Сдам Сам
Главная | Контакты | FAQ

ПОЛЕЗНОЕ
Как развить коммуникабельность Почему могут возникнуть ссоры между супругами, в то время как их отношения кажутся прочными Почему появляется страх? Как стать богатым и отойти от дел молодым Советы от доктора Айболита «Как быть здоровым» Как сделать приглашение правильно Точка зрения. Как сделать сотрудника вовлеченным? Лень и как с ней бороться. Психологические аспекты Способов заработать с помощью internet Лекции по Основам предпринимательства Последнее добавление


КАТЕГОРИИ
АвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудит Биология Бухгалтерия Генетика География Геология Изобретательство Информатика Искусство История Компьютеры Литература Логика Маркетинг МатематикаМашиностроение Медицина Менеджмент Металлы и Сварка Механика Образование Педагогика Политика ПравоотношениеПроизводство Психология РазноеРелигия Социология Спорт Технологии Торговля Физика Философия Финансы Химия Экология Экономика







Анализ разработки месторождения





Разработка Самодуровского месторождения ведется согласно «Проекта разработки Самодуровского месторождения», выполненного в 1997 году и «Анализа разработки Самодуровского месторождения», выполненного в 2002 году институтом Гипровостокнефть». В данном проекте, разработка пластов Б2 и Т1 предусмотрена одним объектом. Пласт Б2 длительное время разрабатывался 4 скважинами, без ППД. Большей частью скважины находились в бездействии, из-за высокой вязкости нефти.

За последние 10 лет, пласт Б2 стал разрабатываться за счет приобщения его к пласту Т1. Так как пласт Т1 является основным на месторождении и извлекаемые запасы его составляют 90% от запасов объекта, а пласт Б2 возвратный, то мы анализируем только пласт Т1 турнейского яруса.

На пласт Т1 за весь период разработки было пробурено 154 скважины. В эксплуатации на пласт Т1 находится на 01.01.2016г. 100 добывающих скважин. На анализируемую дату 69 скважин действующие и 31 скважин находятся в бездействии. На пласт Т1 эксплуатируется 49 скважин и совместно на пласты Б2 и Т1 17 скважин. Фонд скважин представлен в таблице 2.2

Из эксплуатационного фонда под нагнетание перевели в 2011г. скважину 656, в 2010г. скважины 404, 654, 713, 733, 781, а в 2013г. скважины 224, 227, 644, 648.

Бездействующий добывающий фонд представлен 31 скважинами из них:

22 скважины остановлены из-за обводнения

4 скважины из-за негерметичности колонн

5 скважин из-за аварии.

Эксплуатационный нагнетательный фонд представлен 43 скважинами, из них действующий фонд 41 скважин и бездействующий фонд составляет 7 скважин:

2 скважины остановлены из-за аварии

4 скважины из-за негерметичности колонн

1 скважина из-за неисправности водовода

Добыча нефти в 2015 составила 315,6 тыс.т., темп отбора 4,05% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

 

Таблица 2.1 Фонд скважин объекта Б2 + Т1 на 01.01.2016г.

Категория скважин Номера скважин Количество скважин Всего Б2 + Т1
Эксплутационный фонд   Добывающие Действующие ЭЦН:196, 202, 211, 213, 215, 217, 221, 222, 244, 245, 262, 264, 403, 408, 409, 412, 419, 642, 645, 671, 700, 705, 706, 717, 718, 719, 722, 723, 728, 735, 742, 745, 746, 747, 749, 750, 751, 752, 754, 755, 759, 768, 771, 775, 787, 789, 795. ШГН:121, 214, 218, 219, 220, 261, 415, 670, 703, 704, 709, 710, 720, 724, 727, 732, 740, 757, 767, 773   2+67
Добывающие Бездействующие 120, 176, 206, 207, 208, 209, 216, 223, 225, 228,249, 259, 406, 411, 428, 711, 712, 721, 725, 730, 732, 737, 739,741, 743, 744, 758, 760, 766 2+29
Нагнетательные Действующие 201, 212, 224, 227, 301, 303, 304, 305, 306, 307, 308, 309, 310, 311, 312, 314, 315, 318, 319, 323, 325, 326, 328, 329, 404, 432, 644, 648, 654, 656, 713, 733, 756, 769, 772, 781, 788  
Нагнетательные Бездействующие 300, 313, 316, 320, 322, 324, 729.  
В освоении 210.  
Ликвидированные 198, 205, 317, 321, 410  
Пьезометрические 125, 707, 748, 792.  
В консервации 186, 204, 414, 708, 736, 738.  
Всего    

 

Средний дебит нефти составляет 12,62т/сут, дебит жидкости 57,12 т/сут.

Пласт Т1 приурочен к двум куполам: Самодуровскому и Семеновскому.

Залежь Семеновского купола разрабатывалась в течение 1984-1996гг единственной скважиной № 198, которая затем была ликвидирована, поэтому данный купол не рассматривается.

Залежь пласта Т1 была введена в разработку в 1982 году. Первоначально, до 1986 года, месторождение эксплуатировалось 8 разведочными скважинами. Добыча нефти в этот период составляла 43-53т.т в год.

С 1986 года началось разбуривание залежи эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

Разбуривание продолжалось до 2000 года. В результате за этот период было введено в эксплуатацию 102 добывающих скважин и 36 нагнетательных скважин. Все добывающие скважины начинали работать с той или иной степенью обводненности. В результате обводненность постепенно росла, не много уменьшалась за счет ввода новых скважин. Средняя обводненность за период разбуривания составляла 37-42%.

Среднесуточный дебит скважин по нефти составлял в среднем 9-10 тонн. Дебиты нефти по скважинам изменялись в интервале от 1,1 до 50 т/сут.

Средний дебит по жидкости за период разбуривания изменялся от 20 до 57 т/сут.

В связи с невысокими дебитами скважин примерно пятая часть действующего фонда была оборудована установками ЭЦН, а большая часть эксплуатировалась установками ШГН.

Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления. Закачка воды была начата в 1986 году. На месторождении внедрено блоковое внутриконтурное заводнение. Залежь пласта Т1 делится 3 разрезающими рядами на четыре блока. Средняя приемистость скважин составляла примерно 77 м3/сут, давление нагнетания 100-110 атм. Кроме разрезающих рядов переведены под закачку еще очаговые нагнетательные скважины.

По мере разбуривания и ввода нагнетательных скважин, закачка по пласту росла, достигнув максимума в 2001 году-695 т.м3 в год. Компенсация отборов жидкости закачкой также продолжала расти как текущая, так и накопленная.

В 2001 году компенсация отборов закачкой составляла: текущая-143%, накопленная 119,9%.

Пластовое давление по пласту Т1 турнейской залежи начальное 18,36МПа.

По мере разбуривания и выработки запасов, пластовое давление по пласту снижалось, но постепенно стабилизировалось за счет применения поддержания пластового давления. Начиная с 1999 года, после окончания разбуривания месторождения, добыча нефти снижалась до 2007 года. Уменьшение добычи нефти связано с различными причинами, а именно: увеличением обводненности по скважинам с 41,6 % до 50,3 %, снижением дебитов по нефти с 10,1 до 7,1 т/сут, по жидкости с 17,2-14,2 т/сут, а также из-за снижения закачки с 638 до 482 т.м3 в год.

По данным показателей разработки (табл. 2.2) за период эксплуатации залежи составлен график разработки (рис.2.1).

Как видно из графика разработки за рассматриваемый период максимальная добыча нефти была достигнута в 1998 году 319т.т. при темпе отбора от НИЗ 4.4% и добыче жидкости 552 т.т. К этому времени практически все добывающие скважины были разбурены, оставались неразбуренные только 3 краевые скважины.

Разработку пласта Т1 в данный момент можно разбить на следующие стадии:

1) Начальная стадия. Она длится от начала разработки, т.е. с 1983г. до 1994г. На этой стадии характерно постоянное увеличение числа добывающих скважин, а также добычи нефти. К концу этой стадии было пробурено 75 добывающих скважин.

2) Основная стадия. Она длится с 1995г. до 2000г. Для нее характерна относительно стабильная добыча нефти и высокий темп отбора (до 4,09%), и так же наблюдался максимум добычи нефти в 1999 году, это 400 тыс. т.

3) Поздняя стадия. Она длится с 2001 г. и до настоящего времени. Для нее характерно постоянное увеличение обводненности (с 45% до 79%), снижение добычи нефти. Увеличение добычи нефти с 2007г. связано с проведением геолого-технологических мероприятий а именно увеличением отбора жидкости из месторождения, увеличением объемов закачки воды в пласт, и т.д.

 

Рисунок 2.1 Показатели разработки с начала эксплуатации

 


Таблица 2.2 Показатели разработки залежи нефти пластов Т1+Б2

 

Годы Доб. Неф-ти, тыс.т Добыча жидкости,тыс.т. Обводн.,% Накоп-ленная добыча нефти, тыс.т Накоп-ленная добыча жидкос-ти, тыс.т Закачка воды, тыс.м3 Фонд доб. скв Фонд нагн. скв. Ср. дебит 1скв. по нефти т/сут. Ср. дебит 1 скв. по жидкос-ти, т/сут Пласто-вое давле-ние, атм Степень выработки от НИЗ,% Темп отбо-ра от НИЗ,% Теку-щая нефте-отдача Теку-щая компен-сация, %
  0,0 0,01   0,0 0,01     -              
      9,3 16,0 18,01     - 17,8 21,6   0,21 0,21 0,001  
        59,0 65,01     - 19,8 21,4 165,8 0,76 0,55 0,002  
      23,8 112,0 135,01     -   27,3 157,3 1,44 0,68 0,005  
      34,7 157,0 204,01       17,3 26,6 154,8 2,02 0,58 0,007  
      34,4 208,0 282,01       13,6 20,7 150,3 2,67 0,65 0,009  
      43,8 283,0 415,01       12,4 22,1 138,5 3,63 0,96 0,012  
      46,6 374,0 586,01       9,6 18,1 145,2 4,80 1,17 0,016  
      40,3 494,0 787,01       9,6 16,1 142,5 6,34 1,54 0,021  
      37,8 647,0 1033,01       10,1 16,1 131,6 8,30 1,96 0,027  
      32,8 833,0 1310,01       10,1   143,1 10,69 2,39 0,035  
      37,9 1077,0 1703,01       11,5 18,5 149,5 13,82 3,13 0,045  
      40,1 1354,0 2165,01       11,6 19,3 147,5 17,38 3,56 0,056  
      39,3 1648,0 2650,01       10,6 17,5 143,4 21,15 3,77 0,069  
      39,4 1914,0 3089,01       8,6 14,2 143,5 24,57 3,41 0,080  

 

 

Продолжение таблицы 2.2

                               
        2209,0 3625,01       8,9 16,3 148,1 28,35 3,79 0,092  
      42,2 2528,0 4177,01       10,1 17,3 153,9 32,45 4,09 0,105  
      42,4 2805,0 4658,01       9,8 17,4 156,4 36,00 3,56 0,117  
      45,2 3058,0 5120,01       9,6 17,5 157,1 39,25 3,25 0,128  
      48,4 3298,0 5586,01       9,1 17,6 160,1 42,33 3,08 0,138  
      50,2 3522,0 6036,01       8,7 17,3 156,2 45,21 2,88 0,147  
      51,2 3729,0 6461,01       7,6 15,8 151,2 47,86 2,66 0,156  
      55,9 3922,0 6898,01       7,7 18,4 152,3 50,34 2,48 0,164  
      55,2 4109,0 7315,01       7,9 18,7 152,6 52,74 2,40 0,171  
        4294,0 7700,01         17,7 153,3 55,12 2,37 0,179  
      50,4 4447,0 8008,01         14,1 155,5 57,08 1,96 0,185  
      54,3 4617,0 8381,01       7,2 15,7 155,1 59,26 2,18 0,193  
      60,4 4809,0 8866,01       7,7 19,4   61,73 2,46 0,201  
      66,4 5022,0 9501,50       8,7 25,8 160,5 64,46 2,73 0,209  
      74,72 5280,0 10525,4       10,3 44,27 171,4 67,77 3,31 0,220  
      79,5 5542,4 11803,1       10,8 52,6 172,5 71,14 3,37 0,231  
      76,5 5866,9 13183,1       13,11 55,75 177,7 75,30 4,17 0,245  
      77,3 6189,4 14604,1       12,9 56,84 177,5 79,44 4,14 0,258  
      77,9 6505,0 16032,1       12,62 57,12 177.5 83,49 4,05 0,271  

 

 


Итак, залежь нефти пласта Т1 Самодуровского месторождения была введена в промышленную разработку в 1982 году. На 01.01.2016г накопленная добыча нефти составила 6505 т. тонн нефти, жидкости 16032,14 т. тонн. Отобрано 83,49% от начальных извлекаемых запасов, при обводненности 77,9%. Текущий КИН составляет 0,325. На дату анализа в пласт Т1 закачано 16032 т. м3 воды, накопленная компенсация составила 141,3%. Фонд добывающих скважин составил 100 шт., нагнетательных 48 шт., средний дебит по нефти равен 12,62 т/сут, по жидкости 57,12 т/сут.

 







Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...




Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

©2015- 2025 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.