КРС методы совершенствования. Дипломного проекта Совершенствование работ в капитальном ремонте скважин на примере месторождения тпп Урайнефтегаз
 Скачать 0.86 Mb.
|
2 Анализ состояния разработки месторождения2.1 Анализ показателей разработки месторожденияМесторождение разрабатывается на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Сыморьяхского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 86-17 от 19.12.2017). По состоянию на 01.01.2019 добыча нефти ведется из трех пластов Т1, Т2 и Т3 объединенных в один эксплуатационный объект Т1-3. На месторождении в разработке находятся две залежи Центральная и Южная. Оставшийся проектный фонд составил 202 скважины, расположен, в основном, на Центральной залежи (150 скважин). Вне промышленной категории В2 размещено 3 скважины проектного фонда на Центральной залежи. В таблице 1 приведены основные показатели разработки Сыморьяхского месторождения по состоянию на 01.01.2019. Таблица 1 – Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2019. Сыморьяхское месторождение
По динамике добычи нефти можно выделить несколько периодов разработки месторождения. Первый период (с 1998 по 2011 год) характеризуется растущей добычей. При этом, увеличение годовых отборов, как жидкости, так и нефти связано с интенсивным вводом новых скважин. В данном периоде отмечается два пика добычи: в 2007 году и в 2011 году. Максимальный уровень добычи нефти в 2007 году составил 475,9 тыс.т при отборе от НИЗ 13,2 %, обводненности 69,7 %, дебитом нефти 9,1 т/сут и действующем добывающем фонде 147 скважин. Далее, с 2008 по 2010 г. отмечается снижение добычи, связанное с ухудшением структуры вводимых запасов (входной дебит 11-12 т/сут), а в 2011 году добыча нефти достигает второго пика за счет улучшения структуры вводимых запасов (входной дебит нефти новых скважин 26 – 30 т/сут). Годовой уровень добычи нефти в 2011 году составил 525,3 тыс.т, при отборе от НИЗ 21 %, обводненности 78,4 %, дебите нефти 8,4 т/сут и действующем добывающем фонде 183 скважины. В период 2012-2013 гг. отмечается относительная стабилизация годовой добычи нефти на уровне 482 ÷ 488 тыс.т. В эти годы уровни добычи составляли 92 и 93 % от достигнутого максимума, соответственно. С 2014-2017 гг. – период снижения добычи нефти. Относительно достигнутого максимума снижение составило 55 %. В 2018 году, в связи с положительными результатами бурения новых скважин (qн новых – 22 т/сут), годовой уровень добычи нефти превысил уровень 2017 года. Динамика основных показателей разработки месторождения по годам представлена в таблице 3.2.2 и на рисунке 3.2.1. В период, с 1996 по 2001 г., на этапе эксплуатационного разбуривания центральной части Южной залежи обводненность устойчиво держалась на уровне 30 %. В дальнейшем, по мере разбуривания краевых частей Южной и переходе бурения на Центральную залежь, обводненность выросла к 2008 году до 79,2 %. Текущая средняя обводненность действующего фонда скважин составляет 85,8 % (таблица 3.2.2, рисунок 3.2.1). С начала разработки месторождения по состоянию на 1.01.2019 добыто 7185 тыс.т. нефти или 32,0 % от начальных извлекаемых запасов категории АВ1, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,080, текущая обводненность продукции – 85,8 %. В 2018 году добыто 293,7 тыс. т нефти, отбор жидкости составил 2073,4 тыс. т при среднегодовой обводнённости 85,8 %. Дебит жидкости добывающих скважин в среднем составил 28,4 т/сут, нефти – 4,0 т/сут. Закачка на месторождении ведется с 1999 года. В 2018 году в пласты месторождения закачано 2232,2 тыс. м3 воды, текущая компенсация жидкости закачкой составила 102,5 %, средняя приемистость нагнетательных скважин – 81,3 м3/сут.  |