Таким образом, нефти Красногородецкого месторождения относятся к тяжелым (плотность 886 - 915 кг/м³). По своим товарным характеристикам нефти пластов А₀ и А₄ являются высокосернистыми (2,92 - 3,88 %), пластов Б₂ и В₁ - высокосернистыми (3,59 - 3,70 %), малосмолистыми (11,45 - 13,10 %) и парафинистыми (3,72 - 4,37 %).

Нефти относятся к группе высоковязких (вязкость нефти в пластовых условиях составляет 30,5 - 271,6 мПа×с), что может явиться осложняющим фактором при дальнейшей разработке месторождения.

Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу. Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,141 - 1,163 г/см³, общая минерализация - 200,3 - 251,0 г/л.
1.8. Подсчет запасов нефти и газа

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту Б₂) на 01.01.2012 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q_бал = F ∙ h ∙ m ∙ ρ ∙ λ ∙ q (1.1)
Q_бал – это балансовые запасы, тыс.т

F – площадь нефтеносности – 4364 тыс. м²

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,7м

m – коэффициент пористости – 0,21доли ед.

λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,94 доли ед.

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,900т/м³

q – пересчетный коэффициент – 0,966 доли. ед

q= где В - объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 4364 ∙ 5,7 ∙ 0,21 ∙ 0,9 ∙ 0,94 ∙ 0,966 = 4269 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал ∙ К ,где (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения.

Для данного пласта принят 0,56 доли ед.
Q_изв = 4269 ∙ 0,56 = 2391 тыс.т.
Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2012г. составят
Q_{бал. ост} = Q_бал – Q_доб (1.3)

Q_доб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату – 2211

тыс.т.
Q_{ост. бал.}= 4269 –2211 = 2058 тыс.т.
Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2012г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл – Qдоб (1.4)
Q_{извл.ост} = 2391 –2211 = 180 тыс.т
Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

V бал.нач. = Qбал.нач ∙ Г = 4269 ∙ 13,9 = 59,3 млн.м³ (1.5)
Г – газовый фактор по пласту – 13,9 м³.
I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} · Г (1.6)
V_{нач.изв} = 2391 ∙ 31,7 = 33,2 млн.м³

---

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.

V_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} · Г (1.7)
V_{бал.ост.газа} = 2058 ∙ 13,9 = 28,6 млн. м³
Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} · Г (1.8)
Q_{извл.ост.газа} = 180 ∙ 13,9 = 2,5 млн.м³
Подсчитанные и остаточные запасы нефти по пластам на 1.01.2012 года представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9

Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.

Запасы нефти т.т					Запасы газа млн.м3
Начальные		Остаточные			Начальные			Остаточные
Бал	Изв		Бал	Изв		Бал	Изв		Бал	Изв
4269	2391		2058	180		59,3	33,2		28,6	2,5

ВЫВОДЫ

Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области.

Пласт Б₂ представляет собой пластовую, сводовую залежь, он приурочен к верхней пористой части отложений бобриковского горизонта. Тип пород - коллекторов терригенный.. Среднее значение проницаемости 1,979 мкм², среднее значение пористости 0,21 долей ед., начальная нефтенасыщенность – 0,94 долей ед.Вязкость нефти в пластовых условиях составляет – 30,5 мПа∙с, содержание парафина в нефти – 3,72%, серы – 3,59 %.

---

Балансовые запасы нефти составляют 4269 тыс. т, извлекаемые – 2391 тыс. т, утвержденный КИН по залежи равен 0,56, остаточные балансовые запасы нефти – 2057 тыс. т, газа – 28,6 млн. м³, извлекаемые запасы нефти составляют 180 тыс. т, газа – 2,5 млн. т.

---

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1. Основные решения проектных документов по пласту Б₂ Красногородецкого месторождения.

Как уже отмечалось ранее, месторождение открыто в 1979 году, введено в промышленную разработку в 1990 году.

С 1984 года по месторождению было выполнено 6 проектных технологических документов, последними из них являются “Проект разработки Красногородецкого месторождения”, выполненный институтом “Гипровостокнефть” и утвержденный ЦКР МЭ РФ (протокол №3046 от 27.08.03.), и “Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения” (протокол №3447 от 12.10.2005) выполненный в 2005 году ОАО “Гипровостокнефть”).

В 1981 году институтом «Гипровостокнефть» подсчитаны запасы нефти и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 9082 от 22.10.82.). На основании утвержденных запасов в 1984 году институтом «Гипровостокнефть» составлена технологическая схема разработки, в которой предлагалось пласт Б₂ ввести в эксплуатацию в 1986 году тремя разведочными скважинами, а с 1989 года разбурить по сетке 300´300 м с внедрением площадного заводнения по обращенной семиточечной схеме. Всего на пласт Б₂ планировалось пробурить 17 добывающих и 5 нагнетательных скважин.

В 1989 году ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнено дополнение к технологической схеме, в котором изменились только сроки ввода месторождения в разработку и сроки разбуривания.

В 1991 году институтом «Гипровостокнефть» составлена технологическая схема для пласта Б₂, в котором, при сохранении ранее предложенной системы разработки планировалось:

• 
  кустовое разбуривание;
  
• 
  использование для закачки воды окского надгоризонта и серпуховского яруса;
  
• 
  при разбуривании каждого куста бурение одной водозаборной скважины для закачки из скважины в скважину;
  
• 
  воздействие на пласт с помощью полимерных композиций.
  

С учетом особенностей разработки залежей с высоковязкими нефтями пласт Б₂ предлагалось разрабатывать 32 добывающими и 15 нагнетательными скважинами с применением термального воздействия по схеме, предложенной в работе. Для этого предлагалось пробурить 16 водозаборных скважин.

---

При составлении проекта разработки в 2003 году выявлено, что утвержденные ГКЗ запасы по пласту Б₂ занижены и в рамках проекта разработки был пересчитан КИН и соответственно извлекаемые запасы нефти, которые в 2003 году утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол № 3046 от 27.08.2003), и числятся на Государственном балансе по состоянию на 01.01.2005 года.

Следующим проектным документом являлся “Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения” (протокол №3447 от 12.10.2005) выполненный в 2005 году ОАО “Гипровостокнефть”.

В настоящее время месторождение эксплуатируется согласно «Дополнению к проекту разработки Красногородецкого месторождения», выполненному институтом «СамараНИПИнефть» в 2008 году.
2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализируемый пласт Б₂ введен в разработку в декабре 1990 года двумя разведочными скважинами: №№ 10, 14.

Процесс разработки Красногородецкого месторождения можно условно разделить на 3 стадии:

1 стадия (1990 – 2002 годы) - введение месторождения в эксплуатацию, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

Разработка пласта Б₂, как было упомянуто выше, началась с 1990 году двумя разведочными скважинами. В 1993 году добурили еще одну разведочную. Годовая добыча нефти при разведочных скважинах менялась от 0,016 до 15, 3 тыс. т. Дебит нефти - от 8 до 21, 4 т/сут.

Эксплуатационное разбуривание согласно техсхеме начато в 1994 году. Разбуривание пласта Б₂ продолжалось в течение 1994-1998 годов. Фонд скважин на конец первой стадии составлял 33 добывающих скважины и 2 нагнетательных. Добыча нефти при эксплуатационных скважинах менялась от 43, 177 до 239,658 тыс. т. , дебит нефти - от 6 до 30,9 т/сут.

Закачка воды началась в 2002 году двумя нагнетательными скважинами. Их приемистость составила 46, 3 м³/сут.

К концу первой стадии накопленная добыча нефти составила 933 тыс. т, накопленная добыча жидкости – 1213 тыс. т. Степень выработки запасов составила 35, 3%, обводненность добываемой продукции – 31,9%. Близкие значения степени выработки и обводненности показывают, что разработка велась достаточно эффективно.

---

Смотрите также файлы

• Изучить стандарт bpm (Business Performance Management) и его возможности для бизнесанализа и финансового моделирования.docx

• Задание к теме 12 Основываясь на содержании темы 12 Реструктуризация управления компанией.docx

• Программа среднего профессионального образования 46. 02. 01 Документационное обеспечение управления и архивоведение Дисциплина Методика и практика архивоведения Практическое занятие 6.rtf

• Контрольная работа философия управления и ее место в структуре научного знания слушатель 501 уч группы.docx

• Предмет теории государства и права.docx