Читайте также:
|
Отчет 524 с., 96 рис., 168 табл., 61 источник, 9 приложений, 29 графических приложений.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ЗАПАСЫ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, ПРОГНОЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ, НЕФТЯНЫЕ ОТОРОЧКИ, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ, ДОРАЗВЕДКА, БУРЕНИЕ СКВАЖИН, СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ОБУСТРОЙСТВО, ДКС, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.
Цель работы: уточнить прогнозные технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения с учетом: новых газоконденсатных залежей в составе объектов; стратегии освоения месторождения с западного берега Тазовской губы без строительства объектов в акватории; ввода в пробную эксплуатацию нефтяных оторочек. Дать рекомендации по бурению скважин, обустройству промысла, технологии добычи газа и нефти, доразведке, контролю за разработкой, охране недр и окружающей среды.
Работа выполняется на основе уточненных запасов УВ сырья, анализа фактической геолого-промысловой информации. Прогнозные расчеты технологических показателей разработки проведены на основе трехмерной газогидродинамической модели.
Отчет отпечатан в 5 экземплярах и разослан:
3 экз. – г. Новый Уренгой, ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»;
1 экз. – г. Тюмень, ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО
1 экз. – г. Тюмень, фонды ООО «ТюменНИИгипрогаз».
СОДЕРЖАНИЕ
Введение. 26
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ.. 27
2 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 31
2.1 Геологическое строение. 31
2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений. 31
2.1.2 Нефтегазоносность. 46
2.2 Параметры продуктивных пластов (горизонтов) по керну, ГИС и материалам сейсмостратиграфии 51
2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная газонасыщенность. 56
2.2.2 Толщины продуктивных горизонтов (пластов) 61
2.2.3 Показатели неоднородности пластов. 61
2.2.4 Результаты лабораторного изучения гидродинамических характеристик пластов-коллекторов 70
2.3 Геофизические исследования на месторождении. 71
2.3.1 Разведочная геофизика. 71
2.3.2 Геофизические исследования скважин (ГИС-бурение) 73
2.4 Физико-химическая характеристика углеводородов. 76
2.4.1 Физико-химическая характеристика газа и конденсата. 76
2.4.1.1 Газоконденсатные исследования скважин в 2007 и 2009 годах. 76
2.4.1.2 Термодинамические исследования флюидов скважин 351 и 350. 83
2.4.1.3 Технология моделирования пластовых флюидов в 2006 г. 86
2.4.1.4 Корректировка моделей на основе данных 2007-2009 годов. 86
2.4.2 Физико-химическая характеристика нефти пластов БУ81, БУ82, БУ83 99
2.4.2.1 Глубинные пробы нефти и моделирование свойств пластовой нефти. 99
2.4.2.2 Устьевые пробы нефти. 102
2.4.2.3 Определение состава пластовой нефти. 103
2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения. 108
2.5.1 Размеры и параметры водонапорного бассейна. 108
2.5.2 Физико-химическая характеристика вод. 109
2.5.3 Характеристика гидрологических исследований. 123
2.6 Запасы газа, конденсата, нефти. 124
3 ПОДГОТОВКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОСНОВЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ.. 127
3.1 Выделение эксплуатационных объектов. 127
3.2 Краткая характеристика основных проектных решений. 127
3.2.1 Проектные решения по разработке газоконденсатных пластов. 127
3.2.2 Проектные решения по разработке нефтяных оторочек. 130
3.3 Анализ текущего состояния разработки. 132
3.3.1 Эксплуатация разведочных скважин. 132
3.3.2 Сопоставление фактических и проектных технологических показателей разработки. 135
3.3.2.1 Объект I – пласт ПК1 135
3.3.2.2 Объект III – пласт АУ7 135
3.3.2.3 Объект IV – пласт БУ1-2 141
3.3.2.4 Объект VI – группа пластов БУ8-9. 144
3.3.3 Динамика фонда скважин. 147
3.3.4 Технологические режимы работы скважин. 152
3.3.5 Динамика пластового давления. 158
3.4 Анализ результатов исследований скважин. 160
3.4.1 Газодинамические исследования эксплуатационных скважин. 160
3.4.2 Гидродинамические исследования разведочных скважин. 168
3.5 Обоснование технологий воздействия на пласт, плотности сетки и системы размещения скважин для добычи нефти. 171
3.5.1 Анализ результатов расчетов технологических показателей разработки. 174
3.5.2 Краткая технико-экономическая оценка плотности сетки скважин и систем воздействия на пласт 177
3.5.2.1 Общие положения. 177
3.5.2.2 Исходные данные для экономических расчетов. 179
3.5.2.3 Показатели экономической эффективности. 182
3.6 Концепция дальнейшей разработки месторождения и выбор расчетных вариантов. 185
3.6.1 Варианты разработки (газ и газоконденсат, I-VI объекты) 186
3.6.2 Варианты разработки (нефтяные оторочки залежей БУ81, БУ82, БУ83 – VII объект) 193
4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ.. 198
4.1 Обоснование расчетной модели. 198
4.2 Исходные данные для технологических расчетов. 200
4.2.1 Анализ и обобщение результатов лабораторных исследований керна. 200
4.2.1.1 Объем проведенных исследований и их краткая характеристика. 200
4.2.1.2 Объединение пластов месторождения в группы.. 202
4.2.1.3 Анализ результатов исследований керна по многофазной фильтрации пластовых флюидов 203
4.2.2 Моделирование пластовых флюидов. 204
4.2.2.1 Особенности моделирования свойств пластового газа и конденсата. 204
4.2.2.2 Моделирование свойств пластовой нефти при разработке залежи на истощение. 211
4.2.3 Характеристика гидродинамической модели месторождения. 213
4.3 Уточнение расчетной модели по данным истории разработки. 215
4.4 Технологические показатели разработки. 221
4.4.1 Технологические показатели вариантов разработки I-VI объектов (газ и газоконденсат) 221
4.4.2 Технологические показатели вариантов разработки VII объекта (нефтяные оторочки пластов БУ81, БУ82, БУ83) 245
4.5 Технико-экономические показатели разработки Юрхаровского месторождения. 258
4.5.1 Общая часть. 258
4.5.2 Обоснование исходной информации. 258
4.5.2.1 Доходы.. 258
4.5.2.2 Капитальные вложения. 258
4.5.2.3 Расходы на добычу УВ.. 260
4.5.2.4 Налоги. 263
4.5.3 Обоснование экономической эффективности освоения газовой и газоконденсатных залежей Юрхаровского месторождения. 265
4.5.3.1 Показатели экономической эффективности. 265
4.5.3.2 Анализ рисков. 269
4.5.4 Обоснование экономической эффективности освоения нефтяных оторочек Юрхаровского месторождения. 270
4.5.5 Показатели экономической эффективности совместной разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек. 274
5 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ВНЕДРЕНИЮ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ.. 276
5.1 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта. 276
5.1.1 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта разработки газоконденсатных залежей (вариант 4) 276
5.1.2 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта разработки нефтяных оторочек в пластах БУ81, БУ82, БУ83 (вариант 3) 280
5.2 Расположение добывающих скважин и порядок их ввода в эксплуатацию.. 283
5.3 Предложения по доразведке месторождения. 283
5.4 Рекомендации по контролю за разработкой. 287
5.4.1 Предложения по совершенствованию комплексной модели месторождения. 287
5.4.2 Предложения по совершенствованию системы контроля за разработкой газоконденсатных залежей. 291
5.4.3 Рекомендации по контролю за разработкой нефтяных оторочек на период опытно-промышленной эксплуатации. 295
5.4.4 Промыслово-геофизические исследования. 296
5.4.5 Специальные гидродинамические исследования. 300
5.4.6 Физико-химический анализ нефти и воды.. 301
5.4.7 Промысловые исследования. 301
5.4.8 Мероприятия по повышению эффективности добычи нефти. 302
6 Требования к конструкции скважин, бурению, методАМ вскрытия пластов и освоению скважин.. 302
6.1 Газовые и газоконденсатные скважины.. 302
6.1.1 Анализ проводки скважин на месторождении. 302
6.1.2 Выбор конструкции эксплуатационных газоконденсатных скважин. 310
6.1.3 Крепление скважин. 317
6.1.4 Технология бурения скважин. 318
6.1.5 Буровые растворы. Основные технологические решения и рекомендации. 333
6.1.6 Технико-технологические решения освоения скважин по объектам эксплуатации, определение потребности материалов, оборудования и специальной техники, продолжительности освоения скважин. 347
6.1.7 Расчет технико-экономических показателей и сметной стоимости строительства скважин 351
6.2 Нефтяные скважины.. 357
6.2.1 Выбор конструкции эксплуатационных скважин. 357
6.2.2 Крепление скважин. 359
6.2.3 Оснастка обсадных колонн. 360
6.2.4 Тампонажные материалы.. 361
6.2.5 Технология бурения скважин. 361
6.2.5.1 Выбор оптимальных профилей скважин. 361
6.2.5.2 Способы бурения и КНБК для строительства скважин. 370
6.2.6 Буровые растворы. Основные технологические решения и рекомендации. 370
6.2.6.1 Общие сведения. 370
6.2.6.2 Технологические параметры и состав бурового раствора при бурении под направление и кондуктор. 381
6.2.6.3 Технологические параметры и состав буровых растворов при бурении под промежуточную, эксплуатационную колонны, пилотный ствол и хвостовик. 381
6.2.6.4 Обоснование объемов буровых растворов для их химической обработки в процессе бурения скважин. 382
6.2.6.5 Расчет потребности основных компонентов буровых растворов для бурения. 383
6.2.6.6 Оборудование для механической очистки бурового раствора. 383
6.2.6.7 Рекомендации по промывке ствола для крепления скважины.. 383
6.2.7 Испытание пилотных открытых стволов при бурении пластоиспытателями на трубах. 387
6.2.8 Вскрытие продуктивных пластов. 391
6.2.9 Технико-технологические решения освоения скважин. 393
6.2.10 Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе строительства скважин 395
6.2.11 Стоимость строительства скважин. 396
7 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ГАЗА И НЕФТИ.. 399
7.1 Техника и технология добычи пластового газа. 399
7.1.1 Анализ состояния и эффективности применяемой технологии и техники добычи пластового газа 399
7.1.2 Обоснование конструкции фонтанных подъемников и оборудования эксплуатационных скважин. 404
7.1.3 Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин. 408
7.1.4 Рекомендации по интенсификации притока. 409
7.1.5 Рекомендации по осуществлению внутрискважинного перетока газа из пласта ПК1 в БУ1-2 для организации ППД и интенсификации добычи конденсата. 409
7.2 Техника и технология добычи нефти. 412
7.2.1 Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах. 412
7.2.2 Проведение подземного ремонта скважин. 418
7.2.2.1 Размещение оборудования. 418
7.2.2.2 Подготовка скважины к спуску погружного оборудования. 419
7.2.2.3 Спуск УЭЦН в скважину. 421
7.2.2.4 Требования к наземному оборудованию УЭЦН.. 423
7.2.3 Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации насосных скважин (организационные и технологические) 424
7.2.4 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин. 425
7.2.5 Оценка технологической возможности газлифтной эксплуатации скважин. 433
8 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СИСТЕМЕ СБОРА, ПОДГОТОВКЕ И ВНЕШНЕМУ ТРАНСПОРТУ ПРОДУКЦИИ.. 435
8.1 Система сбора газа. 435
8.2 Внутрипромысловый сбор продукции нефтяных скважин. 435
8.3 Технология подготовки газа и расчет товарной продукции. 442
8.4 Технология внутрипромысловой подготовки нефти. 444
8.5 Внешний транспорт продукции. 457
8.5.1 Дожимная компрессорная станция. 457
8.5.2 Внешний транспорт газа, конденсата и нефти. 457
9 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ... 460
9.1 Концепция и правовые основы природопользования. 460
9.2 Политика предприятия в области охраны окружающей среды.. 461
9.3 Природные и социально-экономические условия. 463
9.4 Инженерно-геологические условия. 470
9.5 Химический состав донных отложений. 477
9.6 Ландшафты.. 480
9.7 Почвенный покров. 485
9.8 Флора и растительность. 488
9.9 Фауна и животный мир. 491
9.10 Мероприятия по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов 492
9.11 Рыбохозяйственная характеристика Тазовской губы.. 500
9.12 Общее состояние природной среды и оценка воздействия нового строительства. 513
Заключение. 517
Список литературы.. 522
По разделам 1-3. 522
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 94 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Том I. Текст | | | Список основных таблиц |