ДП Даутов Д.Ф. НР-09-5. Даутов Дамир Флюрович нр095

• Название: Даутов Дамир Флюрович нр095
• Анкор: ДП Даутов Д.Ф. НР-09-5.docx
• Дата: 15.01.2018
• Размер: 4.99 Mb.
• Имя файла: ДП Даутов Д.Ф. НР-09-5.docx
• Тип: Реферат; #14104
• страница: 10 из 23

2.4 Основные выводы

• 
  По состоянию на 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти составила 140,5 млн.т, что составляет 75% от НИЗ, при ВНФ равном 6,1 и текущем коэффициенте нефтеизвлечения - 0,403. Накопленная добыча жидкости - 996,3 млн.т, накопленная закачка – 1085,8 млн.м³;
  
• 
  В 2007 году было добыто 744,9 тыс.т нефти, что выше проектного значения на 14,8 тыс.т. или 2%. Годовой темп отбора от НИЗ - 0,4%, от ТИЗ – 1,59%. Дебит нефти и обводненность по сравнению с предыдущим годом изменились не значительно (5,9 т/сут против 6,0 т/сут в 2006 году и 97,4% против 97,6% соответственно). Наибольшую озабоченность вызывают низкие темпы выработки остаточных запасов и как следствие значительная величина кратности запасов 63 года;
  
• 
  В 2007 году в пласты объекта закачано 29,3 млн.м³ при отборе жидкости 29,1 млн.т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 447,5 м³/сут. Текущая компенсация за 2007 год составила 100,1%, накопленная компенсация – 102,6%;
  
• 
  По состоянию на 1.01.2008 г. общий фонд объекта - 1132 скважины. Добывающий фонд - 838 скважин из них: действующих – 384, бездействующих – 236, в консервации – 42, наблюдательно-пьезометрических – 86, ликвидированы – 90 скважин. Нагнетательный фонд – 294 скважины, из них: действующих – 181, бездействующих – 44, в консервации – 0, наблюдательно-пьезометрических – 3, ликвидировано – 66 скважин. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин – 2,1 : 1;
  
• 
  Общий фонд неработающих нефтяных скважин на объекте АВ_4-5 на 1.01.2008 г. составил 454 единицы. Все скважины, числящиеся по состоянию на 1.01.2008 г. в неработающем фонде, за всю историю разработки объекта АВ_4-5 добыли 64,9 млн.т. нефти. Средняя величина накопленного отбора нефти на одну скважину неработающего фонда - 143 тыс.т.;
  
• 
  В целом, состояние разработки объекта можно считать удовлетворительным.
  
• 
  В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей – гидратообразование.
  

За последние годы на месторождении сложилась критическая ситуация. Техническое состояние созданных на месторождении производственных фондов (вследствие длительной их эксплуатации) характеризуется как близкое к аварийному. Это связано с общим закономерным физическим износом и моральным старением оборудования.

3 ВЫРАБОТКА ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОБЪЕКТ АВ4-5 ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

3.1 Оценка остаточных извлекаемых запасов на Самотлорском месторождении

Самотлорское месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризуется падающей добычей и высокой обводненностью. Проблема извлечения остаточных запасов на завершающей стадии разработки углеводородных залежей с каждым годом приобретает все большую значимость на месторождении Самотлор. Оценка остаточных запасов представлена на рисуноке 3.1 [2]

Рисунок 3.1 - Соотношение остаточных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи по Самотлорскому месторождению.

Оценка остаточных запасов на Самотлорском месторождении по объектам представлена на рисуноке 3.2.

Рис 3.2 - Оценка остаточных запасов на Самотлорском месторождении

по объектам

3.2 Основные типы профилей скважин с боковыми стволами

Выбор профилей скважин является основой проектирования горизонтальных, боковых стволов. Их выбор зависит от принятой на предприятии системы разработки месторождения или отдельного объекта, а также геологических и технических условий для проведения буровых работ.

Существует несколько типов профилей, применяемых в СНГ и за рубежом. Основые критерии выбора профиля:

- форму профиля бокового ствола;

- радиус искривления при выходе на горизонталь;

- угол охвата резко искривленного участка.

Можно выделить три группы профилей боковых(горизонтальных) стволов (рисунок 3.3):

I – трехинтервальный профиль;

II, III – двухинтервальный профиль;

IV – четырехинтервальный профиль.

В практике бурения боковых стволов радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60 – 660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью бокового ствола задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола. [6]



Рисунок 3.3 - Типы профилей

I – трехинтервальный; II, III – двухинтервальный; IV – четырехинтервальный; участки:

1 – набора зенитного угла; 2 – стабилизации; 3 – падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5 – горизонтальный