Главная страница
Навигация по странице:

  • Дебит нефти

  • Дебит

  • Дебит жидкости

  • Накопленная

    		•

    Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке


    Скачать 1.14 Mb.
    НазваниеАнализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке
    Дата18.06.2022
    Размер1.14 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаTPU714367.docx
    ТипАнализ
    #602166
    страница7 из 19
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   19


    Однако, текущие показатели действующего фонда фонтанных скважин (дебит по нефти 149,6 т/сут; по жидкости – 151,8 т/сут; обводненность продукции – 1,5%) несколько лучше скважин, оборудованных УЭЦН (дебит по нефти – 119,1 т/сут, по жидкости – 138,3 т/сут, обводненность продукции – 13,9

    %), что связано с лучшими ФЕС по скважинам это категории[8].

    В течение 2014 г. фонтанным способом эксплуатировалось 408 скважин, к концу года – восемь. В результате, годовая добыча скважин, эксплуатируемых фонтанным способом, составила 27,4% время работы – 4,6%

    В целом по месторождению к концу 2014 г. показатели скважин действующего добывающего фонда составили: дебиты по нефти – 126,2 т/сут, по жидкости – 141,5 т/сут, обводненность продукции – 10,8%.

    Структура действующего фонда добывающих скважин месторождения в настоящее время в значительной степени определяется как высокодебитная (по нефти и жидкости – более 50 т/сут), низкообводненная (более 80% фонда с обводненностью менее 20%), большинство скважин (78) введено в разработку сравнительно недавно (2012-2014 гг.). По приведенным данным:

    • малообводненный (до 20%) фонд составляет 80 % (76 ед.); эксплуатация скважин осуществляется с дебитами: по нефти 10,1-545,3 т/сут, по жидкости – 10,2–546,2 т/сут. Вклад скважин с низким содержанием воды в продукции – 77,8% накопленной добычи по месторождению, удельная добыча нефти – 96,1 тыс.т/скв;

    • среднеобводненный фонд (20-50%) составляет 12% (11 ед.); эксплуатация скважин осуществляется с дебитами: по нефти 20,8-148,9 т/сут, по жидкости – 26,7– 203,1 т/сут. Вклад скважин со средним содержанием воды в продукции – 14,5% накопленной добычи по месторождению, удельная добыча нефти – 122,4 тыс.т/скв;

    • высокообводненный фонд (свыше 50%) незначителен - 8% (8 ед.); эксплуатация скважин осуществляется с дебитами: по нефти 0,4-107,9 т/сут, по жидкости – 66,3-335,2 т/сут. Вклад высокообводненных скважин – 7,7% накопленной добычи по месторождению, удельная добыча нефти – 92,2 тыс.т/скв.

    Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и накопленным отборам нефти в зависимости от обводненности продукции представлено в таблице 2.3, графическое отображение на рисунке 2.5.

    Таблица 2.3 - Распределение действующего добывающего фонда скважин Ярактинского месторождения по интервалам дебитов и накопленных отборов нефти в зависимости от обводненности продукции скважин

    Инте- рвал

    Параметры интервала
    Диапазон обводненности, %
    Итого

    0-5
    5-20
    20-

    50
    50-

    90
    90-

    98
    > 98
    Все- го
    %

    Дебит нефти,т/сут.


    < 10
    Количество скважин
    0
    0
    0
    0
    1
    1
    2

    2,1

    Средний дебит в интервале
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    4,7
    0,4
    2,6

    Средняя обводненность в интервале
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    92,9
    99,

    5
    95,7


    10-50
    Количество скважин
    21
    2
    3
    1
    0
    0
    27

    28,

    4

    Средний дебит в интервале
    27,9
    24,4
    30,5
    10,2
    0,0
    0,0
    27,3

    Средняя обводненность в интервале
    0,8
    10,7
    30,0
    87,3
    0,0
    0,0
    8,4


    50-

    100
    Количество скважин
    11
    3
    6
    3
    0
    0
    23

    24,

    2

    Средний дебит в интервале
    73,5
    62,7
    71,9
    73,7
    0,0
    0,0
    71,7

    Средняя обводненность в интервале
    0,8
    10,4
    32,6
    61,8
    0,0
    0,0
    18,3



    100-

    200
    Количество скважин
    13
    5
    1
    2
    0
    0
    21


    22,

    1

    Средний дебит в интервале
    148,

    4
    143,

    5
    148,

    9
    107,

    2
    0,0
    0,0
    143,

    3

    Средняя обводненность в интервале
    0,4
    10,2
    24,4
    51,4
    0,0
    0,0
    8,7

    Количество скважин
    19
    3
    0
    0
    0
    0
    22

    Средний дебит в интервале
    319,

    3
    341,

    6
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    322,

    3

    Средняя обводненность в интервале
    0,7
    12,4
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    2,3

    Количество скважин
    64
    12
    11
    6
    1
    1
    95

    Средний дебит в интервале
    146,

    7
    153,

    7
    73,4
    74,3
    4,7
    0,4
    131,

    5

    Средняя обводненность в интервале
    0,7
    10,9
    30,9
    63,8
    92,9
    99,

    5
    11,5

    % скважин
    67,4
    12,6
    11,6
    6,3
    1,1
    1,1
    100

    Дебитжидкости,т/сут


    < 50
    Количество скважин
    21
    2
    1
    0
    0
    0
    24

    25,

    3

    Средний дебит в интервале
    28,2
    27,9
    26,7
    0,0
    0,0
    0,0
    28,1

    Средняя обводненность в интервале
    0,8
    11,9
    22,1
    0,0
    0,0
    0,0
    2,6


    50-

    100
    Количество скважин
    11
    3
    4
    1
    1
    1
    21

    22,

    1

    Средний дебит в интервале
    74,1
    69,9
    71,6
    89,3
    66,3
    79,0
    73,6

    Средняя обводненность в интервале
    0,8
    10,4
    35,2
    88,6
    92,9
    99,5
    22,0

    Продолжение таблицы 2.3

    Инте- рвал

    Параметры интервала
    Диапазон обводненности, %
    Итого

    0-5
    5-20
    20-

    50
    50-

    90
    90-

    98
    > 98
    Все- го
    %

    Дебит жидкости,т/сут


    100-

    200
    Количество скважин
    13
    3
    5
    2
    0
    0
    23

    24,

    2

    Средний дебит в интервале
    149,

    0
    144,

    9
    128,

    4
    158,

    3
    0,0
    0,0
    144,

    8

    Средняя обводненность в интервале
    0,4
    9,2
    30,1
    53,9
    0,0
    0,0
    12,7



    > 200
    Количество скважин
    19
    4
    1
    3
    0
    0
    27

    28,

    4

    Средний дебит в интервале
    322,

    1
    344,

    8
    203,

    1
    268,

    5
    0,0
    0,0
    315,

    1

    Средняя обводненность в интервале
    0,7
    12,1
    26,7
    62,2
    0,0
    0,0
    10,2



    Итог о
    Количество скважин
    64
    12
    11
    6
    1
    1
    95


    10

    0

    Средний дебит в интервале
    147,

    9
    173,

    3
    105,

    3
    201,

    9
    66,3
    79,0
    148,

    0

    Средняя обводненность в интервале
    0,7
    10,9
    30,9
    63,8
    92,9
    99,5
    11,5

    % скважин
    67,4
    12,6
    11,6
    6,3
    1,1
    1,1
    100

    Накопленнаядобычанефти,тыс.т


    < 10
    Количество скважин
    15
    4
    2
    0
    1
    0
    22

    23,

    2

    Удельная добыча в интервале
    5,6
    6,6
    8,0
    0,0
    0,1
    0,0
    5,8

    Средняя обводненность в интервале
    1,2
    12,4
    22,9
    0,0
    92,9
    0,0
    10,7



    10-50
    Количество скважин
    17
    2
    2
    3
    0
    1
    25

    26,

    3

    Удельная добыча в интервале
    26,3
    31,1
    21,9
    19,0
    0,0
    17,

    7
    25,1

    Средняя обводненность в интервале
    0,6
    10,3
    37,5
    55,4
    0,0
    99,

    5
    14,9


    50-

    100
    Средняя обводненность в интервале
    12
    2
    3
    0
    0
    0
    17

    17,

    9

    Накопленная добыча в интервале
    73,5
    63,2
    67,3
    0,0
    0,0
    0,0
    71,2

    Количество скважин
    0,5
    9,6
    29,9
    0,0
    0,0
    0,0
    6,8



    > 100
    Удельная добыча в интервале
    20
    4
    4
    3
    0
    0
    31

    32,

    6

    Средняя обводненность в интервале
    223,

    7
    300,

    5
    271,

    1
    221,

    2
    0,0
    0,0
    239,

    5

    Накопленная добыча в интервале
    0,7
    10,4
    32,3
    72,2
    0,0
    0,0
    13,0


    Итог о
    Количество скважин
    64
    12
    11
    6
    1
    1
    95

    10

    0

    Удельная добыча в интервале
    92,0
    118,

    1
    122,

    4
    120,

    1
    0,1
    17,

    7
    98,8

    Средняя обводненность в интервале
    0,8
    10,9
    30,9
    63,8
    92,9
    99,

    5
    11,5

    Накопленная добыча в интервале
    5887

    ,1
    1416

    ,8
    1346

    ,4
    720,

    6
    0,1
    17,

    7
    9388

    ,6

    % скважин
    67,4
    12,6
    11,6
    6,3
    1,1
    1,1
    100



    Рисунок 2.5 - Распределение действующего добывающего фонда скважин Ярактинского месторождения по интервалам обводненности продукции скважин по состоянию на 01.01.2015 г.
    Накопленная добыча нефти по скважинам действующего фонда составляет 9388,6 тыс.т (87,0% всей добычи месторождения). Несмотря на непродолжительный период эксплуатации (бὀльшая часть скважин – 78%, введена в разработку в 2012-2014 гг.), высокая производительность добывающих скважин, предопределяет весьма значительные удельные отборы нефти - на одну действующую добывающую скважину в среднем приходится 98,8 тыс.т (диапазон изменения – от 0,06 до 667,4 тыс.т/скв), что свидетельствовует об их высокой продуктивности..

    В неработающем добывающем фонде по состоянию на 01.01.2015 г. находится 32 скважины (25,8% всего добывающего фонда), что не является критической величиной и свидетельствует об удовлетворительном состоянии фонда месторождения. При этом 14 скважин бездействуют, 17 скважин пребывают в ожидании освоения (все после бурения), одна скважина – в контрольно-пьезометрическом фонде (рисунок 2.6). Всего в отработке на нефть из этой категории скважин перебывало 26 ед.

    Накопленная добыча нефти по неработающим скважинам составляет 860,9 тыс.т (8% добычи месторождения), в среднем на скважину, перебывавшую в отработке на нефть (20 ед.) – 26,4 тыс.т.



    Рисунок 2.6 – Неработающий добывающий фонд скважин на 01.01.2015 г.

    Распределение скважин неработающего фонда Ярактинского месторождения по причинам простоя представлено в таблице 2.4.
    Таблица 2.4 - Распределение бездействующего добывающего фонда скважин Ярактинского месторождения по причинам простоя

    Причины остановки скважин
    Бездействие
    Консервация
    Пьезометр
    Итого

    Всего
    %

    Низкая продуктивность
    7






    7
    46,7

    - в т.ч. высокая обводенность
    1






    1
    6,7

    Технические причины
    7






    7
    46,7

    - негерметичность ЭК















    - аварийные
    2






    2
    13,3

    - отсутствие обустройства















    - КРС или ожидание КРС
    5






    5
    33,3

    Геологические причины






    1
    1
    6,7

    Проведение исследований















    Всего
    14



    1
    15
    100

    Основными причинами остановки добывающих скважин являются технические причины (46,7%) и их низкая продуктивность (46,7%) (рисунок 2.7).



    Рисунок 2.7 - Распределение бездействующего добывающего фонда скважин Ярактинского месторождения по причинам простоя
    Распределение бездействующего добывающего фонда скважин по дебитам нефти и накопленным отборам нефти представлено в таблице 2.5.

    Таблица 2.5 - Распределение бездействующего добывающего фонда скважин Ярактинского месторождения по технологическим параметрам


    № скв.
    Дата остановки
    Дебит нефти, т/сут
    Дебит жидкости, т/сут
    Обводненность,

    %
    Накопленная добыча нефти, т.

    41р
    ноябрь 11
    5,7
    5,7
    0,4
    3,2

    51
    сентябрь 14
    3,2
    3,6
    12,8
    95,2

    53
    октябрь 14
    25,7
    43,0
    40,2
    29,6

    77
    апрель 14
    7,6
    23,7
    68,1
    39,2

    104
    ноябрь 14
    34,2
    37,6
    9,1
    127,3

    124
    ноябрь 14
    39,0
    39,1
    0,2
    63,5

    145
    ноябрь 14
    16,6
    28,2
    40,9
    32,8

    149
    май 13
    21,5
    29,0
    25,7
    81,2

    165
    июль 14
    25,0
    83,8
    70,2
    105,2

    288
    август 14
    0,5
    32,7
    98,6
    39,2

    539
    сентябрь 14
    1,6
    6,2
    73,6
    62,7

    542
    ноябрь 14
    9,7
    9,8
    0,6
    176,4

    550
    октябрь 14
    8,8
    28,8
    69,4
    2,1

    800
    ноябрь 14
    47,1
    48,1
    1,9
    1,8
          1. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   19

    написать администратору сайта