Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ - фундамент экономики современного Казахстана. По итогам последних трех лет экономику Казахстана можно отнести к быстро растущей: средние темпы прироста ВВП составляет 10-12 % в основном за счет экспорта нефти и металла.

Нефть составляет примерно 30% от общего объема производства энергоносителей в Казахстане, газ – 13-15% от общей доли. Подтвержденные стратегические запасы включают в себя 169 углеводородных месторождений, из них 87 нефтяных, 17 газовых, 30 нефтегазовых, 25 нефте- и газоконденсатных, 20 нефтеконденсатных. В Казахстане доказанные запасы составляют 2,8 млрд. тонн нефти и 1,8 трлн. куб. метров газа, а прогнозные – около 12 млрд. тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. куб. метров газа.

Наибольшие перспективы имеет шельф Каспийского моря и его прибрежная зона. В результате геофизических исследований на площади около 100 тыс. квадратных километров было локализовано 96 структур с прогнозными запасами только нефти около 12 млрд. тонн.

Не менее значимы и другие регионы. Так, на месторождениях актюбинской группы и западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва, рассмотренное в данном дипломном проекте, суммарные извлекаемые запасы оцениваются в 115 млн. тонн и 7,4 млн. тонн соответственно. Большие возможности открываются в других районах Центрального, Южного и Восточного Казахстана, где возможно открытие новых запасов около 1 млрд. тонн нефти. Подобный резкий прирост запасов обеспечил Казахстану место в первой десятке стран с крупнейшими запасами углеводородного сырья и его перспективу превращения в альтернативный странам Персидского залива источник его экспорта.

Месторождение Центрально-Восточная Прорва находится на балансе ОАО «Эмбамунайгаз». Сегодня в состав компании входят шесть нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), включая “Жаикнефть”, “Доссорнефть”,“Макатнефть”, “Кайнар”, “Кульсарынефть” и “Прорванефть”. Она разрабатывает 34 месторождения, общий эксплуатационный фонд которых (на 01/07/2009) составил 1913 добывающих и 297 нагнетательных скважин.

На 12 месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз» процент обводненности составляет 98 %. На остальных месторождениях, находящихся в эксплуатации обводненность составляет 86 %.

Компания ОАО «Эмбамунайгаз» приняла специальную программу реабилитации своих старейших месторождений, разрабатываемых уже несколько десятилетий.

В данном дипломном проекте проведен анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки на месторождении Центрально-Восточная Прорва.

1 Геологическая часть

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении.

Месторождение Центрально-Восточная Прорва расположено на юго-востоке Южно-Эмбинского нефтеносного района (рисунок 1.1).

В административном отношении месторождение относится к Жылыойскому району Атырауской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются поселки нефтяников Сарыгамыс, Каратон, Кульсары и Косчагыл, расположенные соответственно в 20, 70, 160 и 140 км к северу и северо-востоку от рассматриваемого месторождения.

Ближайшие железнодорожные станции находятся в поселках Кульсары и Бейнеу на железной дороге Макат-Мангышлак.

Нефть с месторождения по нефтепроводу идет через ЦПС Тенгиз (пос. Каратон), где поступает в магистральный нефтепровод Узень-Самара.

В орографическом отношении район месторождения представляет собой пустынную равнину покрытую сорами. Почвенный покров сравнительно молодой, так как описываемая территория в недавнем прошлом являлась дном Каспийского моря.

Абсолютные отметки рельефа колеблются от минус 20 до минус 27 м. Гидрографическая сеть отсутствует.

С запада район ограничен Каспийским морем, с юга – почти непроходимыми для автотранспорта сором Мертвый Култук.

Климат района резко континентальный. Лето сухое, жаркое, а зима малоснежная с сильными ветрами, температура понижается до минус 25⁰С. Преобладающее направление ветров в течение года юго-восточное.

Питьевой водой месторождение снабжается из реки Кигач по водопроводу, проходящему через Макат-Саргамыс.

Энергоснабжение осуществляется по линии электропередач из г. Атырау.

Месторождение Центрально-Восточная Прорва введено в пробную эксплуатацию в 1963 г. и было начато эксплуатационное разбуривание, с 1966г. вступило в промышленную разработку. Последний проектный документ был составлен в 1988 году институтом КазНИПИнефть. К реализации утвержден II вариант разработки на естественном режиме (на НТС ПО «Тенгизнефтегаз» 23 июня 1988 года) характеризующийся следующими показателями:

1. Максимальный объем добычи нефти - 435 тыс.тн.

2. Максимальный объем жидкости - 1234,9 тыс.тн.

3. Максимальный фонд добывающих скважин - 121 ед.

4. КИН - 0,39

5. Срок разработки - 35 лет

Рисунок 1.1. Обзорная карта района работ месторождения Центрально-

Восточная Прорва

Масштаб 1:1000 000

Начальные утвержденные проектные запасы нефти составляют: 52001 тыс.тн балансовых и 23022 тыс.тн извлекаемых.

Месторождение Центрально-Восточная Прорва находится на балансе ОАО «Эмбамунайгаз» в составе Действующий фонд составил 90 скважин, из них 33 скважин работают фонтанным способом, 55 скважины глубиннонасосным. 2 скважины № 420, 520 находятся в простое. На 12 месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз» процент обводненности составляет 98 %. На остальных месторождениях, находящихся в эксплуатации обводненность составляет 86 %.

1.1.2 Стратиграфия.

В литолого-стратиграфическом строении месторождения Центрально-Восточная Прорва принимают участие отложения пермской, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (рисунок 1.2).

Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов) содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин.

По объектам проектные показатели выглядят следующим образом:

I объект – верхнекелловейский горизонт (Ю-I): максимальный уровень добычи нефти– 15 тыс.т (2002г.) жидкости – 41тыс.т (2009г.) при фонде 5 скважин. КИН – 0,39.

II объект – среднекелловейский горизонт (Ю-II): максимальный уровень добычи нефти– 190,6 тыс.т (2006г.) жидкости – 672,1тыс.т (2010г.) при фонде 66 скважин. КИН – 0,43.

III объект – нижнекелловейский горизонт (Ю-III): максимальный уровень добычи нефти– 52,1тыс.т (2006г.) жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,39.

IV объект – IV среднеюрский горизонт (Ю-IV): максимальный уровень добычи нефти– 47,5тыс.т (2007г.) жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,41.

V объект – V среднеюрский горизонт (Ю- V): максимальный уровень добычи нефти – 172тыс.т (2004г.) жидкости – 215тыс.т (2010г.) при фонде 11скважин. КИН – 0,49.

VI объект – I триасовый горизонт (Т- I): максимальный уровень добычи нефти – 79,1тыс.т (2004г.) жидкости – 83,3тыс.т (2010г.) при фонде 7скважин. КИН – 0,49.

VIIобъект – III,IV,V триасовые горизонты : максимальный уровень добычи нефти –109,4тыс.т (2006г.) жидкости – 204тыс.т (2010г.) при фонде 20 скважин. КИН – 0,39.

В 1991, 2010гг. были подсчитаны запасы нефти и газа по Западному полю месторождения Центрально-Восточная Прорва и утверждены в ЦКЗ МНП.

В 2009 году по Западному полю институтом «КазНИПИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва».

В 2009 году ЦНИЛом ОАО «Казахойл-Эмба» для ввода в промышленную разработку нефтяных залежей Западного поля составлена «Технологическая схема разработки месторождения Центрально-восточная Прорва (западное поле)».

К реализации утвержден III вариант разработки, характеризующийся следующими показателями:

1.Максимальный уровень добычи нефти – 387,9 тыс.т. (5,5% от НИЗ)

2.Максимальный объем жидкости – 453 тыс. т.

3.Максимальный фонд скважин – 37 ед.

4.КИН - 0,36.

Исходные данные для технологических расчетов, принятые в проектном документе приведены в таблице 1.1.

1.1.3 Тектоника.

В тектоническом отношении месторождение расположено на юго-западной переклинальной части Южно - Эмбинского поднятия, уходящего под уровень Каспийского моря. Центрально-Восточная Прорва представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с глубоким залеганием соляного ядра. Глубина залегания соли в своде 3289 м.

Продуктивные горизонты в юре залегают на глубинах 2175-2775 м, в триасе – на глубинах 3104-3337м. Высота нефтяных залежей в юре 12,6-49,9м, в триасе 7-36м, высота газовых залежей 18,8-74м (рисунок 1.3). Отметки ВНК юрских горизонтов 2281-2804 м, триасовых горизонтов 3137-3365м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Продуктивные горизонтысложены террогенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина юрских горизонтов 2,9-9,8м. Открытая пористость коллекторов 16-21,2%, проницаемость 0,016-0,340 мкм², коэффициенты нефтеначыщенности 0.48-0,77, коэффициенты газонасыщенности 0,55-0,77. Начальные дебиты нефти 20,7-77,5 м³/сут при 5-мм штуцере.

Рисунок 1.2. Структурная карта по кровле месторождения Центрально- Восточная Прорва

простирание широтное постепенно переходящее на востоке в северо-восточное. Угол падения сброса 75⁰.

Надсолевые отложения разбиты сбросом F₁ на Северное опущенное и Южное приподнятое крылья. Сброс падает на север и имеет амплитуду порядка 5м в палеогеновых отложениях и 75м по кровле нижней юры, простирание широтное постепенно переходящее на востоке в северо-восточное. Угол падения сброса 75⁰.

Таблица 1.1.
Исходные данные для технологических расчетов, принятых в проектном документе.
№№	Наименование	Единица			г о р и з о н т ы
п/п		измер.	Ю-I	Ю-II	Ю-III	Ю-IV	Ю-V	T-I	T-III	T-IV	T-V
1	Средняя глубина залегания	м	2250	2262	2230	2370	2768	3091	3160	3168	3253
2	Площадь нефтеносности	тыс.м2	5063	33069	3031	3031	4844	4394	2475	7949	4505
3	Площадь газоносности	тыс.м2	23961	17871	1471		2118
4	Средняя толщина газонасыщ.	м	9,8	10,7	20,8	5,7	13,4	10,1	8,4	10,2	6
5	Средняя толщина нефтенасыщ.	м	7,1	5,2	10,5	5,7	13,4	10,1	8,4	10,2	2,1
6	Средняя насыщенность нефтью	д.ед	0,63	0,69	0,54	0,55	0,69	0,61	0,7	0,7	0,68
7	Средняя насыщенность газом	д.ед	0,645	0,69	0,54		0,64
8	Пористось	д.ед	0,19	0,21	0,2	0,16	0,18	0,16	0,16	0,16	0,16
9	Поницаемость	мкм2	0,064	0,188	0,033	0,754	0,155	0,097	0,097	0,097	0,097
10	Коэф. вариац. распр. прониц-ти	д/ед	1,4	1,34	1,54		0,62	0,63	0,63	0,63	0,63
11	Пластовое давление	атм	22,2	25,4	26,6	26,6		33	29,4	33,5	33,5
12	Пластовая температура	С	72,5	72,6	73,3	76,5	87	95,5	97	97,5	99,3
	Среднее свойства флюидов	в пластовых условиях
13	Плотность нефти	г/см3	0,773	0,604-0.744	0,743	0,743		0,645	0,604	0,804	0,804
14	Давление насыщ. нефти газом	МПа	15,6	11,3-14,7	22,5	23,9		25,5	24,4	18,2	18,2
15	Газосодержание нефти	м3/т	98	143	150	150	150	174	85	85	85
16	Объемный коэффициент нефти	д.ед	0,811	0,746	0,762	0,751	0,751	0,613	0,836	0,836	0,836
17	Вязкость нефти	н, мПа*с	0,8	0,695-0,819		0,855		1,19	0,767	2,88	2,88
18	Вязкость газа	сп
19	Вязкость воды
Среднее свойства флюидов		в стандартных условиях
20	Плотность нефти	г/см3	0,8684	0,87	0,8691	0,8847	0,8671	0,894	0,899	0,899	0,865
21	Плотность газа	г, г/л		0,908-1,033			0,8548	0,786	0,8415	0,8268	0,901
22	Плотность воды	г/см3		1,1645			1,1647
23	Вязкость нефти	сп	7,06	6,9			6,73
24	Вязкость газа	сп
25	Вязкость воды	сп

Рисунок 1.3. Структурная карта по кровле геологического профиля по линии I-I

Северное крыло делится еще одним сбросом F₄ на два поля: западное - опущенное и восточное - приподнятое. Этот сброс имеет западное падение и амплитуда его по верхнеюрским отложениям 20м, угол падения 55⁰.

На Южном крыле выделяются два поднятия: Центральное и Восточное.

В отчете КазНИПИнефть «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата» за 1987г. авторы отказались от сбросов F₂ и F₃, описанных в более ранних работах ЦНИЛа с связи с недостаточным их обоснованием.

Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях келловейского яруса верхней юры (Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонты), среднеюрских отложениях – (Ю-IV, Ю-V горизонты) и отложениях триасового комплекса (Т-I, Т-II, Т-III, T-IV, T-V горизонты).

В таблице 1.1 приводится описание строения выделенных горизонтов и связанных с ним залежей нефти и газа, обоснования ГВК, ГНК, ВНК.

Породы-коллекторы продуктивных отложений юры представлены песчаниками и алевролитами. В Ю-I, Ю-II, Ю-IV горизонтах коллекторами являются тонко- и мелкозернистые глинистые песчаники, содержание глинистой фракции в них превышает 30%.

В Ю-II горизонте выделены два пласта 1 и 2, причем первый разделен на алевролитовую (1а) и песчаниковую (1п) части. Правомерность разделения четко видно по глинистости. Коллекторами алевролитовой части 1а являются алевролиты и мелкозернистые глинистые песчаники, глинистость порядка 25%. Коллекторами песчаниковой части пластов 1п и 2 в основном являются мелко- и среднезернистые песчаники, глинистость их порядка 20%.

Коллекторами Ю-V горизонта и триасового продуктивного комплекса являются также разнозернистые песчаники, характеризующиеся меньшей глиностостью 11-18%.

Пористость коллекторов юрских горизонтов изменяется по разрезу без каких-либо закономерностей. Найболее высокими свойствами обладают коллекторы Ю-II горизонта (21% по керну, 22% по ГИС).

Средняя пористость по юрским горизонтам изменяется от 18,6 до 23,4%. Пористость коллекторов триасовых продуктивных отложений, определенная по керну, изменяется в пределах 11,6-22,4%, составляя в среднем 16%,а по ГИС среднее значение пористости колеблется от 16% (Т-I горизонт) до 13% (Т-V горизонт).

Проницаемость коллекторов оценивались по керну и по гидродинамическим исследованиям скважин, полученные результаты резко не отличаются друг от друга. Наиболее высокими фильтрационными свойствами в юрском продуктивном разрезе обладают породы - коллекторы Ю-II горизонта, проницаемость которых по отдельным образцам керна превышает 1мкм².

По фильтрационной характеристике коллекторы триасового продуктивного разреза значительно хуже юрских. Среднее значение проницаемости по скважинам для коллекторов триасовых отложений по керну изменяется от 0,0010 до 0,6650 мкм², по гидродинамическим исследованиям - от 0,0103 до 0,1279 мкм², составляя в среднем соответственно 0,0976 мкм² и 0,0843 мкм².

1.1.4 Нефтегазоносность.

Нефтегазоносность определялась только по данным ГИС, в среднем составляет 65%. Характеристика параметров пласта по горизонтам приведены в таблице 1.2.

Ю-I горизонт. Нефтегазоносность Ю-I горизонта установлена опробованием скважин на Западном поле. На Южном крыле и на Восточном поле структуры по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных горизонт газонасыщен.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по Западному полю минус 2253м, по Восточному полю минус 2232м, по Южному крылу минус 2213м.

Газонефтяной контакт (ГНК) по Западному полю принят на отметке минус 2267м., ВНК по залежи принят на отметке минус 2281м. С учетом принятых положений ГНК и ВНК высоты и газовой и нефтяной частей равны 14м., а площади газоносности и нефтеносности составляют соответственно 2183 и 5063 тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

На Восточном поле структуры ГВК по залежи принят на отметке минус 2268м. Высота залежи при этом равна 36м., площадь газоносности 13170тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

На Южном крыле ГВК по залежи принят на отметке минус 2249м. Высота залежи 36м, площадь газоносности 8608тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная.

Ю-II горизонт. Нефтегазоносность установлена в пределах и Северного и Южного крыла. От Ю-I горизонта он отделен четко прослеживающей пачкой

глин, толщиной от 13 до 25м. Общая толщина горизонта составляет в среднем 28м. В его пределах выделены два пласта 1 и 2, причем первый разделен на алевролитовую (1а) и песчаниковую (1п) части.

Западное поле Северного крыла. Залежь чисто газовая. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2284м. ГВК по залежи, связанной с пластом Iп, принят на отметке минус 2286м. Высота залежи 2м, площадь газоносности 999тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Восточное поле Северного крыла. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2252м. ГНК по залежи принят на отметке минус 2258 м. ВНК принят на отметке минус 2281 м. Исходя из принятых

Таблица 1.2.

Характеристика продуктивных горизонтов
		Положение на		Глубина	Размеры залежи			Тип залежи	Абсолютные			Средневзвешен-		Тип
Гори-	Пласт	структуре		залегания	длина	ширина	высота	по характ-у	отметки			ные эффективные		залежи
зонт		крыло,	подня-	продукт-х	км	км	м	насыщения	контактов,м			толщины.м
		поле	тие	пород в			газ/		ГВК	ГНК	ВНК	газон-	нефте-
				своде,м			нефть					насыщ	насыщ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
		западн.		2230-2234	6	1,4	14 / 14	нефтегазов.		-2267	-2281	3,4	4,8	пласт. сводов.тект. экр.
Ю-I		восточ.		2210-2212	6,3	2,7	36 / -	газовая	-2268			2	-	пл. сводов. тект.и лит экр
		южное	централ.	2175-2179	8,5	1,6	36 / -	газовая	-2249			2,8	-	пл. сводов.тект. экранир.
	1а	восточ.		2230-2234	4,6	2,5	6,0/23	нефтегазов.		-2258	-2281	1,5	2,5	"
		южное	восточн.	2178-2185	8,5	7,2	34 / 38	нефтегазов.		-2251	-2292	2,9	2,9	"
		западн.		2264-2266	3	0,5	2 / -	газовая	-2286			2	-	"
Ю-II	1п	восточ.		2233-2241	6	2,4	6,0 / 23	нефтегазов.		-2258	-2281	0,6	5,3	"
		южное	централ.	2199-2206	7,5	1,9	34 / 38	нефтегазов.		-2252	-2292	5,5	4,6	"
			восточн.	2185-2196	7,2	6,8	53 / 41	нефтегазов.		-2251	-2292	5,9	5,8	"
		восточ.		2251-2262	5	1,5	6,0 / 23	нефтегазов.		-2258	-2281	5,2	4,2	"
	2	южное	централ.	2208-2220	7,5	1,8	34 / 38	нефтегазов.		-2252	-2292	-	3,2	"
			восточн.	2200-2207	6,4	5,9	53 / 41	нефтегазов.		-2251	-2292	5,2	4,3	"
Ю-III		южное	централ.	2278-2280	1,3	3,2	/28	нефтяная			-2308		7	"
			восточн.	2231-2249	1,7	2,2	22 / -	газовая	-2275			6,3	-	"
Ю-IV		южное	централ.	2348-2363	2,5	1,2	/ 29	нефтяная			-2400	-	5,6	"
Ю-V		южное	восточн.	2755-2789	3,7	3,2	/ 29	нефтяная			-2808	-	13,3	массивная, тект. экр.
Т-I		восточ.		3083-3095	5,7	2,2	/ 71	нефтяная			-3137	-	10	пласт. сводов. тект. экр.
T-III		южное	восточн.				/ 38	нефтяная			-3162	-	3,9	пл.свод. тект. и лит. экр.
T-IV		южное	восточн.	3140-3162	2,9	3,2	/ 47	нефтяная			-3207	-	10,2	пл. сводов. тектон. экр.
T-V		южное	восточн.	3216-3229	2,2	2	33 / 8	нефтегазов		-3270	-3278	-	2,1	"

положений газонефтяного и водонефтяного контактов, высота газовой части 6 м и газонефтяной части 23 м.

Площадь газоносности пласта 1а составляет 2292 тыс.м², нефтеносности 6756 тыс.м², пласта 1п – 1086 тыс.м² и 10605 тыс.м², площадь нефтеносности пласта 2 равна - 5211тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Южное крыло. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по Центральному поднятию минус 2218м., по Восточному поднятию минус 2198м. ГНК по залежи Центрального и Восточного поднятий принят на отметках соответственно минус 2252м , минус 2251м. ВНК принят на отметках минус 2290м, минус 2292м. Высоты газовой и нефтяной частей составляют соответственно 34м и 38м на Центральном, 53м и 41м на Восточном поднятиях.

Площадь газоносности пласта Iа на Южном крыле равна 10836 тыс.м², нефтеносности 14272тыс.м². Площадь газоносности пласта Iп на Центральном и Восточном поднятиях составляет соответственно 3691 тыс.м² и 12095 тыс.м², площадь нефтеносности равна 22464 тыс.м². По 2 пласту площадь газоносности Центрального поднятия 2198 тыс.м² , Восточного поднятия 7735 тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Ю-III горизонт. Нефтегазоносность установлена в пределах Центрального и Восточного поднятия на Южном крыле.

На восточном поднятии залежь газовая, связана с одним-тремя пластами коллекторами, замещенными в скважинах №№ 64, 91, 401, 403, 405 непроницаемыми породами. Зона глинизации коллекторов протягивается с северо-востока на юго-запад и делит залежь на два участка. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2253м. Газоводяной контакт по залежи принят на отметке минус 2275м. Высота ее 22м. Площадь газоносности 1471тыс.м².

На центральном поднятии залежь нефтяная, абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2275м. ВНК принят на отметке минус 2303,6м. Площадь нефтеносности 2656,4тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Ю-IV горизонт. Нефтяная залежь установлена в пределах Южного крыла в отложениях среднеюрского горизонта. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2371м. ВНК принят на отметке минус 2400м.. Высота залежи 29м., площадь нефтеносности 3031тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Ю-V горизонт. Нефтеносность V-среднеюрского горизонта в пределах Центрально-Восточной Прорвы доказана на Восточном поле Северного крыла и Восточном поднятии Южного крыла месторождения.

Ввиду нецелесообразности запасы нефти V-среднеюрского горизонта Северного крыла не подсчитаны.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по Восточному поднятию минус 2772м. ВНК принят в интервалах абсолютных отметок минус 2795-2805м. Высота залежи 29м. Площадь нефтеносности равна 4844тыс.м². Залежь массивная, тектонически экранированная.

Т-I горизонт. Нефтеносность горизонта установлена на Восточном поле, связана с одним - тремя пластами коллекторами. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3066м. ВНК по залежи принят по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине №68 на отметке минус 3137м, высота ее 71м, площадь нефтеносности по категории С1 4394 тыс.м², категории С₂ 6619тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Т-III горизонт. В пределах Восточного поднятия на Южном крыле установлена нефтяная залежь, абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3124м. ВНК принят по нижним дырам перфорированного интервала в скважине №306 на отметке минус 3162м. При высоте залежи 38м площадь нефтеносности - 2475тыс.м². По типу залежь пластовая тектонически и литологически экранированная.

Т-IV горизонт. Горизонт включает два пластовых резервуара 1 и 2.

С пластом 1 на Восточном поднятии связана нефтяная залежь. Пласт коллектор, к которому она приурочена хорошо выдержан по площади и толщине в пределах этого поднятия. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3158м. ВНК принят в интервале минус 3205-3207м., высота ее - 47м, площадь нефтеносности по категории С1 равна 3368т.м², по категории С2 - 4581тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Во 2 пласте Т-IV горизонта ранее была выделена нефтяная залежь, обоснованная одним опробованием скважины №68 в интервале 3337-3342м, откуда был получен приток нефти и воды. Однако, в дальнейшем на более высоких отметках получена пластовая вода, по материалам промысловой геофизики эти пласти водонасыщены. Поэтому ранее выделенная залежь при подсчете запасов нефти и газа по состоянию 01.01.86г. не подтвердилась.

Т-V горизонт. Нефтегазовая залежь установлена в пределах Восточного поднятия на Южном крыле.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3237м. ГНК принят на отметке минус 3270м посередине перфорированного интервала в скважине №308, где получена нефть с высоким газовым фактором. ВНК принят на отметке 3278м., высота ее 41м, при этом высота газовой части равна 33м, нефтяной 8м. Площадь газоносности равна 2118тыс.м² нефтеносности -2387тыс.м². Залежь является пластовой сводовой, тектонически экранированной.

Также на Западном поле месторождения Центрально-Восточная Прорва новыми глубокими разведочными скважинами установлена нефтеносность в среднеюрских отложениях (Ю-V) и триасовых отложениях (Т-I,II,III,IV).

2 Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения.

Системой разработки нефтяного месторождения называется совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

- геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа;

- физико-химические свойства нефти и газа;

- фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

- условия управления процессом разработки нефтяных месторождений;

- техника и технология эксплуатации скважин.

Месторождение Центрально-Восточная Прорва разрабатывается с 1963 года. Разработка велась фонтанным способом. Начальный среднесуточный дебит фонтанных скважин колебался от 31,7 т/сутки до 43,6 т/сутки и в среднем составлял 36,9 т/сутки.

С 1983 года три скважины №150,151,153 переведены на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН) с дебитами от 8,6т/сутки до 12,3т/сутки.

На месторождении на 1.01.2009 год весь пробуренный фонд составил 249 скважин, из них эксплуатационный 96 ед.

Нагнетательный фонд две единицы № 70, 101 находятся в бездействии. Наблюдательный фонд 12 ед. В консервации 19 скважин. Из них 17 скважин (№ 27, 58, 61, 64, 65, 103, 206, 215, 229, 232а, 236, 247, 251, 259, 268, 273, 444) на II- среднекелловейском горизонте как газовые и 2 скважины № 81, 83 на пермотриасовом горизонте. Ликвидированный фонд 90 ед., из них по геологическим причинам 69 ед., по техническим причинам 21 ед., в ожидании ликвидации 14 ед. Водозаборные 4 ед. находятся в бездействии. Поглощающие 12 ед, из них действующие 9 ед.

Действующий фонд составил 90 скважин, из них 33 скважин работают фонтанным способом, 55 скважины глубиннонасосным. 2 скважины № 420, 520 находятся в простое. 5 скважин (№ 250, 180, 427, 68 и 311) находятся в бездействии. Текущий среднесуточный дебит по фонтанным скважинам составил 20,9т/сутки по нефти, по жидкости – 34,7т/сутки. Среднесуточный дебит глубиннонасосных скважин составил по нефти 2,0т/сутки, по жидкости – 17,0т/сутки. По месторождению в среднем дебит нефти составил 8,72т/сутки, жидкости – 21,09т/сутки.

Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва 📙 Курсовая → 🆔 16032