Курсовая работа по СДН. Мониторинг эффективности применения бгс скважин в условиях залежи 8 Ромашкинского месторождения нгду альметьевнефть
 Скачать 347.31 Kb.
|
Рисунок 2.1.1 – Распределение фонда по способу эксплуатацииКак видно из таблицы 2.1.10 на сегодняшний день не весь добывающий фонд относится к действующему из-за осложнений, возникших на 17 скважинах. Преобладающий способ эксплуатации на залежи №8 это ШГН (рисунок 2.1.1), его применили на 205 скважинах, несмотря на то, что среднесуточный дебит по ЭЦН, который применили на 37 скважинах, несколько выше дебита ШГН (таблица 2.11). Таблица 2.1.11 – Динамика среднесуточного дебита по способу эксплуатации залежи №8
 Рисунок 2.1.2 – Распределение добывающего фонда по дебитам нефтиЧтобы поддерживать такие дебиты, нужны соответственные нагнетательные мощности, и на конец 2015 года весь нагнетательный фонд на залежи №8 составлял 170 скважин (таблица 2.1.12) Таблица 2.1.12 – Динамика нагнетательного фонда скважин залежи №8
Динамика эксплуатационного фонда за весь период разработки представлена в приложении А.2.1. Приемистость одной нагнетательной скважины в среднем составляла 59 м3/сут, а среднее давление нагнетания – 77 атм. За 2015 год добыто скважинами, оборудованными ЭЦН – 66,7 тыс. т. нефти (23,7%) и ШГН – 215,1 тыс. т. нефти (76,3%). С начала разработки на 1.12.2015г. по залежи № 8 в целом отобрано 21982 тыс.т. нефти или 58,4 % от НИЗ. Динамика технологических параметров работы залежи №8 (приложение А.2.4) говорит о том, что после роста добычи нефти на первой стадии разработки, путем ввода новых скважинах, до ее максимального значения произошел резкий спад добычи, следовательно вторая стадия разработки, где должна была поддерживаться максимальная добыча, была пропущена. Это могло произойти из-за неэффективности системы поддержания пластового давления или неверных решений руководящего состава, что и привело к падению добычи. С целью сокращения объемов отбора попутно добываемой воды и уменьшения процента обводненности (приложение А.2.2) за счет изменения фильтрационных потоков, на залежи в 2014 году проводились мероприятия по регулированию отбора и закачки. Всего на 1.12.2015 г. с начала разработки в продуктивные пласты залежи закачано 70279,1 тыс. м3 воды. Объем технологической закачки составил 67224,1 тыс. м3 воды, что на 96,5 % компенсировало отбор жидкости в пластовых условиях. Объем производительной закачки при этом составил 62205,5 тыс. м3 воды, компенсация – 89,3%. По состоянию на 1.12.2015 г. обводнены 233 скважины, из них 83 скважины закачиваемой водой, 99 скважин обводнены пластовой подошвенной водой, 51 скважина - смешанной водой. Обводнение происходит за счет активного продвижения контура нагнетаемых вод и подпора контурных вод. Объем добытой закачиваемой воды составляет 455,0 тыс. т, пластовой – 460,6 тыс. т, смешанной воды – 362,4 тыс. т. Таким образом, характеристика особенностей залежи №8 сводится к тому, что основным горизонтом залежи №8 является бобриковский горизонт, который был разделен на 4 продуктивных пласта Сбр-1, Сбр-2, Сбр-3, Сбр-4. Продуктивный горизонт представлен песчаными, алевролитовыми и глинистыми фракциями. Коллекторские свойства залежи в целом похожи на аналогичный горизонт Ромашкинского месторождения с пористостью в 23,4 процента и проницаемостью 1,167 мкм2. Нефть в пластовых условиях относится к классу средневязких со средней плотностью. Промышленная разработка залежи №8 Ромашкинского месторождения ведется с 1975 года и накопленная добыча уже составляет 58,4 процента от НИЗ, дальнейшая разработка также рентабельна. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||