Курсовая работа Даниловское месторождение г.Урай ТПП Урайнефтегаз. Курсовой проект 2. 1. 1 Географическое расположение
 Скачать 1.69 Mb.
|
|
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин В настоящее время месторождение полностью разбурено, весь проектный фонд реализован на 100% (табл.4), бурение осуществлялось по проектной сетке 25 га/скв. Таблица 4 - Состояние реализации проектного фонда
По состоянию на 01.01.2012 года фонд скважин Даниловского месторождения составил 661 единицу, из которых 312 скважин находятся в эксплуатационном добывающем фонде, 124 – в эксплуатационном нагнетательном, 91 - в консервации, 37 – в контрольно-пьезометрическом фонде, 97 скважин ликвидированы. Действующий фонд добывающих скважин составляет 293 скважины (63.4% от добывающего фонда). Из числа добывающих скважин 19 находятся в бездействии, 62 скважины - в консервации, контрольных и пьезометрических -18, ликвидировано – 70. Действующий фонд нагнетательных скважин - 124 единицы (62.3% от нагнетательного фонда), в бездействии – 21 скважина, в консервации – 29, в контрольных и пьезометрических – 19, ликвидировано 27.  Рисунок 10– Схема пробуренного фонда скважин по участкам Действующий фонд добывающих скважин характеризуется как среднедебитный по нефти и высокообводненный. Средний дебит нефти их составляет 5.5 т/сут, изменяется по скважинам в диапазоне от 0.2 т/сут до 37.7 По величине текущего дебита нефти скважины распределяются следующим образом: - до 2.5 т/сут – 33.8% фонда (99 скв.); - от 2.5 до 10 т/сут – 53.3% фонда (156 скв.); - от 10 до 20 т/сут – 10.9% фонда (32 скв.); - более 20 т/сут – 2.0% фонда (6 скв.).  Рисунок 11- Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти Малодебитность скважин связана с низкой продуктивностью вскрытых интервалов, обусловленная геолого-физической характеристикой пластов, у 15% добывающих скважин входной дебит по нефти был менее 2.5 т/сут, сейчас доля таких скважин возросла до 34.4%. Распределение скважин по текущему дебиту нефти в пределах каждого участка выглядит следующим образом Таблица 6 – распределение скважин по текущему дебиту нефти.
Наибольшее количество скважин- с дебитом нефти от 1 до 10 т/сут Распределение скважин по текущему дебиту жидкости: - до 5 т/сут – 10.6% фонда (31 скв.); - от 5 до 20 т/сут – 19.5% фонда (57 скв.); - от 20 до 50 т/сут – 21.8% фонда (64 скв.); - от 50 до 100 т/сут – 17.1% фонда (50 скв.); - от 100 до 200 т/сут – 14.3 % фонда (42 скв.); - более 200 т/сут – 16.7% фонда (49 скв.)  Рисунок 12 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости Из распределения видно, что диапазон добывных возможностей действующего фонда добывающих скважин достаточно широк и представлен различными группами по дебитам.  Таблица 6– Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности
1 10-20 Среднегодовая обводненность продукции действующего фонда скважин за 2011 год составила 94.4%, изменяясь по скважинам от 6.4% до 99.7%. Распределение действующих добывающих скважин по обводненности следующее (рис.13): менее 50% - 9.6% фонда (28 скважин); от 50 до 90% - 36.8% фонда (105 скважин); от 90 до 95% - 22.2% фонда (65 скважины); более 95% - 32.4% фонда (95 скважин).  Рисунок 13– Распределение скважин Более половины скважин (54.6%) работают с обводненностью продукции свыше 90%. Распределение перебывавшего фонда скважин в эксплуатации по накопленной добыче нефти следующее (рисунок 14): Рисунок 14– Распределение скважин по накопленной добыче нефти  - до 5 тыс.т – 15.2% фонда (81 скв.); от 5 до 20 тыс.т – 20.7% (110 скв.); от 20 до 50 тыс.т – 23.6% (126 скв.); от 50 до 100 тыс.т – 17.7% (94 скв.); от 100 до 300 тыс.т– 19.2% (102 скв.); от 300 до 500 тыс.т– 3.2% (17 скв.); более 500 тыс.т – 0.4% (2 скв.). 2.3 Анализ выполнения проектных решений Месторождение разрабатывается на основании проектного документа «Дополнение к проекту разработки Даниловского месторождения», утвержденного в 2010 году (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре № 1252 от 17.03.2010 г). Основные положения проектного документа: 1) один эксплуатационный объект (пласты П1+П2+Т+КВ); 2) трансформация площадной девятиточечной системы в пятиточечную с избирательным заводнением; 3) плотность сетки 25 га/скв; 4) механизированный способ эксплуатации; 5) давление на устье нагнетательных скважин – 15 МПа; 6) забойное давление механизированных скважин – 9 МПа; 7) проектный фонд 660 скважин. Проектный фонд реализован на 100%. Месторождение полностью разбурено по проектной сеткой – 25 га/скв. В настоящее время система разработки Даниловского месторождения представляет собой разнообразие завершенных и незавершенных систем разработки: 9-ти точечная, 9-ти точечная трансформированная в 5-ти точечную, незавершенная 9-ти точечная, очаговая. Способ эксплуатации скважин механизированный, фактическое забойное давление скважин 8.8 МПа, практически на уровне проектного (9 МПа). Давление на устье нагнетательных скважин 12.0 МПа, ниже проектного на 3 МПа. В рамках последнего проектного документа с целью ПНП и ИДН, по фактическим результатам эксплуатации скважин предлагалась программа ГТМ. Программа ГТМ, составленная на период 2008-2011 гг предусматривает следующие виды мероприятий: - гидроразрыв пласта (ГРП); - методы обработки призабойной зоны; - химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН); - вывод скважин из бездействия. Ниже приводится таблица по выполнению запроектированных геолого-технических мероприятий за период 2008 - 2011 гг. Таблица 7 – таблица по выполнению запроектированных геолого-технических мероприятий
Расхождение между проектными и фактическими уровнями добычи нефти в период 2007 - 2011 гг – в допустимых пределах (в соответствии с «Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденными приказом МПР России №61 от 21.03.2007 г.).
Таким образом, утвержденные проектные решения последнего проектного документа на месторождении в целом выполняются. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||