диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ (Гремихинское). Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И
 Скачать 1.51 Mb.
|
|
Тогда распределение текущих отборов нефти по пачкам пласта А4 уделяется как: Q р (t)вп = Q р (t) х Квп ; (23) Q р (t)сп = Q р (t) х Ксп ; (24) Q р (t)нп = Q р (t) х Кнп ; (25) где QH(t)Bn, Qn(t)cn, Qn(t)nn - текущий отбор нефти соответственно из верхней, средней и нижней пачек; QH (t) - добыча нефти по залежи на данный момент времени (суммарная, годовая, суточная и т.д.); Квп, Ксп, Кш - коэффициенты текущего отбора нефти по пачкам. Расчеты показывают, что по состоянию на 01.12.98 года отбор запасов нефти по пачкам (нефтеизвлечение) составляет: по верхней пачке -7,7%, по средней - 39,2% и по нижней - 1,4%. По средней пачке уже достигнут утвержденный коэффициент нефтеотдачи, равный 0,392. В табл.15 и на рис. 11 показана динамика выработки запасов нефти из пачек объекта за всю историю его разработки. Эти данные наглядно иллюстрируют весьма слабое дренирование продуктивных пластов верхней и особенно нижней пачек при существующей системе разработки залежи нефти.- Применяемая система разработки явилась весьма эффективной для выработки запасов нефти только из продуктивных пластов средней пачки. Остаточные запасы нефти составляют (на 01.12.98): - по верхней пачке -18399,2 тыс.т. Таблица 15 Динамика выработки запасов нефти из пачек залежи пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения
12003 97 ноя.98 1982 Годы Динамика выработки запасов нефти из продуктивных пачек пласта А-4 КНИ(8П),% КНИ(НП),% Q     н(зап.}тыс.т. Он(СП)тыС.т. Рис.11 - по средней пачке - 16790,3 тыс.т., - по нижней пачке - 16796,5 тыс.т, - по залажи в целом - 51986,0 тыс.т. Объект продолжает оставаться высокоперспективным, но требуется новый подход в системе его разработки. Новая система высокоэффективной доразработки залежи может быть обоснована только при новом технологическом проектировании и составлении проекта доразработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения. 2.8. Сопоставление фактических и проектных показателей Базовыми документами для сопоставительного анализа является официальный отчетный документ НГДУ «Ижевскнефть» о разработке залежи и рекомендемой технологической схемы по варианту «За» -разработка залежи с применением технологии ИД ТВ (П). По результатам сопоставительного анализа делается заключение о причинах выявленных расхождений и осуществляется корректировка проектных показателей. Сопоставление основных фактических и проектных показателей приводится в табл.16. Выводы сопоставительного анализа сводятся к следующему: - по действующему фонду скважин, дающих продукцию, с 1998 по 2002 гг. уменьшалось (16,4-25,7%) от запланированного количества, но к 2002 году количество было увеличено на 5,3% от запроектированного; по нагнетательным скважинам с 1998 год по 2002 год - фактическое число превышает проект (1,9-7,7%), но к 2001 г. их показатели уменьшились (на 3,4-8,8 %). - по годовой добычи нефти и обводненности добываемой продукции с 1998 года уровень расхождения фактической добычи нефти стал неуклонно возрастать и к 2000 году достиг величины - 32,3%.Одновременно с этим снижался и темп отбора жидкости, но при этом сравнялись величины Таблица 16 Сопоставление основных фактических и проектных показателей Гремихинского месторождения
текущей обводненности добываемой продукции (степень расхождения в 2000 году составила 0,8%). Высокий фактический "недобор" нефти связан с существенным снижением за рассматриваемый период количества действующего фонда добывающих скважин, которое вызвано производственной причиной. - по накопленной добычи нефти и коэффициенту нефтеизвлечения: с дальнейшем наращиванием расхождения, которое.к 2000 году составило соответственно-6,9 и-7,0%; - объемы годовой закачки агента в пласт за период с 1998 по 2002 гг существенно отличаются от проектных значений (ниже на 27,7 - 47%), но такое различие связано лишь с существенным сокращением закачки холодной воды. Такой факт вызван двумя причинами: первая - за последние годы основное развитие получили технологии ТЦВП и «Укрупненного элемента», в которых предусмотрена закачка только теплоносителя и вторая в 1999-97 годах проведены мероприятия по снижению темпов закачки агента с целью снижения избыточных пластовых давлений в зонах воздействия, а также с целью снижения текущей обводненности добываемой продукции, при этом важно, что накопленные объемы закачанного теплоносителя в пласт имеют высокую сходимость (+,- 1,9 - 6,1%); Начиная с 2000 по 2002 год, роль закачки теплоносителя с каждым годом постоянно увеличивается, благодаря экономической эффективности внедрения тепловых методов (ТМ) воздействия н пласт. Также увеличилось количество паронагнетательных скважин (график) за счет чего увеличилась годовая добыча нефти при помощи ТМ. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||