Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Анализ месторождения Узень

Содержание

Введение…………………………………………………………………………...3

I.Геологическая часть....................................................................................4

1.1. Общие сведения о месторождении Узень…………………………………4

1.2. Стратиграфия…………………………………………………………………4

1.3. Тектоника…………………………………………………………………….5

1.4. Физико-химические свойства нефти, газа и воды IV горизонта месторождения Узень....................................................................................5

1.5. Нефте-водо-газоносность……………………………………………………7

1.6. Запасы добычи нефти……………………………………………………….7

II. Технологическая часть.............................................................................9

2.1. Проектирование системы разработки месторождения Узень..................9

2.2. Анализ состояния разработки месторождения Узень............................11

2.3. Анализ изменения по обводненности...................................................12

2.4. Анализ динамики основных показателей разработки...........................13

2.5. Анализ сопоставления проектных и фактических показателей разработки...................................................................................................17

2.6. Характеристика фондов скважин..........................................................18

2.7. Оптимизация работы скважин...............................................................19

2.8. Мероприятия по повышению производительности скважин....................21

2.9. Оценка эффективности методов воздействия.......................................22

III. Охрана окружающей среды и техника безопасности…………………….23

3.1. Анализ производства опасных и вредных факторов……………………...23

3.2. Мероприятия по технике безопасности и охране окружающей среды….23

3.3. Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации скважин…..24

IV. Технико-экономическая часть……………………………………………..24

4.1. Организационные структуры ОАО «УзеньМунайГаз»…………………..24

4.2. Анализ динамики основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности……………………………….24

4.3. Методика определения экономической эффективности новой техники и технологиии на нефтедобывающем участке…………………………………..24

Заключение……………………………………………………………………….27

Список использованной литературы……………………………..……………29

Введение

Детальное изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень позволило уточнить характер распространения пластов-коллекторов, выявить наличие обширных низкопродуктивных зон залежей нефти, характеризующихся большой неоднородностью и прерывистостью пород-коллекторов.

В настоящий период эксплуатация месторождение Узень проходят в исключительно сложных условиях.

На дату составления отчета из продуктивных пластов XIV горизонта отобрано 106274,3 тыс. т. нефти, что обеспечило текущий КИН 25,4% накопления добыча жидкости составила 218082,3тыс. т. Годовая добыча нефти и жидкости за 2000 год соответствует 1236 и 5163,9 тыс. т при среднегодовой обводненности добываемой продукции 76%.

Среднесуточный дебит нефти и жидкости увеличились с 3,5 и 11 (1999г) до 3,8 и 16,8 т/сут (2000г.) соответственно.

Блок 2. Начальные извлекаемые запасы по блоку составляют 9317 тыс. т, а балансовые 20704 тыс. т. Степень выработки блока от начальных извлекаемых запасов - 58,53%, темп отбора - 0,83%.

Компенсация отбора закачки в целом по блоку - 3,33%. Пластовое давление в зоне нагнетания и в зоне отбора по сравнению с прошлым годом уменьшилось с 11,4 до 12,2 мПа и с 10,3 мПа до 10,2 мПа соответственно.

Добывающий фонд по блоку 2 на конец года составляет 64 скважин, из них 8 скважины находятся в бездействии. Нагнетательный фонд составил 23 скважин, в том числе 11 скважины - в бездействии.

Блок 2а. Начальные извлекаемые запасы по блоку составляют 16467 тыс. т, а балансовые 36593 тыс. т. Степень выработки блока от начальных извлекаемых запасов - 50,11%, темп отбора - 0,78%.

С начало разработки по состоянию на 1.01.2001г с 2а блока добыто 8251 тыс. т нефти и 16919 тыс. т жидкости.

Доля участия блока в накопленной добыче (7,7%) ниже доли в НИЗ (8,4%), а в годовой добыче (10,4%) выше доли НИЗ. И как следствие КИН на 1.01.2001г. составил 22,55%. Дебиты скважин как по нефти (3,3 т/сут), так и по жидкости (16,6 т/ут), ниже средней величины этого показателя по гоизонту (3,8 и 16,8 т/сут соответственно).

I.Геологическая часть

1.1. Общие сведения о месторождении Узень

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак в южной части, известной под названием Южно - Мангышлакский прогиб.

В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132 метра.

Рельеф в районе Узеньского месторождения имеет сложное строение:

Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождение плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, называемого Хумурунским, выдаются во впадину Узень. В восточный части площади расположена впадина Тунгракшин. Она вытянута в меридиальном направлении, размеры и глубина ее уступают впадине Узень. Абсолютная отметка составляет +132 метра.

Климат района континентальный лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до + 45 С.

Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко бураном. Среднегодовая скорость ветра 6 - 8 метров в секунду. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые годы. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

1.2. Стратиграфия

Месторождение Узень многопластовое, имеет исключительно сложное строение.

В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I-XXV).

Из них I-XII горизонты (в нижнемеловых отложениях) стратиграфический относятся к туронским (I-горизонт), сеноманским (II-горизонт), альбским (III-XI горизонты) и неокомским (XII-горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающих песчаных, алевролитовых и глинистых пород.

По литологическим особенностям эти отложения четко разделяются на два комплекса: верхний терригенный (II-XI горизонты) и нижний терригенно-карбонатный (XII-горизонт).

I. Триасовая система.

Отложения уверенно относимые к триасу вскрыты на Узеньской площади лишь в скважине № 53 в кернах, поднятых с глубины 2154-2120 метров, были определены комплекс пор и пыльцы, характерен для среднего и верхнего триаса. В порово-пыльцевом комплексе: пор - 42-62 % пыльцы - 37-56%.

II. Юрская система.

В разреза юрской системы выделяются 3 отдела: нижнеюрский отдел, среднеюрский отдел и верхняя юра.

1.3. Тектоника

Узеньская структура расположена в северной приподнятой части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному горизонту Южно-Мангышлакского прогиба. Она занимает наиболее высокое структурное положение и выделяется своими крупными размерами,на севере граничит с южно-восточной периклиналью, от соседнего Тенгизского поднятия, соседствует с Карамандыбасской структурой. Структура Узень относятся к типу брахиантиклинальной.

Эти нарушения являются практически первыми, которые установлены по результатом сопоставления разрезов ряд скважин.

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды XIV горизонта месторождения Узень

Свойства и состояние углеводорода зависит от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей.

Пластовые нефти XIV горизонта месторождения Узень

обладают аномальными свойствами, которые выражаются в следующем:

высокое содержание в нефти растворенного парафина и асфальтеносмолистых компонентов:

температура насыщения нефти парафином равна или близка начальной пластовой температуры: - при снижениях температуры пласта ниже температуры насыщения нефти парафином и разгазировании нефти. В пористой среде пород пород-коллекторов из нефти выделяется в твердый осадок парафин.

Характеристика свойств пластовой нефти XIII горизонта в таб.1.4.1 /л-3, с-38/

Таблица 1.4.1

№	Наименование	горизонт XIV
1.	Давление насыщения нефти газом, мПа	8.3
2.	Газосодержание f, м³/т м³/м³	66,0 56.5
3.	Объемный коэффициент, в	1, 20
4.	Вязкость нефти м, мПа С	4, 20
5.	Плотность нефти p_н, г/см³	0,777
6.	Темпер. насыщ. нефти парафином, ⁰С	58

Температура насыщения нефти парафином,⁰С

Давления, мПа

С таким параметрами как: давления насыщения нефти газом, газосодержание, объемный коэффициент, вязкость нефти, ее плотность, температура насыщения нефти парафином. Кроме того, в таб.1.4.3 /л-2, с-196/ показаны средние параметры и состав разгазированной нефти, плотность и вязкость нефти, молекулярный вес, температура застывания нефти, фракционный состав и другие.

Таблица 1.4.3

№	Параметры	горизонт XIV
1.	Плотность нефти, г/см^{3 (}20⁰С)	0,8589
2.	Вязкость нефти, х 10⁶ м²/с (50⁰С)	16,5
3.	Молекулярный вес	309
4.	Температура застывания нефти, ⁰С	+31
5.	Темпер. насыщения нефти парафином, ⁰С	51
6.	Содержание, масс % серы смолселикагелевых асфальтенов парафинов	0,18 13,30 3,30 18,60
7.	Фракционный состав выход, об % До 100 ⁰ С 150⁰ С 200 ⁰ С 300 ⁰ С	2 14 30

Растворенный в нефти газ-жирный, со значительным качеством углекислого газа и азота, состав и свойства газа выделившегося при однократном разгазировании нефти показаны в таб.1.4.4 /л-2, с-198/

Таблица 1.4.4

№	С о с т а в	горизонт XIV
1.	Плотность, г/г	1,26
2.	Метан	50, 20
3.	Этан	19,80
4.	Пропан	16,79
5.	Изо-бутан	3,10
6.	Н-бутан	4,65
7.	Изо-Пентан	1,55
8.	Н-пентан	1,45
9.	Гексан	-
10.	Пентан+выше	-
11.	Углекислый газ	0, 20
12.	Азот	2,26

Нефти месторождения Узень в Казахстане содержат смолопарафиновых компонентов в количестве 22-28%. Снижение забойных давлений ниже этих с уменьшением давления от забоя устью скважины возрастает для отдельных горизонтов до следующих значений P_у=6 кГ/см², равновесные состояние: XIV горизонта - 61 ⁰С. При естественных термодинамических условиях эксплуатация скважин отложения парафина на месторождении Узень начинается в среднем на глубине 700-800 м.

1.5 Нефте-водо-газоносность

Все нефтегазовые и нефтяные залежи в горизонтах ограничены контурной водой. Высота залежей по горизонтам различна. Закономерно меняется и площадь нефтеносности. В целом по горизонтам отмечается закономерное снижение ВНК в южном направлении (в XIV горизонте: на северном крыле абс. отметка - 1126, на южном - 1135 м.) и снижение абсолютных отметок контактов нефть-вода а направлении с востока на запад. Для верхних горизонтов (XIV) установлено только одно изменение абс. отметок контактов - на далекой западной периклинали, в районе Парсумурунских куполов, обусловленное малоамплитудным сбросам.

Сведения о ВНК и ГНК приведены в таблице 1.5.1.

1.6. Запасы добычи нефти

Запасы нефти и газа - важнейший показатель народно-хозяйственной значимости залежи, месторождения, района и т.п. Чтобы единообразно оценивать и учитывать запасы ГКЗ разрабатывает классификацию запасов и инструкции по их применению.

Начальные запасы нефти и газа были утверждены ГКЗ по XIV горизонта месторождения Узень. При этом был принят коэффициент конечной нефтеотдачи 0,45.

Структура запасов промышленных категорий по состоянию 01.01.2004г. представлена в таблица 1.6.

Таблица 1.6.2

Месторождения

Наименование

углеводорода

сырья *

Горизонт

Начальные извлекаемые запасы нефти

тыс. тонн

Извлекаемые запасы нефти

на 01.01.04 г.

тыс. тонн

Узень

Нефть

XIV

115543

46624

-/-

растворенный

газ

XIV

1494 млн. м³

498 млн. м³

Из данных таблицы видим, что в XIV горизонте свободный газ и газовая шапка отсутствует.

При учете балансовых запасов нефти по месторождению и горизонту на 01.01.2004 год приведено в таблице 1.6.3

Таблица 1.6.3

Месторож-дения	Горизонт	Начальные извлекаемые запасы нефти тыс. тонн	Добыто нефти тыс. тонн		Извлекаемые запасы нефти на 1998 г. тыс. тонн
Узень		467032	263101	2884	203931
-/-	XIV	91725	6731	793	42054

Остаточные запасы нефти по блокам и горизонтам приведен в таблице 1.6.4

Таблица 1.6.4

Горизонт	Блок	отношение закачку к отбору на 2001 год.				от оставшихся извлекаемых запасы %
		текущее %		накопленное%
XIV		3,4		1,40		0,96
	2 а	1,12		2,29		1,3
на 2002 год
XIV		2,31	1,42		1,11
	2 а	0,78	2,31		1,7
на 2003 год
XIV		1,21	1,43		1,00
	2 а	1,01	2,30		1,2

По месторождению Узень начальные запасы нефти утвержденных в ГКЗ в количестве 467032 тыс. тонн, что составляет 196,35 % извлекаемых запасов числящихся на балансе ОАО" Узеньмунайгаз”.

II. Технологическая часть

2.1. Проектирование системы разработки месторождения Узень

В промышленную эксплуатацию месторождение Узень было введено 1965 году в соответствии с генеральной схемой разработки, составленной ВНИИ в 1965г. и утверждено Центральной комиссией по разработке МНП. Основные положения генсхемы сводились к следующему:

1. Выделение четырех крупных эксплуатационных объектов: в I объект включены XIII+XIV горизонты, во II объект - XV+VVI горизонты, в III-объект XVII горизонт и в IV объект - XVIII горизонт.

2. Обязательность поддержания пластового давления и пластовой температуры для I, II, III эксплуатационных объектов.

Для I и II объектов эти мероприятия предусматривалось осуществлять путем внутриконтурной закачки горячей воды в нагнетательные скважины, поперечное расположение рядов которых относительно оси структуры разрезали залежи нефти на полосы (блоки) шириной 4 км.

3. Выделение блоков самостоятельной разработки: по I объекту - 9, по II объекту - 5, по III и IV объекту из-за отсутствия внутриконтурного заводнения блоки не выделялись, поэтому каждую залежь этих горизонтов условно можно рассматривать за 1 блок всего, таким образом, было намечено 16 блоков.

На основании решений Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений в представленном проекте каждый из XIII-XVIII горизонтов рассмотрен как самостоятельный объект разработки, а именно: XIII горизонт - I объект, XIV горизонт - II объект, XV горизонт - III объект, XVI горизонт-IV объект, XVII горизонт-V объект и XVIII горизонт - VI объект.

В таблице 2.1.1 приведены характеристики вариантов.

Вариант разработки горизонтов по плотности сетки скважин

Таблица 2.1.1

гори- зонт	вариан- ты	Максим. колич-во свк.		Площадь нефте- носности га/скв.		Начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на 1 скважин тыс. тонн
		эксплут.	нагнет.	эксплут.	нагнет + экспл.	экспл	эксплу. (за вы четом запас. отбираемых нагнет. скв. временно дающими нефть)	экспл + нагн. (врем. дающ. нефть)
XIV	1	392	291	61,5	35,3	176,3	172,7	134,9
	2-3	470	318	51,3	30,6	147,02	144,0	117,1

Из таблицы видно, что по варианту 3, имеющим наиболее количество скважин, плотность сетки эксплуатационных скважин (площадь нефтеносности, приходящаяся на 1 скважину) изменяется до 51,3 га/скв. для XIV горизонта.

В каждом из указанных выше вариантов по плотности сетки скважин рассмотрены различные подварианты по виду воздействия на пласты при внутриконтурном заводнении: под вариант А - закачка холодной воды до конца разработки залежей нефти, подвариант Б - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в 1974-76 гг. и подвариант В - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в1976-78 гг

Для каждого блока отдельно по горизонтам были определены расчетные значение длины и ширины его, а также в зависимости от вариантов нагнетания до стягивающего ряда, до первого, второго и третьего рядов эксплуатационных скважин, средние расстояния между эксплуатационными скважинами во всех рядах.

Технологические показатели разработки определялись для каждого из блоков каждого горизонта с последующим суммированием результатов во времени по всем блокам, т.е. по залежи в целом. В соответствии с принятой методикой расчета технологических показателей по вариантам, учитывающих темп разбуривания горизонтов (варианты II и III), выполнялись в такой последовательности:

1. Строились кривые вытеснения (зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости при закачке холодной и горячей воды по всем блокам каждого из горизонтов)

2. Фактические значения накопленных объемов жидкости и нефти и дебита скважин по жидкости приняты за начальные условия для последующих расчетов процесса обводнения во времени.

Далее по кривым Q_Н= t. [Q_ж] определяются объемы нефти соответствующие объемам жидкости.

Величины конечной нефтеотдачи при разработке горизонта, закачке горячей и холодной воды приведены в таблице 2.1.2

Таблица 2.1.2

Горизонт

Коэффициент нефтеотдачи

Начальн.

балансовые

запас. нефти

млн. тонн

Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн

при закачке

холодной воды

при закачке горячей воды

при закачке холодной воды

при закачке горячей воды

XIV

0,23

0,38

192,0

44,2

73,0

1. Разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию по варианту 2 завершается в 1973 г., по варианту II - в 1980 г. освоению системы поддержание пластового давления и пластовой температуры по подварианту Б заканчивается в 1976 г., по подварианту В - в 1978г.

2. Вариантам, предполагающим наиболее высокий уровень добычи нефти, является вариант III.

3. Максимальный уровень добычи нефти получен по варианту III Б в 1978г. - 12,72 млн. т/год.

Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов - 2,8%, Уровень добычи жидкости и объем закачки воды соответственно равны 20,80 млн. т/год и 34,41 млн. м³/год.

4. При дальнейшей реализации системы поддержания пластового давления путем закачки холодной воды (вариант IIIА) годовые уровни добычи нефти резко снижается от 12,43 до 8,95 млн. т.

2.2 Анализ состояния разработки месторождения Узень

По состоянию на 01.01.2004г. из месторождения отобрали 2,915 млн. тонн нефти 196,35 % от балансовых и извлекаемых запасов, соответственно, обводненность добываемой нефти 68,4 % обводненность фонда скважин 12,4 %. С начала промышленной разработки месторождения (1965 г.) добычу нефти увеличивали нарастающими темпами из года в год. Максимальное увеличение уровня добычи нефти на 2 млн. тонн было в 1972 году. Максимальная “пиковая” добыча нефти 16249 тыс. тонн была достигнута в 1975 году. Через 17 лет после разработки, произошло резкое и глобальное ухудшение в экономической обстановке в месторождение началось в 1992 году. В 2003 году добыли на 2915,9 тыс. тонн нефти, что, на 152 тыс. тонн меньше по сравнению 2002 году. Резкое ухудшение в экономической обстановке в стране началось в 1992 г., что касается на производстве во всех отраслях, в том числе, и в нефтедобыче и, в частности, на месторождении Узень. Приведны в графике 2.2.2 и 2.2.3

Анализ состояния разработки месторождения Узень добыча нефти Q_ни добыча жидкости Q_ж

График 2.2.2

Добыча Закачка Добыча

нефти воды жидкости.

Анализ динамики фонда скважин месторождения Узень.на 1994-2003гг.

График 2.2.3

n_д,n_наг

2.3. Анализ изменения по обводненности

На месторождении Узень при применении обычного “стандартного" внутриконтурного заводнения решающую роль в обводнении играет геологическое строение объектов разработки. Геологическое строение обусловило быстрее обводнение добываемой нефти когда было отобрано 4,8% балансовых запасов нефти обводнение составило 68,7%. На месторождении начали применять всевозможные методы направлены, в основном, на увеличение охвата залежей воздействием. В результате этого нагнетаемая вода распространилась по всей площади и проникла во все добывающие скважины. На сегодня все добывающий фонд обводнен в большей или меньшей степени.

За счет остановок - отключения высокообводненных скважин наступил предел эффективности этого, так называемого “мероприятия”. В 2003 году наблюдается вновь увеличения обводнения до 80,0% по горизонтам по 2а блокам составляет 59,4%. (график 2.3.2 и 2.3.3)

По состоянию 01.01.04года наибольшее количество скв. работают при весьма высокой обводненности - 80,0%. Для XIV горизонта они составляет - 46% от общего количества действующих скважин.

Анализ динамики изменения обводнённости по годамместорождения Узень.

График 2.3.1

Анализ динамики изменения обводненности XIV горизонта по годам.

График 2.3.2

Анализ динамики изменения обводненности 2 а блока XIV горизонта по годам.

График 2.3.3

Годы

2.4. Анализ динамики основных показателей разработки

Основные показатели разработки на 01.01.04г. из горизонта добыли - 797,313 тыс. тонн нефти и 2494,2 тыс. тонн жидкости. Приведены в графике 2.4.1

От балансовых запасов отобрали 124144 тыс. т. от извлекаемых - 42847 тыс. т. Обводненность нефти-68%. Обводненность фонда скважин - 46%. Всего пробурили скважин - 1630. Ликвидировали 153. Действующих добывающих скважин на 2003 г. - 443. Действующих нагнетательных - 141. Остальные скважины находятся в бездействии. Приведены в таблице 2.4.3

Для дальнейшего наращивания добычи нефти явно не хватало проектных скважин. Было начато бурение уплотняющих добывающих скважин и очаговых нагнетательных - в линзах.

Необратимое уменьшение дебита и приемистости привело к тому, что многие скважины, которые имеют дебит жидкости 12,2 и менее м³/сутки и приемистость, которые 50 м³/сутки, простаивают, хотя формально числятся в действующим фонде.

Ухудшения текущего состояния разработки 2 а блока связано с тем, что большинство со стороны нагнетательных рядов, в следствие низкой приемистости нагнетательных скважин или их полного отсутствия. Дополнительная добыча нефти за счет внедрения технологии снизилось.

Анализ динамики состояния разработки XIV горизонта на 1994-2003гг.

Гафик 2.4.1

Q_н, Q_ж тыс. т.

Q_зак. тыс. м³

Средне суточный дебит и коэффициент нефтеотдачи

q_н, q_ж

т/сутки

Годы

Анализ динамики состояния фонда скважин XIV горизонта на 1994-2003гг.

График 2.4.3

n_д,n_наг.

_скв.

по способам фонтан, газлифт, ШГН.

Показатели разработки XIV горизонта. по 1994-2003гг.

Анализ динамики разработки по 2а блоку XIV горизонта на 1994-2003 гг.

График 2.4.4

Q_н, Q_ж тыс. т

Q_зак тыс. м³

Средне суточный дебит и коэффициент нефтеотдачи

q_н, q_ж

т/сут

Годы

Анализ динамики состояния фонда скважин 2 а блока на 1994-2003гг.

Анализ месторождения Узень 📙 Курсовая → 🆔 14083