Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



Динамика основных показателей разработки




Читайте также:
  1. II. Стоимость основных источников финансирования.
  2. V. Карточка обработки хронорядов показателей
  3. А. Положение основных слоев российского общества в пореформенное время
  4. Амортизация основных производственных фондов
  5. АМОРТИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ
  6. Амортизация основных средств
  7. Амортизация основных средств
  8. Амортизация основных средств в бухгалтерском учете
  9. Амортизация основных средств. Объекты, не подлежащие амортизации. Способы начисления амортизационных отчислений.
  10. Амортизация основных фондов

Разработка залежи начата в 1952 г. с вводом в эксплуатацию скважины 16 фонтанным способом с дебитом безводной нефти в первый месяц работы 97,1 т/сут. Разбуривание и ввод в эксплуатацию скважин в основном был закончен к 1959г., в эксплуатационном фонде пласта числились 44 скважины. Всего в эксплуатации на пласт пребывало 46 скважин.

Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах – до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв.16 (203,2 т.т), которая фонтанировала в период 1952-57 г.г.

Период безводной добычи продолжался 10 лет – с 1952г. по 1961 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.

На 01.01.2009 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 – действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64 %) оборудованы ЭЦН, 9 – ШГН.

За 2009 г. из залежи отобрано 38,4 т. т нефти, 405,3 т. т жидкости, обводнённость продукции 90,5 %. Всего по состоянию на 01.01.2009г. добыто 10124,0 т. т нефти (или 86,4 % от НИЗ). Наибольший накопленный отбор приходится на скв.211 (865,4 т. т), расположенную в северной части купола, период эксплуатации которой -1958-2004 г.г., в настоящее время – в бездействии.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти, текущим дебитам и обводнённости (по состоянию на 01.01.2010г.) представлено в таблице№7, из которой видно, что 11 скважин действующего фонда (или 44%) работали с дебитом нефти менее 1 т/сут; дебит жидкости изменялся в широких пределах от 11 м3/сут до 142 м3/сут; обводнённость изменялась в пределах 78÷97%, в основном составляя 90-95%.

Максимум в годовой добыче нефти (401,1 т. т) был достигнут в 1959 г., жидкости - 1449 т. т в 1987г., максимальный среднесуточный дебит нефти составлял 118 т/сут в 1953 г., жидкости – 132,9т/сут в 1987 г.

В 1970 г. на Сергиевском куполе начата закачка воды. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин – под закачкой, 2 – в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость – 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки – 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1970 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.



В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 – находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции. С учетом анализа текущего состояния разработки и с целью повышения эффективности выработки запасов в настоящей работе будут предложены мероприятия по выводу скважин из бездействия.

На основании таблицы показателей разработки пласта Б21) Радаевского месторождения и графика разработки можно выделить четыре стадии разработки анализируемого объ­екта.

 

 

Таблица №7 Показатели разработки пласта Б21) Радаевского месторождения

год нефть(тыс.т) жидк.(тыс.т) дейст. фонд доб. скв. обводн. закачка воды (тыс.м3) действ. фонд нагн. скв. Темп отбора от НИЗ % Степень выработ Нефтеот Накоп
26,3 26,3 0,0 0,0 0,22 0,2 0,001 26,3
43,0 43,0 0,0 0,0 0,37 0,6 0,003   69,3
42,6 42,6 0,0 0,0 0,36 1,0 0,005 111,9
94,7 94,7 0,0 0,0 0,81 1,8 0,010 206,6
120,8 121,4 0,5 0,0 1,03 2,8 0,015 327,4
0,6 0,0 1,1 2,9 0,016
0,8 0,0 1,3 3,3 0,018
0,0 1,5 3,7 0,021
1,8 0,0 1,7 4,2 0,023
212,0 217,4 2,4 0,0 1,81 4,6 0,025 539,5
379,6 380,5 0,2 0,0 3,24 7,8 0,043 919,1
401,1 402,2 0,3 0,0 3,42 11,3 0,062 1320,2
331,1 331,4 0,1 0,0 2,82 14,1 0,078 1651,3
304,9 305,5 0,2 0,0 2,60 16,7 0,092 1956,2
332,7 361,6 8,0 0,0 2,84 19,5 0,108 2288,8
341,8 412,4 17,1 0,0 2,92 22,4 0,124 2630,6
308,0 396,5 22,3 0,0 2,63 25,1 0,138 2938,6
287,0 398,1 27,9 0,0 2,45 27,5 0,152 3225,6
270,6 403,1 32,9 0,0 2,31 29,8 0,165 3496,3
310,2 483,5 35,8 0,0 2,65 32,5 0,179 3806,5
293,1 478,0 38,7 0,0 2,50 35,0 0,193 4099,6
282,5 492,4 42,6 0,0 2,41 37,4 0,206 4382,1
262,5 464,7 43,5 35,5 2,24 39,6 0,219 4644,6
283,7 511,5 44,5 191,3 2,42 42,0 0,232 4928,4
271,5 526,7 48,5 190,7 2,32 44,4 0,245 5199,9
249,5 513,4 51,4 178,5 2,13 46,5 0,257 5449,4
290,7 685,9 57,6 606,4 2,48 49,0 0,270 5740,1
303,8 794,0 61,7 597,3 2,59 51,6 0,285 6044,0
273,5 838,7 67,4 751,5 2,33 53,9 0,297 6317,5
263,8 1079,4 75,6 960,1 2,25 56,1 0,310 6581,3
244,5 1226,5 80,1 960,1 2,09 58,2 0,321 6825,8
217,9 1169,1 81,4 815,2 1,86 60,1 0,332 7043,6
230,2 1218,7 81,1 997,6 1,96 62,0 0,342 7273,9
222,5 1276,3 82,6 1054,4 1,90 63,9 0,353 7496,4
204,2 1217,1 83,2 1131,8 1,74 65,7 0,363 7700,6
194,9 1252,6 84,4 1385,4 1,66 67,3 0,372 7895,5
208,9 1434,8 85,4 927,3 1,78 69,1 0,382 8104,3
155,3 1419,3 89,1 748,7 1,32 70,5 0,389 8259,7
143,9 1408,3 89,8 982,7 1,23 71,7 0,396 8403,6
136,4 1449,0 90,6 1068,3 1,16 72,8 0,402 8540,0
137,4 1124,4 87,8 846,6 1,17 74,0 0,409 8677,4
111,7 1204,7 90,7 958,6 0,95 75,0 0,414 8789,1
137,6 1162,0 88,2 928,6 1,17 76,1 0,420 8926,7
115,6 1257,7 90,8 687,1 0,99 77,1 0,426 9042,3
84,0 1432,6 94,1 730,1 0,72 77,8 0,430 9126,3
103,9 1214,4 91,4 847,7 0,89 78,7 0,435 9230,3
104,3 1079,1 90,3 799,5 0,89 79,6 0,439 9334,5
113,7 1221,1 90,7 819,8 0,97 80,6 0,445 9448,3
107,9 1273,6 91,5 869,8 0,92 81,5 0,450 9556,2
98,0 1119,3 91,2 828,2 0,84 82,3 0,455 9654,1
92,0 998,4 90,8 1072,8 0,78 83,1 0,459 9746,1
75,8 960,4 92,1 878,9 0,65 83,8 0,462 9821,9
82,5 1016,9 91,9 758,2 0,70 84,5 0,466 9904,4
74,2 847,5 91,2 925,4 0,63 85,1 0,470 9978,5
35,9 357,2 90,0 691,9 0,31 85,4 0,471 10014,4
33,0 321,3 89,7 669,5 0,28 85,7 0,473 10047,4
38,3 343,8 88,9 732,2 0,33 86,0 0,475 10085,6
38,4 405,3 90,5 821,2 0,33 86,4 0,477 10123,0

 



I – стадия разработки началась с 1953 по 1962. Характеризуется ростом добычи нефти с 26,3 тыс. т. до 212,0 тыс.т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Поддержание пластового давления не началось на первой стадии. Обводненность растет от 0% до 2,4%.

Период безводной добычи продолжался 10 лет – с 1953г. по 1962 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.

Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 539,5 тыс.т. Темп отбора от утверждённых на­чальных извлекаемых запасов нефти 1,81%. Текущая нефтеотдача 0,025.

II- стадия 1963-1964. Характеризуется максимальной добычей нефти 401,1 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.

Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1320,2тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,42%. Текущая нефтеотдача 0,062.

Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.

III- стадия разработки началась с 1965-1995. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.

Накопленная добыча нефти на 01.01.1995 составляет 8926,7тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,17%. Текущая нефтеотдача 0,420.

Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 4,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.

Средние дебиты нефти постепенно снижались с 94,4 до 9,4/сут.

В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (26 добывающие) и фактически заканчивается формирование системы разработки.

IV- стадия разработки началась с 1996 года. Характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненость 90,3% и медленное уменьшение добычи нефти.

Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10123,0тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.

 


 

 

Рисунок 1


Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки

Основные причины обводнености продукции добыващих скважин следующие:

Залежь пластовая, подстилается подошвенными водами, прорыв воды произошел по наиболее проницаемой (0,86 мкм2) части пласта, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.

Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

 

На Радаевском месторождении проводятся соляно-кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин. Обработка призабойных зон в добывающих скважинах к росту текущих дебитов.

Таблица №8 Анализ применения геолого- технических мероприятий

Вид ГТМ Год разработки Прирост КИН, д.ед.
2006.  
1. Обрабока скважин ВУС 3,1 4,4 3,4 3,9 0,009

Поверхностно активные вещества способны накапливаться на поверхности соприкосновения двух тел, называемой поверхностью раздела фаз, или межфазной поверхностью. Поверхностно активные вещества – это те вещества, адсорбция которых из растворов уже при весьма малых концентрациях( десятые и сотые доли %) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. К ним относятся органические соединения дифильного строения, то есть содержащие в молекуле атомные группы, сильно различающиеся по интенсивности взаимодействия с окружающей средой ( в наиболее практически важном случае – водой).

Используется для отключения обводненных( выработанных) интервалов пласта или устранения межпластовых перетоков. Вязко упругие составы

-синтетически водорастворимый полимер

- сшивающий реагент

- вода

Основные свойства ВУС:

- широкий температурный диапазон применения( 20-160 С)

- возможность управления гелеобразования;

- высокие прочностные характеристики геля;

- возможность разрушения состава химическими методами;

- простота и надежность приготовления композиции.

 


Дата добавления: 2015-01-19; просмотров: 25; Нарушение авторских прав





lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2020 год. (0.019 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты