экономической целесообразности разработки месторождения был произведен расчет стоимости основных производственных фондов и прибыли компании. По данным расчетам за год эксплуатации месторождения предприятие ООО «Лукойл» получит чистую прибыль в размере 33228,48 млн. рублей.
В разделе безопасности и экологичности проекта были освещены основные опасные и вредные производственные факторы, возникающие при
81
работе на ледостойкой стационарной платформе, а также был произведен расчет расхода воды и количества распылителей для обеспечения пожаробезопасности технологических и буровых комплексов.
Исходя из вышеуказанного материала, можно сделать заключение, что данная квалификационная работа достигла поставленных целей. Проведённый анализ позволит исправить сложившуюся ситуацию на изучаемом месторождении, а также позволит предотвратить схожие проблемные ситуации, при не столь далёкой дальнейшей разработке месторождений Каспия, а может даже и Арктики.

Купить