Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке
 Скачать 1.14 Mb.
|
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ЯРАКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯТекущее состояние разработки месторожденияЯрактинское месторождение находится на первой стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме. В настоящее время на нефтяной части залежи формируется система ППД путем закачки воды и опытные работы по организации сайклинг-процесса на газовой части залежи. По состоянию на 01.01.2015 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м3 растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м3 свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата (рисунок 2.1). В 2014 г. добыча нефти составила 3472,8 тыс.т, жидкости – 3847,8 тыс.т, растворенного газа – 575,1 млн.м3. Из газовой шапки добыто свободного газа – 1019,8млн.м3, конденсата – 198,3 тыс.т. Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно. Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м3/сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %. Темп отбора газа от НГЗ составляет 2,28%[7]. В 2009 г. на месторождении начата закачка воды в ярактинский горизонт с целью ППД. На 01.01.2015 г. всего закачано воды в пласт 8231,4 тыс.м3, за 2014 г. закачано 4792,7 тыс.м3 воды. Приемистость нагнетательных скважин составляет 544,8 м3/сут. Текущая компенсация составляет 180,0%, накопленная 103,5%. В 2010 г. на месторождении начата закачка газа в газовую шапку через скважину № 19. На 01.01.2015 г. всего закачано сухого газа – 2027,1 млн.м3, за 2014 г. закачано газа 923,7 млн.м3. Приемистость газонагнетательных скважин составляет 757,0 тыс.м3/сут. Таким образом, на месторождении реализуются основные проектные решения действующих проектных документов.  Рисунок 2.1 - Динамика показателей разработки Ярактинского месторождения Структура фонда скважин и анализ показателей их эксплуатацииПо состоянию на 01.01.2015 г. на месторождении пробурено 191 скважина, в т.ч. добывающих нефтяных – 165, водонагнетательных – 4, добывающих газовых – 6, газонагнетательных – 3, водозаборных – 13, ликвидировано – 12. Проектное количество скважин (без учёта водозаборных) – 424 шт. Фонд реализован на 45,0%. В нефтяном фонде числятся 127 скважины (без ликвидированных), из которых 95 скважин действующие, в бездействии – 14 скважин, в освоении – 17 скважин, пьезометрические – 1. Доля бездействующего фонда скважин составляет 11,0% от добывающего фонда (рисунок 2.2). Характеристика пробуренного фонда скважин приведена в таблице 2.1.  Рисунок 2.2 - Структура пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.2015 г. Ярактинского месторождения Добыча нефти осуществляется фонтанным (8 скважин) и механизированным способом: 84 скважины оборудованы УЭЦН. Среднегодовой дебит по нефти за 2014 г. составил 126,2 т/сут, по жидкости – 142,5 т/сут, средняя обводненность продукции действующего фонда составила 10,8%. За период 2007-2014 гг. пробурено 41 горизонтальная скважина (с длиной ствола от 300 до 500 м): Таблица 2.1 - Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2015 г. Ярактинского месторождения
В 2014 году средний дебит по нефти по горизонтальным скважинам составил 177,9 т/сут., по жидкости – 194,7 т/сут., обводненность 8,6%. Дебиты нефти изменяются от 21,9 (скв. № 292) до 444,9 т/сут (скв. № 296). Средние дебиты вертикальных и наклонно-направленных скважин по нефти изменялись от 4,7 до 333,3 т/сут, составляя в среднем 111,8 т/сут, по жидкости – 126,9 т/сут., обводненность – 11,8%. В нагнетательном фонде числится 30 скважин, из которых под закачкой - 28 скважин, в бездействии – 2 скважины (№ 5, 700). Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2014 г. составила 544,8 тыс.м3. На газоконденсатной части месторождения в газовом фонде числятся 8 скважин, из которых 2 скважины действующие газодобывающие (скв.№15, 18) и 2 скважины находятся в ожидании освоения (скв.№22, 50) и 4 скважины действующие газонагнетательные (скв.№ 19, 301, 304, 305). Добыча конденсата и газа из газовой шапки Ярактинского месторождения началась в сентябре 2005 г. скважиной № 15. В газонасыщенной части пласта на 01.01.2015 г. эксплуатируется три газовые скважины № 1, 15, 18. В освоении после бурения находятся скважины № 22, 50. Закачка газа ведется в скважины № 19, 301, 304, 305. Средний дебит газодобывающих скважин (№№ 15, 18) составляет 165,7 тыс.м3/сут, приемистость газонагнетательных скважин составляет в среднем 757,0 тыс.м3/сут. В действующем добывающем фонде по состоянию на 01.01.2015 г. находится 95 скважины (или 74,8 % добывающего эксплуатационного фонда); бὀльшая часть фонда скважин, дающих продукцию (87 скважины, или 91,6 %), эксплуатируется механизированным способом с применением УЭЦН, 8 - на фонтане[7]. Динамика фонда скважин и добычи нефти с разделением по способам добычи за весь период разработки месторождения представлена на рисунке 2.3 и 2.4.  Рисунок 2.3 - Распределение добывающего фонда скважин по способам добычи за весь период разработки месторождения  Рисунок 2.4 – Распределение добычи нефти по способам добычи за весь период разработки месторождения Показатели эксплуатации добывающих скважин с распределением по способам добычи нефти по состоянию на 01.01.2015 г. представлены в таблице 2.2. Наиболее существенный вклад в добычу за всё время эксплуатации нефти внесли скважины эксплуатировавшиеся механизированным способом. Накопленная добыча по ним составила 6 004,6 тыс.т (55,6 % всей добычи по месторождению). Таблица 2.2 - Показатели эксплуатации действующего фонда скважин на 01.01.2015 г. с распределением по способам добычи
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||