Преза_дз

1.

РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Эксплуатационные объекты: ЭО1 (БС8+БС9) и ЭО3 (БС16+БС18)
Выполнили:
Студенты группы РС-21-10
Демченко Кирилл
Пигин Никита
Марцинкевич Антон
Максимович Владислав
Чалбаш Антон
Мадянов Никита
Буцкий Евгений
Москва, 2025

2.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ
Цель работы: обосновать основные проектные решения разработки выбранного
месторождения и получить технологические показатели по ключевым ЭО.
Задачи:
1. Подсчёт запасов (ЭО1 и ЭО3)
2. Выделение эксплуатационных объектов (самостоятельные/возвратные пласты)
3. Выбор системы расстановки и плотности сетки скважин
4. Задание темпа разбуривания и ввода скважин (ЭО1)
5. Обоснование величины КИН и извлекаемых запасов
6. Расчёт технологических показателей при заводнении (Бакли–Леверетт) по ЭО1
7. Обоснование метода воздействия на пласт (ППД)
8. Оценка необходимости МУН и подбор ГТМ
9. Выбор способа эксплуатации скважин и подбор УЭЦН
10. Система сбора/подготовки, программа контроля и экологические мероприятия
11. Способ эксплуатации скважин и подбор УЭЦН
12 Система сбора и подготовки скважинной продукции
13 Программа исследовательских работ и контроля за разработкой
14. Охрана Экологии

3.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Продуктивные пласты
№№ п/п
Параметры
1
Средняя глубина залегания кровли
5
6
Тип залежи
Тип коллектора
7
Площадь нефте/газоносности
Размер-ность
м
БС8
БС91
БС11
2456
2524
2650
БС16
БС18
Ю1
Ю2
2740
2790
2974
3020
21738
47927
19833
пласто-сводовая
терригенный поровый
тыс.м2
43747
10863
7460
43930
9
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
м
2,2
2,4
4,1
4
3,1
3,2
1,5
12
Коэффициент пористости
доли ед.
0,17
0,17
0,18
0,15
0,16
0,15
0,15
15
Коэффициент нефтенасыщенности пласта
доли ед.
0,43
0,45
0,45
0,39
0,42
0,49
0,47
мкм
0,01
0,025
0,01
0,003
0,005
0,001
0,069
2
17
Проницаемость
18
Коэффициент песчанистости
доли ед.
0,91
0,97
0,56
0,69
0,7
0,83
0,65
19
Расчлененность
ед.
1,5
1,25
5,5
4,3
2,6
1,8
2,6
20
Начальная пластовая температура
о
С
84
84
88
94
94
98
98
21
Начальное пластовое давление
МПа
25,9
26,3
28,4
29,2
31,6
40
40
22
Вязкость нефти в пластовых условиях
мПа*с
1,66
1,5
1,3
1,15
0,89
0,72
0,72
23
Плотность нефти в пластовых условиях
г/см3
0,807
0,777
0,77
0,78
0,78
0,75
0,75
3
0,869
0,857
0,847
0,85
0,85
0,841
0,841
1,118
1,115
1,169
1,25
1,25
1,241
1,241
24
Плотность нефти в поверхностных условиях
25
Объемный коэффициент нефти
г/см
26
Содержание серы в нефти
%
0,58
0,88
0,57
0,46
0,33
0,4
0,4
27
Содержание парафина в нефти
%
3,74
2,32
2,77
3,49
2,88
3,16
3,16
28
Давление насыщения нефти газом
МПа
10,3
10,7
10,6
13,6
13,6
14,7
14,7
3
29
Газосодержание
м /т
45,3
45,3
67
111
111
104,2
104,2
38
Вязкость воды в пластовых условиях
мПа*с
0,34
0,34
0,32
0,32
0,3
0,29
0,29
3
1,011
1,011
1,012
1,012
1,01
1,009
1,009
39
Плотность воды в поверхностных условиях
40
Сжимаемость
41
нефти
1/МПа×10-4
10,9
12
13,6
13
13
13,1
13,1
42
воды
1/МПа×10
-4
4,2
4,2
4,3
4,4
4,4
4,4
4,4
43
породы
1/МПа×10-4
5,3
5,4
5,4
5,7
5,7
5,7
5,7
доли ед.
0,349
0,387
0,374
0,248
0,346
0,385
0,34
44
Коэффициент вытеснения (водой)
г/см
Основной расчёт техпоказателей выполнен для ЭО1; ЭО3 учитывается как второй объект группы.

4.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНЫХ
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ
Объёмный метод (по нефтенасыщенному поровому объёму):
Gгеол = F · h · m · Kn / b0
где F — площадь нефтеносности; h — эффективная нефтенасыщенная толщина; m — пористость; Kn —
нефтенасыщенность; b0 — объёмный коэффициент нефти.
Пласт
Gгеол, млн м³
ρн,ст, т/м³
Gгеол, млн т
БС8
6,293
0,869
5,468
БС9
1,789
0,857
1,533
Итого ЭО1
8,082
0,866
7,001
Пласт
Gгеол, млн м³
ρн,ст, т/м³
Gгеол, млн т
БС16
3,622
0,850
3,079
БС18
8,223
0,850
6,990
Итого ЭО3
11,846
0,850
10,069

5.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УПРУГИХ ЗАПАСОВ
На этапе pпл > pнас основной источник энергии — упругость системы «порода–флюиды».
КИНупр = β* · (pпл0 − pнас)
Пласт
β*, 1/МПа
Δp = pпл0−pнас, МПа
КИНупр, %
БС8
0,000650
15,6
0,0101
БС9
0,000671
15,6
0,0105
ЭО1 (ср.-взв.)
0,000655
15,6
0,0102
Пласт
β*, 1/МПа
Δp = pпл0−pнас, МПа
КИНупр, %
БС16
0,000620
15,6
0,0107
БС18
0,000650
15,6
0,0126
ЭО3 (ср.-взв.)
0,000655
15,6
0,01165

6.

ОБОСНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ КИН
Метод
БС8
БС9
ЭО1 (ср.-взв.)
АНИ (формула 32)
0,040
0,043
0,040
Оценка по регрессии
МИНГЕО-87 (тер.)
0,150
0,163
0,153
Оценка по регрессии
Арпс (водонапорный)
0,277
0,304
0,283
Контрольный
ориентир
РРГ (Гутри–
Гринбергер)
-0,578
-0,469
-0,554
Нефизично (отриц.)
—
—
0,308
Проверка
достижимости
Бакли–Леверетт (ППД)
Комментарий
Принято для проектных расчётов: КИНрек(ЭО1) = 0,29; КИНрек(ЭО3) = 0,23.
ЭО1 подтверждается расчётом заводнения по Бакли–Леверетту (КИН ≈ 0,31 при обводнённости
~98%). ЭО3: КИНрасч ≈ 0,234 по расчёту Бакли–Леверетту.

7.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ
ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
Извлекаемые запасы определяются как Gизв = Gгеол · КИН.
Для ЭО1: Gгеол = 8,082 млн м³, КИНрек = 0,29.
Gизв = 2,344 млн м³ (≈ 2,030 млн т).
Для ЭО3: Gгеол = 11,846 млн м³, КИНрек = 0,23.
Gизв = 2,725 млн м³ (≈ 2,316 млн т).
14
12
10
8
6
4
2
0
ЭО1
ЭО3

8.

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ОБЪЕКТОВ
ЭО
Состав
Комментарий
ЭО1
БС9 (ведущий) + БС8
Пласты близки по глубине; БС9 имеет
более высокую проницаемость.
ЭО2
БС11
Самостоятельный объект.
ЭО3
БС18 (ведущий) + БС16
ЭО3: ведущий БС18; расчёты
выполнены аналогично ЭО1.
ЭО4
Ю1
Самостоятельный объект.
ЭО5
Ю2
Самостоятельный объект.
Фокус презентации: детальная проработка ЭО1; ЭО3 приведён как второй объект группы.

9.

ТЕМП РАЗБУРИВАНИЯ И ВВОД ЭО В
РАЗРАБОТКУ
ЭО1: общий фонд n = 218 скв. Срок разбуривания — 7 лет (интенсивный тип, равномерный ввод).
ЭО3: общий фонд n = 328 скв. Срок разбуривания — 8 лет (равномерный ввод).
Год
Добывающ
ие
Нагнетател
ьные
Итого
1
25
6
31
30
2
25
6
31
25
3
25
6
31
20
4
25
6
31
15
5
25
6
31
10
6
25
6
31
7
24
8
32
Итого
174
44
218
35
Нагнетательные
5
0
Добывающие

10.

ВЫБОР СР И ПСС
Принята система разработки с ППД водозаводнением (для ЭО1 и ЭО3). Схема расстановки — пятиточка.
Плотность сетки — 20 га/скв.
Д
Геометрия сетки (20 га/скв):
• шаг L = √(A) = 447 м
• расстояние Д–Н: L/√2 = 316 м
• соотношение Н:Д ≈ 1:4
Н
Обоснование выбора: аналог Приобского месторождения; оптимизация «фонд–добыча–КИН»; рекомендации
по плотности сетки для низкопроницаемых коллекторов; технологичность и управляемость фронта вытеснения.

11.

ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ
Показатель
25 га/скв
20 га/скв
Шаг сетки L, м
500
447
Расст. Д–Н, м (пятиточка)
354
316
Охват и управляемость
умеренные
выше (короче пути фильтрации)
Выбран вариант: 20 га/скв, пятиточка.
Причины: (1) низкая проницаемость → требуется более плотная сетка; (2) лучшее
управление заводнением; (3) согласование с аналогами и расчётным уровнем КИН.
1
1

12.

РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ
Показатель
Система разработки
Значение (ЭО1)
ППД, заводнение, пятиточка
Плотность сетки
20 га/скв
Макс. депрессия
6 МПа
Расчётный дебит жидкости qж
17,57 м³/сут
Время прорыва воды tпр
1 036 сут
Безводный период
1 036 сут
Обводнённость к концу расчёта
98,0%
КИН по Бакли–Леверетту
0,308
Расчёт выполнен по модели Бакли–Леверетта с использованием ОФП, заданных в исходной таблице.

13.

РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ
Фрагмент расчётной таблицы (шаг 200 сут):
t, сут
fw
qн, м³/сут
qв, м³/сут
Qн, м³
КИН
0
0,000
17,57
0,00
0
0,000
100
0,000
17,57
0,00
1 957
0,025
300
0,000
17,57
0,00
5 871
0,076
500
0,000
17,57
0,00
9 785
0,127
1 000
0,000
17,57
0,00
19 570
0,254
1 036
0,716
17,57
14,01
19 770
0,256
1 600
0,892
17,57
17,46
21 232
0,275
2 600
0,946
17,57
18,51
22 606
0,293
3 600
0,967
17,57
18,92
23 385
0,303
4 400
0,980
17,57
19,18
23 776
0,308
Прорыв воды фиксируется по первому ненулевому qв (t = 1036 сут).

14.

РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ
Дебиты
Накопленная добыча нефти
25
25000
20
20000
15
15000
10
5
10000
0
5000
0
qн
qв
Обводнённость продукции
120
100
80
60
40
20
0

15.

ОЦЕНКА МУН
По ЭО1 на проектной стадии основной прирост нефтеотдачи обеспечивается ППД водозаводнением.
Применение МУН на начальном этапе не является обязательным.
МУН рассматриваются как резерв 2-го этапа и назначаются при отклонениях фактической
динамики от проектной:
• преждевременные прорывы воды и ускоренный рост обводнённости
• снижение охвата заводнением (каналирование)
• недобор проектного КИН по результатам мониторинга
На данной стадии: приоритет — оптимизация ППД, профилирование закачки и ГТМ по фонду.

16.

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ (ГТМ)
Направление
Цель
Типовые мероприятия
Добывающие скважины
Стабилизация/рост дебита нефти
ОПЗ; ОГТ; ГРП
Нагнетательные скважины
Приёмистость и профиль закачки
профилирование закачки;
перераспределение Qзакач
Борьба с обводнённостью
Снижение wc и каналирования
РИР; селективные изоляции;
корректировка режимов ППД
Конкретные объёмы и очередность уточняются по данным мониторинга разработки.

17.

СХЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ
Принята герметизированная напорная система сбора. Подтоварная вода после подготовки используется в ППД
(замкнутый водооборот).

18.

КАЧЕСТВО ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ
Качество воды для ППД должно обеспечивать сохранение приёмистости и предотвращать осложнения
(кольматация, коррозия, отложения).
• контроль механических примесей и нефтепродуктов после водоподготовки
• совместимость с пластовой водой и породой (исключение выпадения осадков)
• минимизация коррозионной активности (ингибирование, удаление кислорода)
• контроль бактерий (при необходимости — биоцидная обработка)
• регулярный лабораторный контроль и фильтрационный мониторинг

19.

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ (ППД)
Параметр
Принятое решение
Метод
ППД водозаводнением
Схема
Пятиточечная, 20 га/скв
Источник воды
подтоварная вода после подготовки
Цель
обеспечение проектного отбора и рост КИН
Управление
распределение закачки по кустам и скважинам;
профилирование при необходимости
Для ЭО1 расчет по Бакли–Леверетту подтверждает эффективность ППД: tпр ≈ 1 036 сут, КИН ≈
0,308 при обводнённости ~98%.

20.

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
(УЭЦН)
Базовый способ эксплуатации добывающих скважин — механизированный (УЭЦН). Расчётный дебит
жидкости: qж = 19,57 м³/сут.
Параметр подбора
Принято
Диапазон подачи
15–25 м³/сут (регулирование)
Номинальная подача УЭЦН
25–50 м³/сут
Оценка требуемого напора
≈ 2400 м
Привод
частотное регулирование (ЧРП)
Компоновка
ЭЦН + ЭД + ЧРП; газосепаратор (резерв)
Нагнетательные скважины эксплуатируются в режиме закачки воды в составе системы ППД; режимы
задаются по балансу «отбор–закачка».

21.

СХЕМА ППД
Подтоварная
вода
Водоподготовка
Насосная
ППД
Распределение
по кустам
Нагнетательные
скважины
Основной принцип: использование подготовленной подтоварной воды как агента заводнения.
Управление ППД включает регулирование закачки и профилирование при необходимости.

22.

ПРОГРАММА ИССЛЕДОВАНИЙ И
КОНТРОЛЯ
Оперативный контроль фонда
ГДИ и ГИС
• дебиты (qн, qж), обводнённость
• устьевые давления и температуры
• параметры работы УЭЦН
• Кпрод/Кприем (установившиеся режимы)
• исследования восстановления давления
• профили притока/приёмистости
Контроль ППД
Контроль флюидов и воды
• давления и расходы закачки
• баланс «отбор–закачка»
• выявление зон опережающего заводнения
• пробы нефти/воды
• качество воды для ППД
• коррозионная активность/отложения

23.

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Проект предусматривает меры по минимизации воздействия на экосистему:
• герметичная система сбора продукции (снижение испарений и утечек)
• замкнутый цикл водопользования: подтоварная вода после подготовки направляется в
ППД
• антикоррозионная защита трубопроводов (ингибирование) и контроль герметичности
• обвалование и гидроизоляция кустовых площадок, готовность к локализации проливов
Ключевой принцип: предотвращение загрязнений и рациональное использование недр за счёт ППД и
замкнутого водооборота.

24.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• ЭО1 сформирован пластами БС9 (ведущий) и БС8 (возвратный); выбрана схема ППД
водозаводнением (пятиточка, 20 га/скв).
• Геологические запасы ЭО1: 8,082 млн м³ (≈ 7,001 млн т).
• Собственная энергия пласта обеспечивает ~1% нефтеотдачи → ППД является обязательным.
• По Бакли–Леверетту: tпр ≈ 1 036 сут; КИН ≈ 0,308 (принято КИНрек = 0,29).
• Темп разбуривания ЭО1: 7 лет, фонд 218 скв. (Д:Н = 174:44).
• ЭО3 сформирован пластами БС18 (ведущий) и БС16 (возвратный); геологические запасы:
11,846 млн м³ (≈ 10,069 млн т).
• По ЭО3 принято КИНрек = 0,23 (КИНрасч ≈ 0,234 по Бакли–Леверетту); фонд 328 скв., срок
разбуривания 8 лет.