Анализ разработки Локосовского месторождения - Дипломная работа

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1 Географическое расположение 1.2 История освоения месторождения 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов 2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 2.1 Анализ показателей разработки месторождения 2.2 Анализ показателей работы фонда скважин 2.3 Анализ выполнения проектных решений 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 3.1 Проблема обводненности скважин 3.2 Анализ методов борьбы с обводненностью 3.3 Выбор метода водоизоляции 3.4 Технология проведения водоизоляционных работ с применением составов АКОР 4. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ВВЕДЕНИЕ Локосовское месторождение открыто в 1963 году, в промышленную эксплуатацию введено в 1976 на основании приказа ЦКР за № 241 от 21.04.75г. В настоящее время месторождение разрабатывается территориально-производственным предприятием «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» на основании лицензии N“ ХМН 00509 НЭ от 22.04.97г. Всего на разработку месторождения было составлено пять проектных документов. “Технологическая схема разработки”, институт Гипровостокнефть, 1975 (протокол ЦК Миннефтепрома № 496 от 18.06.76г.). “Уточненная технологическая схема разработки”, институт СибНИИНП, 1978 (протокол ЦКР № 598 от 17.05.78г.). · «Дополнение к проекту разработки Локосовского месторождения», ООО НПО «СибТехНефть» (утвержден ТКР по ХМАО 11.03.04г., протокол № 468). Это «Проект разработки Локосовского месторождения» 2001г. и «Дополнение к проекту разработки» 2004г. В «Проекте разработки» при проектировании за основу были приняты запасы нефти, утвержденные ГКЗ (протокол № 548-ДСП от 17.12.99г) категории ВС1 по пластам АВ2, БВ5 и БВ6 в сумме составившие: балансовые - 152809 тыс.т. извлекаемые - 54388 тыс.т., КИН - 0.356 и геологическая модель по состоянию изученности на 01.01.1997 года. В «Дополнении к проекту разработки» геологические запасы баланса РГФ по состоянию на 01.07.03г. На балансе РГФ по состоянию на 01.01.05г. числятся балансовые (извлекаемые) запасы нефти категорий ВС1 С2 в количестве 166486 (57601) тыс.т, в т.ч. промышленных категорий ВС1 - 159178 (56021) тыс.т и категории С2 - 7308 (1580) тыс.т. Месторождение находится на завершающей стадии разработки Проектный фонд реализован на 99%. С начала разработки из продуктивных пластов отобрано 42.7 млн.т нефти или 77.4% от НИЗ, текущий коэффициент извлечения нефти равен 0.268 при обводненности 93.8%. Добыча жидкости за историю разработки составила 181.5 млн.т, накопленный водонефтяной фактор равен 3.3. В 2004 году добыто 409.4 тыс.т нефти, жидкости - 6547.3 тыс.т. Анализ разработки выполнен на запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.05г. В рамках «Анализа разработки Локосовского месторождения» представлены: - анализ изменения геологического строения пластов и залежей, произошедшие с момента принятия проектного документа; - анализ текущего состояния разработки по состоянию на 01.01.2005г.; -анализ применения методов повышения нефтеотдачи пластов и их эффективности; - анализ выработки запасов; - анализ реализации проектных решений в области разработки, в области техники и технологии добычи нефти, в области охраны окружающей среды и недр; - анализ выполнения проектных требований к системе сбора и подготовки нефти, к системе ППД, к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; - уточнены технологические показатели разработки объектов и месторождения в целом на период 2005-2024гг.; - программа геолого-технических мероприятий, направленных на обеспечение запланированных уровней добычи нефти и сокращения фонда скважин неработающих категорий; - технико-экономический анализ проектных решений. 1. Разработка Локосовского месторождения осуществляется ТПП «Лангепаснефтегаз», базой которого является г. Лангепас, соединяющийся с месторождением бетонной автодорогой. Запасы по категориям В и С1 утверждены ГКЗ СССР (протокол №5271 от 25.10.67г.). В техсхеме предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов БВ5 и БВ6, разбуривание по обращенной семиточечной системе с размещением скважин на экспериментальном участке по сетке 600*600м, на остальной части 700*700 м. Состояние техники и технологии разработки, обустройство месторождения не позволяли в достаточной степени управлять процессами вытеснения нефти водой. О перекачивании воды можно судить по текущему пластовому давлению: по объекту БВ5 - 23.04 МПа против 21.9 МПа первоначального, а по объекту БВ6 - 23.04 МПа против 22.0 МПа первоначального. Запасы были утверждены в ГКЗ РФ в 1999 году (протокол № 548-ДСП от 17.12.99г.). Общий проектный фонд месторождения составляет 726 скважин, фонд добывающих скважин - 510, фонд нагнетательных скважин - 191, прочих - 9, зависимых (резервных) - 16. 3 - с горизонтальным участком); - на трех опытных участках рекомендованы технологии комплексного характера, обладающие потокоотклоняющим действием, а также способствующие доотмыву остаточной нефти. Проектный фонд месторождения разбурен на 98.6%. Нефтеносн